Presentación Corporativa - Agosto de 2021 - Canacol Energy Ltd.
←
→
Transcripción del contenido de la página
Si su navegador no muestra la página correctamente, lea el contenido de la página a continuación
Presentación Corporativa Agosto de 2021
¿Por qué Canacol?
El Mayor Productor Independiente de Gas Natural en Colombia
El Mejor en Activos y Gestión Sostenibilidad Fortaleza y Disciplina Financiera
• Reservas, producción y flujo de caja crecientes • Abasteciendo la creciente demanda de gas • Sólido balance financiero
• Equipo ejecutivo y técnico experimentado y de combustión limpia en Colombia • Contratos de venta en firme con precios fijos
enfocado • Operaciones seguras y confiables y a largo plazo
• Trayectoria exitosa en exploración y desarrollo • Cultura de innovación y responsabilidad • Bajos costos y altos márgenes con crecientes
• Gran inventario de recursos de exploración social corporativa economías de escala
• Apuntando al mejor desempeño ESG* • Asignación de capital, dividendos y recompra
de acciones enfocados en los retornos
*Sigla en inglés de Ambiental, Social y de Gobierno
Presentación a Inversionistas 2021 | 2
Canacol en un Vistazo
TSX : CNE BVC : CNE.C OTCQX : CNNEF
Acciones Básicas O/S (MM) 1 178,5
Precio de la Acción (C$) 2 $3,19
Capitalización de Mercado CAD$569MM - (USD$MM) 3 $456 América del Sur
Deuda Neta (US$MM) 4 $366
Valor Empresa (“EV”) (US$MM) $822
Dividendo Trimestral (C$/acción) $0,052
Rendimiento Anual (%) 2 6,5%
Reservas de Gas (bcf) 5 1P 2P
Reservas Brutas 395 637
VPN-10 Después de Impuestos (US$MM) $823 $1.270
Índice de Vida de Reservas 6,4 10,3
FD&A* 3 años (US$/Mcf)6 $1,18 $0,84
Recursos Prospectivos (bcf) 7 Sin riesgo Con riesgo
Recursos Medios Brutos 5.718 1.666
*Sigla en inglés de Búsqueda, Desarrollo y Adquisición
1. A junio 30 de 2021.
2. A julio 30 de 2021.
3. Convertido de CDN a USD, tasa de cambio 0,80, a julio 30 de 2021.
4. A junio 30 de 2021. La Deuda Neta que se muestra es Deuda Total menos Capital de Trabajo.
5. Reservas de participación en la explotación según el informe de reservas independiente elaborado por Boury Global Energy Consultants (“Boury”) a dic. 31 de
2020. Índice de Vida de Reservas basado en la producción anualizada de gas natural convencional del cuarto trimestre de 2020 de 180.986 Mcfpd.
6. En nuestro comunicado de prensa de fecha marzo 3 de 2021 se presenta una descripción completa del cálculo de los costos de FD&A* y las Razones de Reciclaje.
7. Representa los recursos prospectivos medios brutos para gas natural convencional según el informe elaborado por Gaffney Cline & Associates a dic. 31 de 2020.
Presentación a Inversionistas 2021 | 3
¿Por qué Colombia?
Una Economía Grande y en Desarrollo Creciente Demanda de Gas (mmcf/d)2
(PIB, USD$ bn PPP)1
1,000
Histórico
History Proyectado
Forecast Histórico
History Proyectado
Forecast
800 1,400
1,200
600 1,000
800
400
600
400
200
200
0 0
2000 2005 2010 2015 2020 2025 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030
• Entorno Democrático, Político y Normativo Estable
• País Miembro de la OECD
1) Fuente: Base de Datos de Perspectiva Económica Mundial del FMI, abril de 2021. PPP es la sigla en inglés de Paridad de Poder Adquisitivo.
2) Fuente: UPME, octubre de 2020, Escenario de Proyección de Demanda Media.
Presentación a Inversionistas 2021| 4
Abasteciendo la Demanda de Gas Natural en Colombia
Reservas Probadas de Colombia (TCF)1 Oferta / Demanda de Gas en Colombia (mmcf/d)2
6 16%
1,500
14%
12%
4
10%
1,000
8%
6%
2
500
4%
2%
0 0% -
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
Reservas Probadas Reservas Probadas de Canacol (como % de Oferta Demanda Canacol
de Colombia Colombia)
• Las reservas probadas nacionales de Colombia están • La demanda de gas en Colombia ha estado aumentando un 3%/año en
disminuyendo un 7%/año. los últimos 10 años.
• Las reservas probadas comparables de Canacol están • Los campos más grandes en Colombia, operados por el Estado, tienen
creciendo a una TACC de 33%. más de 40 años y están disminuyendo a tasas de hasta 20% por año.
(1) Fuente: Agencia Nacional de Hidrocarburos.
(2) UPME, octubre de 2020, Estudio Técnico para el Plan de Abastecimiento de Gas Natural (Escenario de abastecimiento 2 excluyendo proyecciones de importación; Proyección de
Demanda Media, excluyendo la evaluación de potenciales adiciones de demanda causadas por eventos de El Niño).
(3) Las ventas planeadas de Canacol incluyen solamente expansiones de capacidad esperadas según lo indicado en esta presentación y están sujetas a posible revisión debido al COVID-19. Presentación a Inversionistas 2021 | 5
Mercado de Gas en Colombia
Proveedor de Gas Cada Vez Más Vital para el
Capacidad de Producción*
Mercado de la Costa Caribe
Demanda Promedio de - En la última década, Canacol ha aumentado
Gas*
Capacidad Promedio de rápidamente su producción para abastecer ~50% de
Gasoductos* la demanda en el mercado del Caribe, respaldando
Capacidad Utilizada en % una demanda en rápido crecimiento en un momento
Costo de Transporte de disminución de la oferta de otros campos
USD/MBTU
Gasoducto Promigás
convencionales.
Gasoducto TGI
*Valores en Mcfpd Oferta Restringida en el Mercado del Interior
- La demanda de gas en el centro de Colombia depende
en exceso de un solo gran campo productor, el cual
enfrenta significativos desafíos de costos de
transporte y se espera que entre en fase de declive en
los próximos años.
Fuente:
- Capacidad de Producción: Ministerio de Minas y Energía, Declaraciones de Producción
para 2021.
- Demanda Promedio de Gas : Gestor del Mercado, XM, cálculos de Canacol.
- Capacidad del Gasoducto: BEO de Transportadores 2021.
- Capacidad Utilizada en %: Calculada con base en el informe de junio de 2021 de “Gestor del
Mercado de Gas Natural en Colombia”.
Presentación a Inversionistas 2021 | 6
El gas natural liderará la transición de la energía en Colombia
Cambio Climático:
• Colombia planea usar más gas para cumplir su Objetivo
de Emisión de CO2 del Acuerdo de París: 51% ↓ en Energy Demand
Proyecciones Projections
de Demanda (PJ)1(PJ)1
de Energía
2,000
2030.
• El gas produce 50% menos CO2 que el Carbón y 30%
menos que el Petróleo. 1,500 34%
25%
18% 21%
Contaminación del Aire: 9% 18%
1,000 11% 23%
• Uno de los mayores problemas de salud en Colombia 23% 22% 19%
que cuesta 1.93% del PIB1. 15%
11% 10% 8%
• Solución con cerca de CERO contaminantes causantes 500 6%
22% 21% 18%
de esmog: GAS. 16%
17% 15% 12% 6%
0
Renovables: 2020 2030 2040 2050
Gasoline
Gasolina Diesel
Diésel Coal
Carbón Other
Otro Natural
Gas Gas
Natural Electricity
Electricidad
• El gas continuará suministrando generación de energía
de respaldo mucho más allá del 2030, reemplazando el
carbón y el petróleo para la generación de energía
eléctrica. El gas es la alternativa más limpia
(1) Fuente: UPME, Plan Energético Nacional, febrero de 2020. Escenario de “Nuevas Apuestas”, el cual se refiere a un escenario dentro del plan energético
nacional en el cual las emisiones de CO2 se reducen en un 30% de un Escenario Normal. Los otros escenarios en el estudio anticipan tanta o más
demanda de gas como el scenario mostrado. Presentación a Inversionistas 2021 | 7
Escasez de Suministro a Largo Plazo = Precios de Gas Altos y Estables
Los contratos de venta y transporte de Canacol nos dan una fuerte ventaja competitiva para satisfacer la creciente
demanda de gas de Colombia.
Historia del Precio Realizado de Gas (USD$/Mcf)1 Volatilidad de los Precios Promedio Trimestrales
$6 70%
$5 60%
50%
$4
40%
$3
30%
$2
20%
$1
10%
$0
Q1/15 Q1/16 Q1/17 Q1/18 Q1/19 Q1/20 Q1/21 0%
CNE Realized
Precio Price
Realizado Henry Hub AECO CNE Realized
Precio Price
Realizado WTI Henry Hub AECO
de CNE de CNE
(1) El Precio Realizado de Canacol (CNE) es Neto de Costos de Transporte. Presentación a Inversionistas 2021 | 8
Trayectoria de Ventas Crecientes de Gas
50 330(1) Guía para 2021:
190 MMcf/d – con la reactivación de
00 Ventas (MMscfd)
la demanda interruptible
50
153
153 MMcf/d – sin la reactivación de
-
00 190 la demanda interrumpible
172
50 • Contratos:
143
Contratos en firme a precio fijo y
113
00
denominados en USD$ en boca de
81
70
20 pozo. Los precios aumentan ~ 2%
50 16
25
por año. Rango de plazo de los
- contratos: 1-10 años.
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2024E
2021E
• Resto de las ventas bajo contratos
Petróleo Crudo Gas Natural interrumpibles
• Las ventas históricas de petróleo crudo se muestran convertidas de bbls/d al equivalente en MMcf/d usando la
conversion de equivalencia de energía de 5.7:1.
• Los números que se muestran en la gráfica son solamente para ventas de gas, incluyendo la TCAC de 40%, con
base en el crecimiento de 16 MMcf/d en el año calendario 2013 a 172 MMcf/d en 2020.
(1) Las líneas de tiempo de los proyectos de crecimiento a mediano plazo están sujetas a posible revision debido al
Presentación a Inversionistas 2021 | 9
COVID-19. 330 mmcfd es un estimado de tasa de salida para 2024.
Las Reservas Respaldan el Valor y el Crecimiento Futuro de la Producción
771 bcf adicionados a través de descubrimientos, extensiones y revisiones desde 2013
Reservas 2P de Gas (bcf) VPN10 Después de Impuestos (USD$MM)
1,583
1,270
624 637
559 1,136 1,083
505 1,033
945
873 823
411 783 785
372
638 639 651
482 405
113 324
95
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
1P 2P
Descubrimientos Revisiones / Extensiones Producción
Costos de FD&A de 2P (US$/Mcf) Razones de Reciclaje 2P Índice de Vida de Reservas (años)
1 año $1.33 1 año 2.7x 1P 6.4
3 años $0.84 3 años 4.4x 2P 10.3
• En la diapositiva de Advertencias al final de la presentación hay revelaciones importantes con respecto a la información de reservas que se muestra.
• Las cifras de 2013 y 2014 son al 30 de junio. Desde el 31 de diciembre de 2015, Canacol cambió su fin de año fiscal del 30 de junio al 31 de diciembre.
• Participación en la Explotación de las reservas según el informe de reservas independiente preparado por Boury Global Energy Consultants (“Boury”) a Presentación a Inversionistas 2021 | 10
dic. 31 de 2020. Índice de Vida de las Reservas basado en la producción anualizada de gas natural convencional del cuarto trimestre de 2020 de 180.986
Mcfpd.Contexto de GNL
Precios históricos de exportaciones de GNL de EE.UU. a Se esperan precios futuros más altos de GNL
Colombia antes de transporte y regasificación(1): debido a:
• Disminución de la producción de gas asociado
en EE.UU. con menor producción de petróleo.
• Normalización de la demanda de compradores
2H 2019 1H 2020 2H 2020 1H 2021 de GNL con obligaciones de volumen a largo
$5.67 $5.18 $6.08 $6.25 plazo.
• Precios de GNL a largo plazo en el rango de
USD$7.0 - $8.0(2), asumiendo el Henry Hub a
USD$3.0.
Fuerte posición de Canacol:
Futuros de Precio de Gas Henry Hub ($USD/MBTU)3
• El 90% de la capacidad de la Planta de Regasificación $5
puede ser consumido solamente por generadores $4
térmicos/socios del proyecto.
$3
• Canacol llega a clientes adicionales en el mercado $2
interrumpible.
$1
• Nuestros volúmenes en firme no han sido afectados. $0
jul-21 jul-23 jul-25 jul-27 jul-29 jul-31 jul-33
1. Estadísticas y Análisis Independientes de AIE.
2. “Plan de Abastecimiento de Gas Natural, Enero 2020“ de UPME. Informe de BMO, “Actualización Mensual de GNL Norteamericano, Abril de 2020“. Presentación a Inversionistas 2021 | 11
3. FACTSET, Futuros a agosto 2 de 2021.Plan para 2021
Presupuesto de CAPEX para 2021
Ventas de Gas $19
153 – 190 MMscf/d $21
$140 MM
Gastos de Capital (CAPEX) $15
$140 millones
$85
Perforar hasta 12 pozos
7 perforados, hasta 5 pendientes
Adquisición de Sísmica Pozos de Exploración Admin., ESG,
y Sísmica y Otros
Adquirir 665 km2 de sísmica de 3D
Instalaciones e Mantenimiento y
Ejecutar acuerdos para construir un nuevo Infraestructura Perforación de Desarrollo
gasoducto a Medellín
ESG* Mayor inversión en procesos para monitorear, Flexibilidad para Ajustarnos a Menores Ventas
reportar y mejorar CAPEX de Base: $98 millones
Flexibilidad para Ajustarnos al Éxito
CAPEX Contingente: $23,. millones
*Sigla en inglés de Ambiental, Social y de Gobierno
Presentación a Inversionistas 2021 | 13Gestión Financiera de Canacol
Cascada de pagos de 2021 (USD$MM): Flexibilidad
Caso de Ventas Altas (190 MMcf/d) • Facilidades de crédito no usadas
Rotativo USD $46MM
Caso de Ventas Bajas (153 MMcf/d) Préstamo Puente USD $50MM
$210
$40
• Flexibilidad de Capex para ajustar
$30
$45
$210 Dividendo Trimestral de Canacol
$30
• USD $28MM por año
• Rendimiento de ~6.5% (a julio 30 de 2021)
$140
• Dividendo estable
$165
Recompra de Acciones
$98
• Aprobada hasta 11.3 MM de acciones
$73 $28 • Limitada a la compra de hasta 60,132
$12 $40 acciones/día
$28
Razón de Apalancamiento(1)
• 2.09x, a junio 30 de 2021(2)
• ~1.7x, 2021E
(1) Razón de apalancamiento consolidada es la razón de deuda total consolidada, menos efectivo y equivalentes a efectivo, a EBITDAX para los Presentación a Inversionistas 2021 | 14
12 meses precedentes.
Las cifras futuras son estimados de Canacol. Las cifras reales pueden ser diferentes de los estimados iniciales.Flexibilidad Financiera1
Perfil de Deuda:
• Línea de Crédito Rotativo: $46 millones
• Notas Senior: $320 millones
Plazo de 3 Años, No Desembolsada
Vencimiento: Mayo de 2025
Tasa de Interés: LIBOR + 4,75% sobre montos desembolsados
Tasa de Interés: 7.25%
1,425% sobre montos no desembolsados
Calificaciones: Fitch BB- y Moody’s B1
Flexibilidad para acelerar el desarrollo cuando se justifique
• Préstamo a Término de Credit Suisse : $30
millones
7 cuotas trimestrales iguales a partir de dic. de 2021 • Préstamo Puente a Término: $75 millones
Tasa de Interés: LIBOR + 4,25% Término de 2 años
$25 millones desembolsados para dar soporte a los primeros
• Deuda con Banco Colombiano: $12.8 millones 12 meses del proyecto del gasoducto de Medellín
Vencimiento: Junio de 2024 Tasa de Interés: LIBOR + 4,25% sobre montos desembolsados
Tasa de Interés: IBR + 2,5% 1,275% sobre montos no desembolsados
• Arrendamiento y Otras Obligaciones: $23.1
millones Principales Vencimientos (USD$mm)
Múltiples Tasas de Interés, Vencimientos y 320.0
Denominaciones de Moneda
Efectivo: $34.8 mm
44.8
Superávit de CT (2): $44.7 mm 4.3 8.6 12.8
2021 2022 2023 2024 2025
(1) Todos los montos que se presentan son para el trimestre más recientemente reportado finalizado en junio 30 de 2021.
Presentación a Inversionistas 2021 | 15
(2) El capital de trabajo se calcula como activos corrientes menos pasivos corrientes, excluyendo la porción corriente de obligaciones a largo plazo.Futuros Proyectos de Crecimiento
1 Planta de Energía El Tesorito de 200 MW
BLOQUES DE
CANACOL - Consorcio: Celsia, Proeléctrica, Canacol (10%)
- Operador: Celsia
- 7 kms al sur de las gacilidades de producción de Canacol
- Consumo de gas estimado: 30 MMscf/d
- Fecha estimada de inicio por Celsia: 1T de 2022*
- Obligaciones de Energía en Firme “OEF”: Diciembre de 2022
* Sujeto a revision debido al Covid-19
1
2 Nuevo Gasoducto Jobo-Medellin de 285 km
- Capacidad: 100 MMscf/d
2
Estado del Proyecto:
- Negociando contrato de venta
- Seleccionando contratista de EPC*
- Negociando financiación
*Sigla en inglés de Ingeniería, Adquisiciones y Construcción
- Fecha estimada: modelada el 2S de 2024*
* Con sujeción a revision dependiendo del cierre: contrato de venta, contratista de
EPC y financiación.
Oportunidad para capacidad adicional de transporte en el
Gasoducto Jobo – Cartagena – Barranquilla
- ~ 25 MMscf/d gradualmente disponible entre 2021 y 2022
- Esta capacidad puede resultar en ventas adicionales para Canacol si
la demanda del mercado interrumpible es robusta
Presentación a Inversionistas 2021| 16Posicionada para Crecer
Continuar Utilizando la Mejor Tecnología y Experiencia
Gran base de recursos para Eliminar el Riesgo del Gran Potencial de Recursos
Área (Gas)
Bloques 10
Acres Netos 1.5 MM
Recursos Prospectivos (Tcf)(1)
Sin riesgo 5.7
Con riesgo 1.7
Prospectos & Leads 188
Trayectoria(2)
Pozos de exploración/de avanzada 25/31 (81%)
Pozos de desarrollo 13/13 (100%)
Pozos totales 38/44 (86%)
• Objetivo: mantener la vida de reservas 2P > 8 años.
• Estrategia continua para perforar de manera constante 188
prospectos & leads individuales para apuntar a la conversion de
recursos en reservas.
• Costos bajos de Búsqueda y Desarrollo para mantener el índice de
vida de las reservas con alta eficiencia de capital.
(1) Media bruta de recursos prospectivos sin riesgo y con riesgo para el reporte de gas natural convencional preparado por Gaffney Cline & Associates,
efectivo el 31 de diciembre de 2020. Presentación a Inversionistas 2021 | 17
(2) La trayectoria refleja el éxito de perforación en el período de 2014 a 2021.Éxito en Exploración Líder en la Industria Utilizando AVO*
3D Sin Calibrar 3D Calibrado para Análisis de AVO
Incluye espesor en ft. TVD
Descubrimiento
Arandala-1
30 ft.
Cacahuate-1
Prospecto
Datil-1 Breva-1
Carambolo-1
29 ft.
Nuez-1
Toronja-1 Nelson-5
14 ft. 79 ft.
Nelson-6
39 ft.
Tasa de éxito en perforación utilizando AVO = 89% (32 de 36)1
*El análisis de Amplitud Versus Desplazamiento de datos de sísmica en 3D respalda el éxito de la perforación convencional
(1) La tasa promedio de éxito de la Compañía de 86% incluye pozos perforados sin AVO. Presentación a Inversionistas 2021 | 18Perforación en 2021
Hasta 12 Pozos
✓ Todos con Participación del 100% y Operados
• La mayor actividad de exploración en la historia
de Canacol
7 Pozos Completados
Bloque Pozo Tipo de Pozo
Flauta-1 Exploración
VIM 5
Oboe-2 Desarrollo
Milano-1 Exploración
Esperanza Cañahuate-4 Desarrollo
Nelson-9 Desarrollo
Aguas Vivas-1 Exploración
VIM 21
Aguas Vivas-2 Avanzada
Próximamente:
Pozo de Evaluación Aguas Vivas-3
Presentación a Inversionistas 2021 | 19Recorrido ESG*
Haciendo posible la transición de Colombia hacia un futuro energético más limpio
Nuestra estrategia de 6 años tiene cuatro prioridades:
Un future energético Un equipo seguro y Un negocio Una sociedad guiada por
más limpio comprometido transparente y ético el desarrollo sostenible
• Energía, cambio climático y • Salud y seguridad • Supervisión ESG de la Junta • Compromiso con
calidad del aire • Gestión del talento • Ética, cumplimiento y comunidades rurales y
• Biodiversidad humano y la cultura anticorrupción étnicas
• Gestión del agua • Diversidad e inclusión • Derechos humanos • Empleo y desarrollo local
• Gestión de los residuos • Gestión de riesgos y • Gestión sostenible de la
• Desempeño operacional gestión de crisis cadena de valor
• Innovación y crecimiento
Acogemos la oportunidad de ser líderes en el plan de transición energética de Colombia
*Sigla en inglés de Ambiental, Social y de Gobierno
Presentación a Inversionistas 2021 | 20Apoyando la Transición de Colombia
Canacol Supera a sus pares en Intensidad de GEI por
Unidad de Producción1 Canacol es líder en intensidad de
emisión de GEI según los estándares de
80
Canacol la industria del petróleo y el gas
70 USA GasEE.UU.
Gas de
BOE)
60
CO2e/ /BOE)
LatAm Oilde Am. Lat.
Petróleo Emisiones de GEI Directas e Indirectas por USD$ de Ingreso
Gas de Canadá
Canada Gas Direct and Indirect(gGHG
CO2emissions
eq / USD$)
per US$ of revenue
50
(kgCO2e
(g CO2 eq / US$)
PetróleoOil
Canada de Canadá
Carbono(kg
40
CarbondeIntensity
30
Intensidad
20
10
S&P PIB S&P/TSX
Eficiente Eficiente Libre de Índice de Global* Compuesto Energía Energía
0 en en Combus- Mercado
Carbono Carbono tibles Amplio
Fósiles Global
(1) Fuente: Hoot Research. La intensidad de las emisiones de GEI corresponde a las emisiones directas
(Alcance 1) más recientemente disponibles (2019 o 2020), divididas por la producción neta después Fuentes: Hoot Research, Intensidad de emisiones de Alcance 1+2 de Canacol para 2020, datos de índices de S&P a abril 30 de
de regalías. Las emisiones de GEI no están ajustadas por desplazamientos, incluyendo de secuestro de 2021, intensidad de emisiones de PIB global con base en datos del Banco Mundial para 2017.
CO2. Los colegas seleccionados incluyen a ECP, FEC, GPRK, GTE, PXT (Petróleo de Am. Lat.), AR, CNX,
COG, Comstock, EQT, RRC, SWN (USA Gas), ARX, BIR, KEL, NVA, PEY, PNE, POU, SRX (Gas de Canadá),
ATH, CJ, CPG, IPCO, TVE y VET (Petróleo de Canadá).
Presentación a Inversionistas 2021 | 21Apoyando la Transición de Colombia
Un Futuro con Energía Limpia
Intensidad de Energía (kwh/BOE) Intensidad de Emisiones Directas (kg CO2 eq / BOE) Intensidad de Consumo de Agua
Alcance 1 & 2 (l/kboe)
31.1% 19.3%
28.6% 13.3%
Porcentaje de agua producida que fue reutilizada o reciclada
Matriz Energética Medición de la Huella de GEI Intensidad de Residuos Peligrosos
2020 (kg/kboe)
2017 2018 2019 2020
2020 % de
Composición
%matriz
composition of
energética
energy matrix
Alcance 1 50% 80% 100% 100%
2020
Alcance 2 0% 80% 100% 100%
52.1%
15.7% 46.7%
12.5%
Gas Natural Diésel Electricidad Energía Solar Alcance 3 0% 0% 0% 80%
Porcentaje de residuos reutilizados o vendidos
Presentación a Inversionistas 2021 | 22Somos el futuro, somos energía
Un negocio transparente y ético Una cultura guiada por el desarrollo sostenible
5 Comités de la Junta • Comunidades: 57 proyectos que benefician a > 60.000
Incluyendo el nuevo Comité ESG personas
• Llevando gas a las comunidades que cocinan con madera y
• Sin casos de corrupción carbón: > 5.000 beneficiarios
• Sin violaciones al código de conducta y ética • Proveedores: Proceso de evaluación ESG
• Sin casos antimonopolio • 59% de personal calificado y 100% de personal no calificado
• Sin conflicto de intereses contratado localmente
• Sin informes de violaciones a los derechos • 93.3% de bienes y servicios localmente, regionalmente y
humanos nacionalmente
• 88% de satisfacción de los empleados
Por encima del promedio del mercado regional del 72%
Diversidad de Género
% % %
Participación de las Participación de las mujeres en Participación de las mujeres en
mujeres en la fuerza todos los cargos directivos cargos relacionados con STEM*
laboral total (como (como porcentaje del total de (como porcentaje del total de
porcentaje de la fuerza cargos directivos) cargos de STEM)
laboral total)
*sigla en inglés de Ciencia,
Tecnología, Ingeniería y
Matemáticas
(1) Estudio de la ACP, “Retos y oportunidades para la promoción de la equidad de género en el sector de hidrocarburos en Colombia”, septiembre de Presentación a Inversionistas 2021| 23
2020”: De acuerdo con un estudio realizado en 2020 por la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), las mujeres conforman el 27% de la fuerza
laboral en la industria petrolera del país. En Canacol marcamos el ritmo con las mujeres conformando el 34% de nuestra fuerza laboral.El Mayor Productor Independiente de Gas Natural en Colombia
Enfocado Líder Bien Posicionado
Especializado en gas Mayor proveedor para la Costa Caribe y Único operador activo de gas en
natural convencional mayor productor independiente del país tierra con la estructura de costos
enfocado en Colombia más competitiva
Ventaja Significativa Bajo Riesgo – Alta Recompensa Sólida Generación de Flujo de Caja
Activos de clase mundial con Contratos en firme a largo plazo Operador de bajo costo que apunta a un
oportunidades de crecimiento (exposición cercana a cero a precios de significativo flujo de caja libre
orgánico (5,7 TCF de recursos de productos básicos) + altos márgenes Retorno sobre Capital
ventaja) operacionales
Presentación a Inversionistas 2021 | 24Apéndice Actividad de Perforación Próxima/En Curso
Aguas Vivas-1
A B
Pozo de Exploración Aguas Vivas-1, VIM-21
Mapa de Estructura de Profundidad en CDO-SS12 Contornos 25’
JOBO-6
CORAL-5 A CANAHUATE-3
CORAL-4
CANAFLECHA-1
CANAHUATE-1
CANAHUATE-4
VIM21
AGUAS VIVAS-1
evento AVO
500 M
B
PUNTO DE PENETRACIÓN
Profundidad 7,852 ft. MD
Objetivo del pozo:
Apunta a depósitos de arenisca potencialmente contentivos de Diseño de Pozo 2 fases
gas en CDO, en un cierre en 3 direcciones en el muro de pie Costo (D&A) $2,85 MM
elevado de la Falla de Cañahuate, soportado por atributo de Porosidad 22%
sísmica de AVO en presencia de gas. Espesor Neto 412 ft. TVD 26
Probado 35,5 mmcfd (promedio 17,5 mmcfd)
Apéndice |1Pozos de Avanzada AV-2 y AV-3, VIM21 A
AGUAS VIVAS-2
AGUAS VIVAS-3 B
B
Mapa de Estructura de Profundidad en CDO-SS18 Contornos 25’
JOBO-6
SF
CORAL-5
SF
CORAL-4
SF
CANAHUATE-4
SF
B
CANAFLECHA-1
CANAHUATE-1
VIM21 CDO-S15
AGUAS VIVAS-3
AGUAS VIVAS-1
AGUAS VIVAS-2
A 500 M
Basamento
PUNTO DE PENETRACIÓN Evento AVO
SF = UBICACIÓN DE LA SUPERFICIE Objetivos del pozo:
Evaluar la extension lateral del descubrimiento de exploración Aguas
Vivas-1 en los depósitos de arenisca de CDO contentivos de gas. Las
Aguas Vivas-1 (Aguas Vivas-2 Análogo) dos ubicaciones están soportadas por AVO en presencia de gas.
Conexión inmediata con el sistema de recolección existente.
Depósito Ciénaga de Oro
Espesor Neto (Ft. TVD) 412 AV-2 AV-3
Porosidad (%) 22 Fecha de Perforación Junio Agosto 27
Tasa de Prueba (MMcf/d): 35,5 Profundidad Objetivo 8,420 7,885
Diseño de Pozo 3 Fases 2 Fases
Costo (D&A) $3,00 MM $2,85 MM
Apéndice |2Apéndice
Desempeño Financiero y Valoración
Presentación a InversionistasApéndice: Altos Márgenes + Crecimiento = Crecimiento de Flujo de Fondos y Precio de la Acción
Fondos Ajustados Provenientes de las operaciones Desempeño relativo del precio de las acciones
(por acción t. d.)1
$0.30 2
$0.20
$0.10 1
$0.00
-$0.10 0
Q1/15 Q1/16 Q1/17 Q1/18 Q1/19 Q1/20 Q1/21 ene-15 ene-16 ene-17 ene-18 ene-19 ene-20 ene-21
FFOPS 12-month
Promedioaverage
de 12 meses Canacol S&P/TSX Comp. S&P/TSX Capped En. COLCAP
Q = Trimestre
FFOPS = Sigla en inglés de Fondos Provenientes de las Operaciones por Acción
(1) Los Fondos Ajustados provenientes de las operaciones representan el flujo de caja (usado en) aportado por actividades operativas antes de la
liquidación de obligaciones de desmantelamiento, el pago de pasivo de liquidación de litigio y cambios en capital de trabajo distinto a efectivo.
Apéndice | 3
“t. d.” corresponde a acción totalmente diluida.La Valoración No Refleja las Fortalezas o el Potencial de Crecimiento del Negocio
90%
Margen de EBITDA de 2022E CNE, 75%
60%
30%
0%
P/E de 2022E
20x
10x
CNE, 5.1x
0x
(1) Fuente: Datos de consenso de FACTSET, a julio 30 de 2021. Los símbolos de compañías de petróleo y gas comparables que se muestran pero no se identifican son PXT, GTE, Apéndice | 4
GPRK, FEC, VIST, TXP, ALV, EC, ARX, BIR, KEL, NVA, PEY, POU, TOU, SRX, SU, VET, CPG, BTE, ERF, PBR, ENEV3, GDP, SBOW, EQT, RRC, CHK, SWN, AR, COG y CNX.Advertencias
Esta presentación se hace para fines informativos solamente, a agosto de 2021, no está completa y puede no contener alguna información material sobre Canacol Energy Ltd. ("Canacol" o la
"Compañía"), incluyendo divulgaciones importantes y factores de riesgo asociados con una inversión en Canacol. Esta presentación no tiene en cuenta los objetivos de inversión particulares o
las circunstancias financieras de cualquier persona específica que pueda recibirla y no constituye una oferta de venta ni una solicitud de una oferta para comprar valor alguno en Canadá,
Estados Unidos o cualquier otra jurisdicción. El contenido de esta presentación no ha sido aprobado o desaprobado por comisión de valores o autoridad reguladora alguna en Canadá, Estados
Unidos o cualquier otra jurisdicción, y Canacol niega expresamente a cualquier obligación de Canacol de hacer divulgación o cualquier presentación de documentos ante cualquier comisión de
valores o autoridad reguladora, más allá de lo impuesto por las leyes aplicables.
Declaraciones de Proyecciones a Futuro
Esta presentación puede incluir ciertas declaraciones prospectivas. Todas las declaraciones contenidas en este documento que no sean declaraciones de hechos históricos, incluyendo, entre
otras, las declaraciones con respecto a los planes y objetivos futuros de Canacol Energy Ltd. ("Canacol" o la "Compañía"), son declaraciones a futuro que implican diversos riesgos, suposiciones,
estimaciones e incertidumbres. Estas declaraciones reflejan las proyecciones, expectativas o creencias actuales internas de Canacol y se basan en la información actualmente disponible para la
Compañía. No puede haber ninguna garantía de que tales declaraciones resultarán ser exactas, y los resultados reales y los eventos futuros podrían diferir materialmente de los anticipados en
tales declaraciones. Todas las declaraciones prospectivas contenidas en esta presentación están calificadas por estas declaraciones de advertencia y los factores de riesgo descritos
anteriormente. Además, todas estas declaraciones se realizan a la fecha en que se realiza esta presentación y Canacol no asume obligación alguna de actualizar o revisar estas declaraciones.
Información Financiera
Medidas Que No Están en las NIIF
Canacol utiliza varias medidas para evaluar su desempeño las cuales no tienen un significado estandarizado prescrito bajo las Normas Internacionales de Información Financiera ("NIIF").
• Los fondos provenientes de las operaciones representan el flujo de efectivo aportado por las actividades operativas antes de la liquidación de obligaciones de desmantelamiento y los
cambios en el capital de trabajo distinto a efectivo.
• El EBITDAX se calcula sobre una base móvil de 12 meses y se define como la utilidad (pérdida) neta y la utilidad (pérdida) total ajustadas por intereses, impuestos de renta, depreciación,
agotamiento, amortización, gastos de exploración y otros cargos similares no recurrentes o distintos a efectivo.
Canacol considera que estas medidas son medidas claves para demostrar su capacidad de generar el flujo de caja necesario para financiar el crecimiento futuro a través de la inversión de
capital, pagar dividendos y pagar su deuda. Estas medidas no deben considerarse como una alternativa a, o más significativas que, el efectivo aportado por las actividades operativas o la
utilidad (pérdida) neta y la utilidad (pérdida) total según lo determinado conforme a las NIIF como un indicador del desempeño de la Compañía. La determinación de estas medidas por parte de
la Compañía puede no ser comparable con la reportada por otras compañías. La Compañía también presenta los fondos provenientes de las operaciones por acción, mediante los cuales los
montos por acción se calculan utilizando el promedio ponderado de acciones en circulación consistente con el cálculo de utilidad (pérdida) neta y utilidad (pérdida) total por acción.
Además de lo anterior, la administración utiliza las medidas de capital de trabajo y ganancia operacional neta.
• El capital de trabajo se calcula como activos corrientes menos pasivos corrientes, excluyendo la porción corriente de las obligaciones a largo plazo, y se utiliza para evaluar el apalancamiento
financiero de la Compañía.
• La ganancia operacional neta es una medida de referencia común en la industria del petróleo y el gas y se calcula como ingresos, netos de gasto de transporte, menos regalías, menos gastos
operativos, calculados por unidades de volúmenes de ventas. La ganancia operacional neta es una medida importante en la evaluación del desempeño operativo, pues demuestra la
rentabilidad en relación con los precios corrientes de los productos básicos.
El capital de trabajo y la ganancia operacional neta, tal como se presentan, no tienen ningún significado estandarizado prescrito por las NIIF y, por lo tanto, pueden no ser comparables con el
cálculo de medidas similares para otras entidades.
USD
Todos los montos en dólares se presentan en dólares estadounidenses, a menos que se indique otra cosa.Advertencias
Información sobre Petróleo y Gas
Barriles de Petróleo Equivalente (“boe”)
Los boe pueden ser engañosos, particularmente si se usan de forma aislada. Una razón de conversión de boe de pies cúbicos de gas natural a barriles de petróleo equivalente se basa en un
método de conversión de equivalencia de energía aplicable principalmente en la punta del quemador y no representa una equivalencia de valor en la boca del pozo. En esta presentación,
en forma consistente con nuestras revelaciones en el MD&A, hemos expresado los boe utilizando el estándar de conversión colombiano de 5,7 Mcf: 1 bbl requerido por el Ministerio de
Minas y Energía de Colombia.
Volúmenes de Petróleo y Gas
A menos que se indique otra cosa, los volúmenes de gas (o petróleo) vendidos, producidos o evaluados como reservas o como recursos se refieren a los volúmenes de participación en la
explotación antes de la deducción de regalías.
Información de Reservas y Recursos
• Los estimados de reservas de Canacol al 31 de diciembre de 2020, expuestos en esta presentación, han sido preparados por Boury Global Energy Consultants Ltd. ("BGEC") efectivos al
31 de diciembre de 2020 (el "informe BGEC 2020"). El informe BGEC 2020 cubre el 100% de las reservas de gas natural convencional de la Compañía. El informe BGEC 2020 fue
preparado de acuerdo con las definiciones, los estándares y los procedimientos contenidos en el Manual Canadiense de Evaluación de Petróleo y Gas ("Manual COGE") y el Instrumento
Nacional NI 51-101, Estándares de Revelación para Actividades de Petróleo y Gas ("NI 51-101"). La información adicional de reservas requerida bajo el NI 51-101 se incluye en el
Formulario de Información Anual de la Compañía, el cual fue radicado en SEDAR en marzo de 2021.
• Las reservas "probadas" o "1P" son aquellas reservas que se pueden estimar con un alto grado de certeza como obtenibles. Es probable que las cantidades reales restantes obtenidas
superen las reservas probadas estimadas.
• Las reservas “probables” son aquellas reservas adicionales que es menos seguro que se obtengan que las reservas probadas. Es igualmente probable que las cantidades reales restantes
obtenidas sean mayores o menores que la suma de las reservas probadas más probables estimadas.
• Las reservas "posibles" son aquellas reservas adicionales que es menos seguro que se obtengan que las reservas probables. Es improbable que las cantidades reales restantes obtenidas
superen la suma de las reservas probadas más probables más posibles estimadas.
"2P" significa reservas Probadas Más Probables.
"3P" significa reservas Probadas Más Probables Más Posibles.
• Los estimados del valor presente neto del ingreso neto futuro de las reservas no representan el valor razonable de mercado de las reservas. Los estimados de reservas e ingreso neto
futuro de propiedades o pozos individuales pueden no reflejar el mismo nivel de confianza que los estimados de reservas e ingreso neto futuro para todos los pozos y propiedades,
debido a los efectos de la agregación.
• Todas las reservas de gas natural de Canacol aquí reveladas están ubicadas en Colombia. Los estimados de obtención y reservas presentados en este documento son estimados
solamente, y no hay garantía de que las reservas estimadas serán obtenidas. Las reservas reales eventualmente pueden demostrar ser mayores, o menores, que los estimados
presentados en este documento. Todas las evaluaciones y revisiones de ingreso neto futuro contenidas en el informe BGEC 2019 se indican antes de cualquier provisión para costos de
intereses o costos generales y administrativos y después de la deducción de regalías, costos de desarrollo, costos de producción, costos de abandono de pozos y gastos de capital
futuros estimados para pozos a los cuales se han asignado reservas.
• Alguna otra información contenida en esta presentación ha sido preparada por fuentes de terceros, información la cual no ha sido auditada o verificada independientemente por
Canacol. Canacol no da ninguna declaración o garantía, expresa o implícita, sobre la exactitud o integridad de la información contenida en este documento, y nada de lo contenido en
esta presentación es, o será considerado como, una promesa o declaración de Canacol.
• Las referencias en esta presentación a tasas de prueba de producción inicial, tasas de "flujo“ inicial, pruebas de flujo inicial, flujo abierto absoluto (“AOF” [por su sigla en inglés]) y tasas
"pico" son útiles para confirmar la presencia de hidrocarburos. Sin embargo, tales tasas no son determinantes de las tasas a las cuales los pozos comenzarán producción y disminuirán
posteriormente, y no son indicativas del desempeño a largo plazo ni de la obtención final. Si bien son alentadoras, se advierte a los inversionistas que no deben confiar en esas tasas
para calcular la producción agregada. Por lo tanto, todos esos datos deben ser considerados como preliminares hasta que se haya hecho el análisis o interpretación.
• La evaluación de recursos, efectiva al 31 de diciembre de 2020, fue realizada por el evaluador de reservas independiente de la Compañía, Gaffney, Cline &Associates ("GCA"), y está de
acuerdo con el Instrumento Nacional 51‐101 ‐ Estándares de Revelación para Actividades de Petróleo y Gas. La prensa de la Compañía publicó los resultados de la evaluación de
recursos el 21 de abril de 2021.Carolina Orozco Mauricio Hernandez Tascón
Vicepresidente, Relaciones con Inversionistas Gerente de Relaciones con Inversionistas
+44 755.537.3873 +57 1.621.1747
corozco@canacolenergy.com mhernandezt@canacolenergy.com
www.canacolenergy.com
Presentación a Inversionistas 2021 |También puede leer
