Presentación para Inversionistas - Septiembre 2019 - Canacol ...
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Declaraciones Futuras Esta presentación puede incluir ciertas “declaraciones futuras”. Todas las declaraciones incluidas en este documento, que no sean declaraciones de hechos históricos, incluyendo sin limitación, declaraciones relativas a planes y objetivos futuros de Canacol Energy Ltd. o la “Corporación”, son declaraciones prospectivas que implican varios riesgos, suposiciones, estimaciones e incertidumbres. Estas declaraciones reflejan las actuales proyecciones internas, expectativas o creencias de Canacol Energy y se basan en información actualmente disponible por la administración de la Corporación. No se genera ninguna garantía de que tales declaraciones resulten ser exactas y los resultados reales y eventos futuros podrían diferir materialmente de los anticipados en dichas declaraciones. Todas las declaraciones futuras contenidas en esta presentación son calificadas por estas precauciones y los factores de riesgo descritos anteriormente. Además, todas estas declaraciones se hacen a partir de la fecha de esta presentación y Canacol Energy no asume ninguna obligación de actualizar o revisar dichas declaraciones. Barriles de crudo equivalente El término barriles de crudo equivalente (boe) se calcula usando el factor de conversión de 5,7 Mcf (miles de pies cúbicos) de gas natural siendo equivalente a un barril de crudo. El término boe puede ser engañoso, particularmente si se utiliza en aislamiento. La razón de conversión de boe de 5,7 Mcf: 1 bbl (barril) se basa en un método de equivalencia de energía aplicable en la punta del quemador y no representa una equivalencia de valor en boca de pozo. Ventas realizadas contractuales Representa el neto antes de regalías. USD Todas las cifras se encuentran expresadas en dólares americanos a menos que se indique lo contrario. EBITDAX y Fondos de Operaciones Dos de los puntos de referencia que utiliza la Corporación para evaluar su desempeño son los fondos de las operaciones y el EBITDAX, que son medidas no definidas en las NIIF. Los fondos de las operaciones representan el flujo de efectivo proporcionado por las actividades operativas antes de la liquidación de las obligaciones de desmantelamiento y los cambios en el capital de trabajo no monetario. El EBITDAX se calcula sobre una base de 12 meses y se define como el ingreso neto (pérdida) y el ingreso integral (pérdida) ajustado por intereses, impuestos a la renta, depreciación, agotamiento, amortización, gastos de exploración, otros gastos similares no recurrentes o no en efectivo cargos. La Corporación considera estas medidas como medidas clave para demostrar su capacidad de generar el flujo de efectivo necesario para financiar el crecimiento futuro a través de inversiones de capital, pagar dividendos y pagar su deuda. Estas medidas no deben considerarse como una alternativa o más significativo que el efectivo proporcionado por las actividades operativas o el ingreso (pérdida) neto y el ingreso (pérdida) integral según lo determinado de acuerdo con las NIIF como un indicador del desempeño de la Corporación. La determinación de la Corporación de estas medidas puede no ser comparable a la informada por otras compañías. 2
El Mayor Productor Independiente de Gas Natural en Colombia Gas Natural Convencional en Colombia Ventajas Competitivas 1. Enfocado 1. Upside Importante • Un play puro de gas natural • Activos de clase mundial con convencional enfocado en Colombia oportunidades de crecimiento 2. Líder orgánicas (2.6 TPC de upside de • El mayor proveedor de la Costa recursos) Caribe y el mayo productor 2. Bajo Riesgo – Alta Recompensa independiente del país • Contratos take or pay a largo plazo 3. Bien Posicionado (exposición casi nula a los precios de • El único operador de gas onshore con los commodities) + altos márgenes la estructura de costos más operativos competitiva 3. Fuerte generación de flujo de caja • Operador de bajo costo apuntando a Creando Valor Para los Inversionistas un flujo de caja libre significativo • Retorno a la Inversión Retorno a los Inversionistas 3
El Modelo Especial de la Operación de Gas Natural de Canacol 1 Líder del Mercado Oferta de Canacol ~25% del gas en Colombia El mayor productor independiente de gas natural en Demanda de gas del país ~ 1 BCF / +2-3% por año Colombia, donde existe una oferta deficiente Oferta de gas, x-Canacol Disminuye ~12% / año 2 Crecimiento Importante en Ventas Ago ‘19, crecimiento +78% 122 → 215 MMscf/d A Jun ‘23, crecimiento +47% 215 → 315 MMscf/d Exploración Exitosa + Costo F&D Líder en la Éxito en exploración 17/21 (81%) 3 Industria 3 años F&D $0.57/Mcf Altamente Rentable Contratos take or pay $4.83/MMbtu(1) Operador de bajo costo con un margen de netback 215% del U.S. Henry Hub 4 robusto Netback operativo / margen $3.88(2) / 80%(2) Importante flujo de caja libre después de capex ‘20 capex
Una Oportunidad Especial en Solucionar el Déficit de la Oferta de Gas Natural en Colombia Campos Chevron Oferta del Mercado de Gas del Caribe Colombiano En MMcf/d Barranquilla 600 590 Cartagena 500 Mar Caribe 120 Hocol 400 Frontera 175 315 300 Chevron 215 200 100 Canacol Cerro Matoso 16 - '13 '14 '15 '16 '17 '18 '19e '20e '21e '22e '23e Canacol Chevron Frontera, Hocol Medellín Sólida demanda de gas en la Costa Caribe de Colombia • Demanda ~425 MMcf/d Bogotá aumentando 3% / año (2) Disminución terminal en la oferta de gas en el Caribe • Por 30+ años, Chevron proporcionó ~50% de la oferta de gas 60 km • Canacol está remplazando a Chevron como el Bloques de gas de Canacol mayor proveedor de gas para la Costa Caribe Expansión línea Promigas ((1) Fuente: ANH Dic 2018 5 Gasoductos existentes (2) Fuente: UPME Colombia
La Trayectoria de Gas de Canacol Gran base de reservas de gas Robusto crecimiento en ventas Mayor oportunidad por delante… Reservas 2P en BCF En MMscf/d • AI VPN-10 $1.5 B(1) • A ‘23, crecimiento +47% • 85k → 1.1 acres netos • + 481 BCF desde ‘13 → ‘18 (215→ 315 MMscf/d) • 7 → 140 prospectos & leads • 55% TACC 1.200 • 2.6 TPC de recursos prospectivos(2) 1.1 MM 559 315 1.000 505 140 +47% 800 725k 409 215 215 365 600 +78% 400 122 121 115 119 106 112 44 85 200 76 85k 78 114 7 - '13 '14 '15 '16 '17 '18 '12-'13 '14-'16 Hoy Today (1) VPN-10 antes de impuestos para las reservas 2P de Canacol al 12/31/18 (2) Representa la media de recursos prospectivos sin riesgar, Boury Global Energy Consultants 7/31/18 6
El Éxito Genera el Crecimiento de la Infraestructura Guajira Promedio anualizado de ventas de gas natural IEn MMcf/d Barranquilla 315 Mar Caribe 215 Cartagena 113 70 81 Bremen Sincelejo 16 '12 '16 '17 '18 '19e‘19 Aug Ago '22e ‘23e ‘12 Adquisición de Shona Energy Estación Jobo • 80 km pipeline → mina de niquel Cerromatoso ‘16 Gasoducto de 190 km fondeado por Promigas ‘17 Línea de 82 km Jobo → Bremen fondeada por privados • Ago ‘19 Línea de 85 km line Jobo → Cartagena fondeada Medellin por Promigas 50 km Bloques de gas de Canacol ‘23e gasoducto de 100 MMcf/d a Medellín Expansión gasoducto 7 • Gasoducto de 300 km hacia el sur Gasoductos existentes
Plan de Capital de 2019 $119 MM $ en MM Sísmica 3D $16 6 pozos de exploración y de avanzada + 2 pozos de Otros $23(1) desarrollo $50 Expansión de facilidades y equipos $30 Aumentamos la capacidad de tratamiento de gas de 200 → 330 MMcf/d 4 de 4 en 2019 • 2 pozos de desarrollo exitosos (Palmer 2, Nelson 7) • 2 pozos de exploración exitosos (Acordeón 1, Ocarina 1) Ocarina-1 Julio ‘19 (1) Sísmica pre-operativa, workover, social y otros costos 8
Exploración Exitosa: Líder en la Industria Utilizando AVO Aplicando AVO para investigar la presencia de areniscas cargadas de gas 3D sin calibrar 3D calibrado para análisis AVO Incluye espesor en ft. TVD Canacol con AVO 20 de 22 (94%) Canacol total 25 de 29 (86%) Cacahuate-1 Arandala-1 Carambolo-1 Datil-1 Breva-1 29 ft. Nuez-1 Toronja-1 Nelson-5 14 ft. 79 ft. 1 KM Extracción AVO sobre formación Porquero Nelson-6 Descubrimiento 39 ft. 9 Prospecto
Mamay Guepaje La Creciente Expandiendo los Recursos de Gas de Canacol Sincelejo Bremen Crecimiento de nuestro gas para el futuro Canacol-gas '12 - '13 '14 - '16 '17 - '18 CAGR Bloques 2 4 5 14 VIM 19 Líneas 100% WI Acres netos (en 000s) 85 725 1,100 44 Promigas Recursos brutos (en TCF)(1) 0.1 2.0 2.6 59 2016, 2019 Prospectos & leads 7 44 140 49 El Deseo Chimu Sólida trayectoria Línea Sabanas SSJN 7 • Pozos de exploración/de avanzada 17/21 (81% éxito) CNE operator + 50% WI 2017 • Pozos de desarrollo 8/8 (100% éxito) VIM 5 100% WI • Total de pozos 25/29 (89% éxito) Upside de recursos de 2.6 TPC(1) • Bloques/acres netos 5 / 1.1 MM • Prospectos & leads 140 Oboe Pandereta • 13 campos Chirimia VIM 21 Clarinete • Potencial actual para producir hasta 330 MMcf/d con los Acordeon 100% WI pozos y facilidades existentes Cañahuate Ocarina Campo de gas Prospecto Estación Jobo Nispero Lead Trombon Gasoducto/Línea de flujo Breva Sísmica 3D Cañandonga Toronja Esperanza (1) Representa la media bruta sin riesgar del reporte de reservas preparado por Boury Palmer Nelson 100% WI Global Energy Consultants, efectivo el 7/31/18 10
Campaña de Exploración: Una Mirada Hacia Adelante Línea Sabanas 2017 VIM 5 Líneas Promigas 2016, 2019 100% WI 2019 8 pozos • 4 éxitos (Palmer-2, Nelson-7, Acordeon-1, Ocarina-1) • 3 pozos restantes 3Q 4Q Clarinete-4 De avanzada Lantana-1 De avanzada Pandereta Arandala-1 Exploración Oboe Chirimia Clarinete VIM 21 2019-2021 Adquirir sísmica 3D 100% WI Acordeon Ocarina Cañahuate Clarinete-4 • VIM 5, VIM 19, SSJN 7 Lantana-1 Estación Jobo Nispero 2020+ Perforación exploratoria Arandala-1 Trombon Campo de gas Canacol en nueva sísmica 3D Cañandonga Campo de gas Breva Prospecto Lead Sísmica 3D Toronja Línea de flujo Facilidades Esperanza A la izquierda, solo se muestran 3 bloques de los 5 bloques de gas de Nelson 5 10 15 km Palmer 100% WI Canacol. SSJN 7 (50% WI) y VIM 19 (100% WI) no se muestran. 11
Destacados Financieros del 2Q ‘19 Netback de gas natural $ / Mcf Información Importante $4.83 (1) $0.64 Ingresos $47.7 MM $0.31 $3.88 EBITDAX $36.8 MM 2Q ‘19 +9% año/año -26% 77% margen Fondos de operaciones $25.6 MM Superávit de capital de trabajo $47.1 MM Efectivo $28.7 MM $4.85 (1) $0.62 $0.42 $3.81 Reducción del 26% del OPEX 2Q ‘18 De $0.42 → $0.31 / Mcf(2) Reducción del 20% del G&A De $3.66 → $2.92 /boe(2) Ingresos(1) Regalías OPEX Netback 12 (1) Neto de transporte (2) De 2Q ‘18 a 2Q ‘19 Operacional
Política Financiera de Canacol TSX: CNE | BVC: CNE.C ‘20e Flujo de Caja Libre US$ en MM Valor del flujo de caja libre a largo plazo enfocado $270 $30 en el retorno $40 • Reducción de la deuda • Dividendo potencial en el futuro $120 • Hasta 14.1 MM acciones a recomprar Perfil financiero conservativo • < 2.5x razón de apalancamiento consolidado – apuntando a < 1.5x en 2020 $80 Plan de Capex apuntando a
Resumen Financiero Capitalización Liquidez del fin del 2Q 2019 US $ en MM, excepto CDN $/acción $47,1 TSX $/acción (9/9/19) CDN $4.67 FD acciones en circulación(3) 180 Capitalización de mercado(4) $ 639 Deuda neta(5) $ 345 Valor empresa “EV” $ 985 $28,7 Participación Junta y Gerencia 22% (1) Incluye opciones in-the-money basadas en CDN $4.67/precio acción (2) Convertido de CDN → USD tasa de cambio (0.76) al 9/9/19 (3) Al 6/30/19 $4,6 In cash Restricted Efectivo Cash & y Efectivo Superávit Working de capital Restringido Equivalentes equivalents Capital de Trabajo surplus • Notas senior (7.25%, 2025) $320 MM • Deuda bancaria (6.875%, 2022) $30 MM 14
El Gas Natural es el Futuro Demanda de gas natural de Colombia 2000-2032(1) Producción global de energía(2) MMscfpd Trillones de BTUs Gas natural 1.200 900 Crudo Renovables 600 300 0 2008 2000 2002 2006 2004 2010 2012 2016 2018 2014 2030 2032 2020 2022 2024 2026 2028 Agua Petroquímicos Nuclear Renovables Carbón Crudo Gas Natural (1) UPME, (2) AIE • El gas natural es una fuente de energía limpia, eficiente y competitiva. Su uso ayuda a mejorar la calidad del aire en las ciudades y a reducir la emisión de gases de efecto invernadero. • El gas natural liderará el desarrollo de renovables y de una nueva matriz de energía en Colombia. • La generación global de energía será llevada a cabo mayormente con gas natural. 15
APENDICE Perforar el Pozo de Avanzada Clarinete en el 3Q ‘19 Objetivo: mejorar el drenaje de reservorios (RF) de volúmenes no Perforar el pozo de avanzada Clarinete-4 desde Clarinete-1 perforados de areniscas azules y rojas Estructura de profundidad - Rojo SS1 Extracción seccional del geomodelo del campo 350 M Clarinete-2 Clarinete-4 Clarinete-3 Chirimia-1 Clarinete-3 Clarinete-2ST Clarinete-1 Clarinete-4 Área de superficie de Punto de entrada SS estructura de Clarinete-1 Sólida trayectoria en Clarinete Clarinete-4: para la adición de reservas potenciales, investigar el potencial de recursos en el Clarinete-1 Clarinete-2ST Clarinete-3 área de superficie de la estructura de las Reservorio CDO CDO CDO zonas SS Azul y Basal Espesor neto (en ft. TVD) 148 127 28 • Profundidad 8,560 ft. MD (7,626 ft. TVD) Tasa de prueba(s) (en MMcf/d) 45 44 18 • Costo D&A $4.2 MM Porosidad (%) 26% 23% 22% • El punto de penetración está ubicado a 520 metros SE y 60 ft. (1) Tasa de prueba acumulada a través de dos zonas diferentes en el CDO TVD del área de superficie de la estructura desde Clarinete-1 16
APENDICE Perforar el Pozo Lantana-1 en 4Q ‘19 Objetivo: Probar el bloque de la falla occidental del Objetivo: Reservorios cargados de gas en CDO complejo estructural de Cañahuate soportados por la respuesta AVO Extracción AVO en el tope Punto de penetración en el tope CDO-1 Evento AVO 500 M LAN-1 CHT-1 CHT-3 B A JOBO-6 B COR-5 CHT-3 COR-4 CHT-1 CAFL-1 LAN-1 A Sólida trayectoria cerca a Lantana-1 BASEMENTO Cañahuate-1 Coral-4 Cañaflecha-1 Lantana-1 Reservorio CDO CDO CDO Locación en fondo de pozo en el área de la superficie desde Espesor neto (ft. TVD) 85.5 56.5 112 la locación a 200 pies Porosidad (%) 18.6 21.7 21 • Ubicación en superficie Locación Cañahuate Tasa de prueba (MMcfpd) 23 4.83 1.14 • Profundidad 7,749 ft. MD (5,623 ft. TVD) Prod Acum a la Fecha (BCF) 0.86 4.6 1.42 • DC&C $5.0 MM 17
APENDICE Pozo de Exploración Arandala-1 en 4Q ‘19 Objetivo del pozo: soportado por la metodología AVO, investigar la presencia de reservorios areniscos cargados de gas en la Formación Porquero LCC LCC 1 KM Fluid Factor at Middle PorqueroTablon-11 SSA Tablon-11 (1) Pay in feet TVD Arandala-1 Arandala-1 Tablon-4 Tablon-4 Coral-6 Breva pad Coral-6 Breva pad Breva-1 Breva-1 Tablon-12 Tablon-12 29 ft. de espesor neto TVD 29 ft. de espesor neto TVD Probó 25 MMscf/d Probó 25 MMscf/d Mapa de profundidad estructural @ Porquero Medio SSA Factor de Fluido en Porquero Medio SSA 1 km Punto de entrada en Porquero Medio SSA Arandala-1 • Bloque de falla adyacente a descubrimiento Breva-1 • Conexión de 3 km a la subestación Betania • Profundidad 6,898 ft. MD (5,374 ft. TVD) • Costo de perf. $2.9 MM D&A 18
APENDICE Ranking de Canacol-Gas vs. Compañías Enfocadas en Recursos de E.E.U.U. Top Compañías E&P - Recursos E.E.U.U. Costos 2P F&D vs. Canacol (2018) F&D 2P expresados en $/boe % de la información representa el gas natural como un % del total de reservas 2P 23% WLL $11,84 21% WPX $11,83 39% AREX $11,39 42% SRCI $11,29 45% XEC $11,17 69% PHX $10,47 94% CRK $10,41 50% ECA $8,70 98% GDP $8,25 81% SBOW $7,55 95% UPL $6,81 87% GPOR $5,97 82% MR $5,65 94% CNX $5,05 95% EQT $4,83 67% SWN $4,80 63% AR $3,13 100% COG $2,46 67% RRC $2,45 100% CNE $1,82 $0 $2 $4 $6 $8 $10 $12 Promedio del 68%, x-CNE Fuente: Seaport Global Securities 19
APENDICE Ranking de Canacol-Gas vs. Compañías Enfocadas en Recursos de E.E.U.U. Top Compañías E&P - Recursos E.E.U.U. Costos 2P F&D vs. Canacol (2018) F&D 2P expresados en $/boe % de la información representa el gas natural como un % del total de reservas 2P 41% PDCE $10,69 82% MR $10,63 50% CLR $10,28 98% GDP $10,20 38% LPI $10,17 11% JAG $10,01 29% MGY $9,71 18% FANG $9,09 45% XEC $8,92 95% EQT $8,91 94% CNX $8,26 42% SRCI $8,18 56% UNT $7,71 67% SWN $7,46 95% UPL $7,08 81% SBOW $6,70 94% CRK $5,77 87% GPOR $5,70 100% COG $5,60 100% CNE $2,39 $- $2 $4 $6 $8 $10 Promedio del 64%, x-CNE Fuente: Seaport Global Securities 20
APENDICE Gestión de Riesgos Riesgos Macro Riesgos Operacionales 1. Geopolítico 1. Operacional • Presidente de Colombia favorece el • Las mejores practicas industriales y de sector/Mercado por los prox. 3 años seguridad 2. Regulatorio • Exceder la capacidad de producción y • El marco regulatorio y democracia más procesamiento estable de Sur América 2. Reservas 3. Commodities • 480+ BCF descubiertos en los últimos 7 • Exposición casi nula a los commodities años • Tasa de éxito de perforación líder en la Riesgos Económicos/Sociales industria (86%)* 1. Comercial • Bajos costos F&D $0.32 - $0.57/Mcf • Compradores de primer nivel • Competidores limitados 3. Recursos 2. Económico • Posición de superficie relativamente inexplorada con 140 prospectos/leads • Los contratos a largo plazo con precios representando 2.6 TPC en potencial de fijos proveen seguridad y estabilidad recursos • Operador de bajo costo experimentado y autofinanciado * Representa la tasa de éxito de perforación en exploración, de avanzada y 21 de desarrollo
APENDICE Responsabilidad Social Corporativa Proyectos ‘18 - ‘19 Inversión de US$3.1MM 44%CNE 56% Aliados 1 Masificación de gas En alianza con Surtigas, estamos llevando gas natural a > 1,500 familias que actualmente cocinan con carbón Pisotón Programas de educación emocional para niños Viva la Voz Joven La Fundación Entretejiendo nació de Liderazgo comunitario nuestro interés por mejorar la calidad de vida de las comunidades en nuestras áreas Mi Bici Postobón de influencia Facilita el acceso a colegios Brigadas de salud Proyectos estructurados con recursos (1) Surtigas, Patrulla Aérea, Fundación Postobón, Universidad del Norte, Fundación a la Rueda Rueda, de regalías 14 Universidad de los Andes, Fundación CedeSocial y Universidad Piloto 22
Carolina Orozco Director, Relación con el Inversionista 44 (0) 755.537.3873 corozco@canacolenergy.com Kevin Flick VP, Relación con el Inversionista 214.235.4798 kflick@canacolenergy.com Phil Heinrich Gerente Relación con el Inversionista 403.269.1754 pheinrich@canacolenergy.com Mauricio Hernandez Tascón Gerente Relación con el Inversionista +571.621.1747 mhernandezt@canacolenergy.com 17
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