transcripción de la presentación de resultados año fiscal 2015

TRANSCRIPCIÓN DE LA PRESENTACIÓN DE RESULTADOS
AÑO FISCAL 2015 TERMINADO EL 30 DE JUNIO DEL 2015
CANACOL ENERGY LTD.
Presentación realizada por:
Nicolás Acuña, VP Financiero.
Carolina Orozco, VP Relación con Inversionistas.
Jorge Linero, VP de Gas.
Bienvenidos a la presentación de los resultados trimestrales de Canacol que terminan el día 30
de junio del 2015.
Este ha sido un año bastante difícil para la industria del petróleo, precios bastante bajos que
nos han afectado a todas las empresas de exploración y producción en Colombia y a nivel
mundial. Sin embargo, la compañía Canacol obtuvo los siguientes logros que vale la pena
destacar:
En primer lugar, hemos logrado aumentar nuestras reservas 2P y “deemed volumes” y logramos
a nivel anual incrementar la producción global neta de la compañía. Un hito financiero muy
importante: refinanciamos nuestra deuda. Y muy importante también destacar, en este
entorno difícil de precios, logramos reducir los gastos operacionales, que nos permiten ingresar
en el año 2016 con una mejor situación para nosotros.
Entonces, todos estos indicadores y logros que alcanzamos durante el 2015, constituyen una
base muy importante y sólida para lo que va a ser el desarrollo del siguiente año. Aquí vale la
pena destacar que nosotros estamos haciendo un cambio, ya que nuestro año fiscal lo
comenzaremos a cerrar a partir de este año, todos los meses de diciembre, entonces ya no va
a ser el mes de junio 30, como venimos haciéndolo históricamente.
Ahora, respecto a los resultados financieros, volvemos a tocar el tema de las reservas. Vemos
aquí en detalle, lo que son las reservas y los “deemed volumes”, participación neta de Canacol
antes de regalías, en millones de barriles equivalentes, esto incluye las reservas de gas y las
reservas de crudo de la compañía. En las reservas 1P, tuvimos un aumento del 62% al pasar de
31,8 millones de barriles a 51,5 millones de barriles. Incluyendo las reservas 2P, el crecimiento
aún es mayor, 86%, pasando de 42,9, casi 43 millones de barriles, a cerca, de 80 millones de
barriles. Esto está explicado principalmente por el descubrimiento de gas en el campo
Clarinete, en el bloque VIM-5.
Convertidas estas cifras a dólares, el valor presente neto, en millones de dólares, de las
reservas 1P aumenta un 49%, pasando de $542 a $810 millones de dólares. Y las reservas 2P
tienen un importante índice del 38%, pasando de $886 millones de dólares a $1.227 millones de
dólares.
Esta es la gráfica que conocemos y presentamos todos los trimestres, de la evolución de la
producción que viene experimentando la compañía. Como ustedes saben, aquí abajo tenemos
la producción de otros campos, la columna verde corresponde a la producción del campo
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Llanos 23, la columna roja corresponde a la producción de gas y la columna café corresponde a
la producción de nuestro contrato de producción incremental en Ecuador. Para este último
trimestre, presentamos un promedio de producción de 9.961 barriles equivalentes por día,
vemos que viene decayendo la producción, particularmente por los campos menos productivos
de la compañía, Rancho Hermoso, Ombú, básicamente, que cada vez siguen aportando menos
a la producción de la compañía. También se ve un decrecimiento en la producción de Llanos 23.
La producción de gas tuvo un repunte bastante importante, básicamente explicado, por los
contratos en firme que venimos operando de tiempo atrás, pero también de contratos nuevos
interrumpibles, que firmamos para este año, lo cual nos permitió compensar la caída de los
demás campos productores, con mayor producción en ventas de gas.
Y lo que es el contrato de Ecuador, sigue manteniendo un comportamiento bastante
interesante, que para este trimestre estuvo en 1.751 barriles diarios.
Como ustedes ven acá arriba, vemos el comportamiento del “netback”. Obviamente, cuando
los precios del crudo eran bastante altos, hace más de un año, teníamos unos retornos, unos
“netbacks” corporativos bastante altos de $44 y $37 dólares por barril. Ya para finales del año
pasado, como ustedes saben, se empezó a experimentar la caída de los precios internacionales,
con lo cual los “netbacks” empiezan a sufrir, $25 dólares, $20 dólares, pero en este trimestre,
gracias a los esfuerzos que realizamos, especialmente en el control de costos y también
ayudados por el tema de la devaluación del peso logramos mejorar el “netback” frente a lo que
habíamos tenido en el trimestre anterior.
Como pueden observar acá en la nota que colocamos, la producción de gas y de Ecuador, que
son nuestros proyectos que no están ligados al precio del crudo, ya representa el 57% de
nuestra producción, con lo cual estos ingresos no están siendo afectados por esta exposición a
los precios del crudo.
Y aquí vamos a mencionar, nuestra proyección con el incremento de ventas de gas y con
nuevos contratos de gas que hemos firmado, es finalizar en el mes de diciembre con una
producción promedio de 20.000 barriles diarios, lo cual básicamente está duplicando la
producción que estamos teniendo en este último trimestre con corte en junio 30.
Como habíamos mencionado en nuestros informes, que presentamos la semana pasada, y en el
“Press Release”, el año 2015 aunque estuvo afectado por el tema de precios, en promedio anual
para los doce meses, la producción promedio del año es la más alta de los últimos tres años. En
el año fiscal 2013, teníamos un promedio de 6.800 boepd; en el 2014, 10.500 boepd; y para este
año fiscal, 11.500 boepd. Entonces a nivel productivo la compañía sigue mostrando importantes
niveles de producción y a finales de este año, como lo hemos mencionado, esperamos
duplicarlo con los contratos y mayor aumento de la venta de gas.
Así mismo, es importante destacar en estas gráficas, y ustedes lo notan también, la distribución
de la producción. Ecuador, que es lo que está acá abajo, empieza a aumentar su papel en la
producción de la compañía; obviamente el gas, la misma situación, empieza a aumentar la
producción de gas, y su participación; y lo que es Llanos 23, a nivel anual, también sigue
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manteniendo un crecimiento frente a los años anteriores; y los demás proyectos,
especialmente el campo Rancho Hermoso, un campo muy importante para la compañía en
estos años anteriores, pues empieza a perder peso en la participación de la producción de la
compañía.
Finalmente, en abril del 2015 hicimos una refinanciación del crédito que teníamos con el Credit
Suisse, con un sindicado liderado por el Banco BNP, con lo cual reemplazamos el principal
pendiente que teníamos con Credit Suisse de $176 millones. A la fecha de la refinanciación
teníamos un monto pendiente por pagar de $176 millones de dólares, lo reemplazamos con
este crédito que les comento por $200 millones, cuyo vencimiento, es en el mes de septiembre
de 2019, a una tasa de LIBOR más el 4,75% trimestral, y este es el punto más importante, el
período de gracia, que ya lo habíamos mencionado oportunamente, con lo cual empezamos a
pagar el principal en diciembre de 2017. Esto nos libera esos pagos que estábamos haciendo
trimestralmente, de casi $15 millones y medio de dólares, los cuales los podemos reinvertir en
todos nuestros proyectos de producción, principalmente en los proyectos de gas. Este nuevo
crédito también tiene “covenants” financieros más flexibles frente a los que teníamos con el
crédito anterior.
Sumados todos los logros que hemos mencionado anteriormente, a final del año fiscal, junio
30, terminamos con un capital de trabajo superavitario de casi $63 millones de dólares, los
cuales en parte están representados por efectivo, de $45,8 millones de dólares, efectivo
restringido de $61,8 millones, y les recuerdo que un componente principal, más de $40 millones,
corresponden a la financiación que hemos hecho del proyecto de Ecuador; adicionalmente, no
lo hemos desembolsado pero tenemos disponibilidad para desembolsar veinticinco millones
adicionales de la línea de crédito que tenemos con Apollo. Tenemos esa disponibilidad, hasta el
mes de abril del año 2016.
Entonces, estas cifras nos dejan bastante tranquilos, en el sentido de que tenemos suficientes
recursos para afrontar lo que resta del año y, como les hemos comentado, con la entrada de las
ventas adicionales de gas, estas cifras esperamos que mejoren mucho más.
Y este ya es un tema reciente, posterior al cierre del año fiscal. La compañía realizó una
colocación privada de acciones a una compañía que se llama Cavengas Holdings, en el mes de
septiembre. Una colocación de $2,50 dólares canadienses por acción, lo cual equivale
aproximadamente a $60 millones de dólares americanos que va a recibir la compañía; lo cual, se
sumaría a las cifras que hemos mencionado aquí de efectivo, para desarrollar e invertir en los
proyectos de la compañía.
Bueno, aquí para destacar, parte de estos recursos los vamos a destinar a hacer un pago parcial
del crédito con el BNP. El resto será para capital de trabajo e inversión de la compañía.
Esta es una gráfica que también presentamos todos los trimestres, durante el año fiscal, como
lo hemos mencionado, los costos operativos hemos logrado reducirlos bastante, pasando de
$17 dólares por barril que teníamos a comienzos del año, en el mes de julio, agosto, septiembre,
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y hoy en día, en el último trimestre, terminado en junio, presentamos unos costos operativos
de tan sólo $9,18 dólares por barril. Este es el promedio de todas nuestras producciones, tanto
de gas como de crudo.
En cuanto a ingresos, se han reducido los ingresos, por temas de precio. En el trimestre anterior
obtuvimos un ingreso de $69 millones. En este trimestre cerca de $34 millones de dólares, un
impacto del 51%. Y a nivel anual, de $230 a $177 millones, un impacto del 23%. Ahora, sin
embargo, a nivel de fondos ajustados provenientes de las operaciones, el impacto a nivel
trimestral es sólo del 32%, pasando de $24 a $16 millones, y a nivel anual el impacto fue de 12%,
pasando de $98 millones, casi $99 millones, a $87 millones, nuevamente explicado por las
reducciones de costos que hemos mencionado, y también, en parte, a la tasa de cambio.
Ahora bien, cuando miramos ya los estados financieros y de resultados, presentamos una
pérdida neta de $106 millones de dólares en el año, y de $58,5 millones en el cuarto trimestre.
En el cuarto trimestre, la compañía, cuando está cerrando su año fiscal, debe analizar el
deterioro de sus activos y, obviamente, ante el entorno de precios bajos a nivel global del
petróleo, los activos menos interesantes de la compañía tuvimos que llevarlos al gasto, el
deterioro de varios de esos activos, principalmente de VMM2, Santa Isabel, algo en parte de
Capella, que es nuestro proyecto en asocio con Sinochem, de crudo pesado, y de Rancho
Hermoso en su planta de gas. Entonces, tiene un impacto bastante grande para el trimestre, de
$44 millones, casi $45, y a nivel anual, de $72 millones. Obviamente también tenemos unos
gastos que no son de caja, por todo lo que tiene que ver con depreciación y agotamiento
durante el trimestre, de casi $13 millones, y en el año, de $61 millones. Y tenemos otro impacto
bastante particular, que tiene que ver con el impuesto diferido. Nuevamente esto todavía no es
caja, pero si tiene impacto en nuestras utilidades.
Bueno, mirando ahora en resultados de generación de ingresos, acá presentamos el EBITDA
trimestral en los últimos 3 años. Durante los últimos trimestres en cada uno de estos años
terminados en junio 30, en el 2013 fue de $4 millones y medio de dólares; en el 2014,
aumentamos el EBITDA a $28 millones de dólares; y en el 2015, llegamos a $10 millones y medio
de dólares. Para el año fiscal pasamos de $49 millones y medio de dólares en el 2013; para el
2014, $91 millones; y para el 2015, nuestro EBITDA, un número que sigue siendo bastante
importante, de $66,5 millones de dólares.
Ya adelantándonos un poco, ¿qué continúa para el resto del año 2015? Como lo hemos
mencionado, y vendrá el detalle más adelante, Jorge va a presentar algo al respecto. Vamos a
continuar con nuestro plan de adicionar en el mes de diciembre producción y ventas
adicionales por 65 millones de pies cúbicos diarios de nuestros campos de La Esperanza y
Clarinete, para un equivalente de 11.400 barriles equivalentes diarios, y adicionalmente
continuar con el desarrollo de nuestro descubrimiento de gas de Clarinete. Actualmente, como
ustedes saben, hemos perforado un pozo, que es el pozo Clarinete 1. Actualmente estamos
perforando el pozo Clarinete 2 y perforaremos el pozo Oboe 1, que es el plan de perforación
que tenemos este año.
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Es muy importante destacar esta cifra que estamos mencionando, que es duplicar, básicamente
en 6 meses la producción que obtuvimos, al finalizar este año fiscal.
Finalmente, ¿cuáles son las perspectivas para el año 2015? En Canacol actualmente,
mantenemos un amplio y diversificado portafolio de proyectos y activos de petróleo y gas.
Como lo hemos venido mencionando y especialmente con la entrada en producción a finales de
diciembre de los nuevos contratos, vamos a estar menos expuestos a la variación de la
volatilidad del precio del petróleo. Así mismo, como lo hemos destacado, hemos mejorado
nuestra estructura financiera, con la refinanciación de la deuda, además de tener acceso a
socios financieros muy importantes. Aquí destacamos que en este entorno que sabemos es
bien difícil salir a financiarse, nosotros logramos hacer la refinanciación que les comentamos
con BNP en el mes de abril; mantenemos el apoyo y la disponibilidad de recursos con Apollo; y,
adicionalmente, ahora en septiembre logramos la participación de un importante inversionista
con la colocación de acciones. Mantenemos un equipo sólido de ingenieros y de técnicos y a
nivel gerencial. Y, la disponibilidad de recursos financieros en efectivo ya la mencionamos. Y
esto, ¿qué nos permite para lo que resta de este año? No estar tan expuestos al sistema de
precios. Seguimos manteniendo flujos de caja y de efectivo bastante sólidos. Nuestra
estrategia es seguir penetrando y desarrollando nuestros activos de gas y colocarlos en el
mercado local de gas y, seguimos manteniendo el portafolio amplio de activos en petróleo
estratégicos para desarrollarlos más adelante. Como les mencionaba, con el desarrollo del
descubrimiento de Clarinete, esperamos poder continuar con el crecimiento de nuestro
negocio de gas.
Bueno, muchas gracias.
Hoy nos está acompañando nuestro vicepresidente de gas Jorge Linero. Yo les voy a presentar
brevemente la parte corporativa y de petróleo y Jorge les hablará de nuestro portafolio de gas.
Hemos incorporado más de 50 millones de barriles equivalentes en reservas 2P a través de
descubrimientos. A la fecha llevamos un éxito exploratorio del 64% y de desarrollo del 96%.
Como Nicolás ya lo mencionó, hemos tenido un continuo crecimiento en nuestras reservas 2P.
Con corte a junio de este año, nuestras reservas 2P de gas ascienden a 64 millones de barriles
equivalentes y nuestras reservas 2P de petróleo ascienden a 16 millones de barriles.
Nuestra meta de tasa de salida para este año 2015, es de más de 20.000 barriles equivalentes
diarios en el mes de diciembre.
Trimestre a trimestre ha venido aumentando la cantidad de nuestra producción que no está
expuesta a la volatilidad del precio del petróleo, como lo pueden ver en esta gráfica. La parte
roja es nuestra producción de gas y la parte negra es nuestra producción a tarifa de Ecuador.
Durante el trimestre terminado el 30 de junio de 2015, el 57% de nuestra producción no estuvo
expuesta a la volatilidad del precio del petróleo y estimamos que para fines de este año ya el
75% de nuestra producción no esté expuesta a la volatilidad del precio del petróleo.
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La reducción en nuestro “opex” y transporte ha sido notable. Esto ya también lo habló Nicolás
durante la presentación de los estados financieros.
En términos de inversión de “capex”, tenemos un presupuesto para este año de $84 millones
de dólares, de los cuales el 63% está enfocado en inversión de desarrollo. Más o menos la mitad
son inversiones que van a estar enfocadas en nuestros bloques en el Magdalena Inferior, que
son nuestros bloques de gas. Tenemos $33 millones de dólares que están enfocados en los
Llanos, en el bloque Llanos-23, y $8 millones de dólares que están enfocados en Ecuador.
Dentro de las perforaciones que están pendientes, como ya también lo mencionó Nicolás
brevemente, estamos terminando de realizar las pruebas en Clarinete-2, y posteriormente,
vamos a estar perforando Oboe-1.
Dentro de las metas de producción de gas, básicamente tenemos la meta de aumentar nuestra
producción actual, de 20 millones de pies cúbicos, a 83 millones de pies cúbicos diarios de gas,
lo que, en términos de EBITDA, pasaríamos de generar un EBITDA aproximado de $30 millones
de dólares anuales a $140 millones de dólares anuales, de EBITDA de gas.
Buenos días, Carolina ya me presentó, soy Jorge Linero, Vicepresidente de Gas de Canacol, mi
profesión es ingeniero de petróleos, soy especialista en ingeniería de gas, y entre otras cosas
que he hecho, tengo una maestría en negocios. En gas específicamente he trabajado en Pacific
y en Equion, en lo que son proyectos, comercialización y regulación de gastos. En transporte de
gas trabajé en una compañía que se llama Ecogas, que dio fruto después a TGI, y tuve un paso
bastante fugaz por el gobierno. Y en crudo, he trabajado para contratistas de Ecopetrol, en
temas de proyectos del Magdalena Medio y perforación.
Yo hace poco hacía una reflexión con todo el equipo de trabajo de Canacol. Y la reflexión era
simplemente ¿qué se necesitaba para que nosotros cumpliéramos nuestras metas en gas?
Entonces, lo primero que tú necesitas es gas. Y ya les hablaron de Palmer, Nelson, Clarinete-2 y,
Oboe, que esperamos va a ser descubridor. Entonces, gas tenemos. Después de eso necesitas
unas plantas de tratamiento, en las cuales estamos trabajando, y estamos trabajando para
tenerlas listas el primero de diciembre, y así va a ser. ¿Por qué va a ser así? Porque las estamos
haciendo de manera modular. Un contratista hace una completamente nueva, que es de 100
millones de pies cúbicos, y otro contratista hace unas mejoras en las plantas actuales, que las
van a subir de 35 a 55 millones. Por eso es que vamos a estar listos el primero de diciembre.
Después, necesitas el transporte. En eso hemos hecho la tarea. Ya les comentaré algo más
adelante. Y empezamos a hablar de lo otro que necesitamos. ¿Y qué es lo otro que
necesitamos? La demanda. ¿Existe demanda en el país? Sí existe y ya vamos a hablar de eso
también.
La demanda de gas para Colombia podría aumentar 3 veces más rápido que la demanda
mundial. Lo que están viendo ahí es, en las estadísticas, el mundo crece el 1%; Colombia, en
demanda de gas, crece 3%. Como ven ahí, estas gráficas de demanda, del sector residencial,
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comercial, industrial, petroquímico, Ecopetrol, transporte y termoeléctrico, corresponde sólo a
la Costa Atlántica, donde hoy, hoy en este momento, tenemos alrededor de 474 millones de
pies cúbicos, entre Guajira y La Creciente y lo que colocamos nosotros. ¿Y por qué sólo 474
millones de pies cúbicos hoy en la Costa Atlántica? Porque hoy no hay más gas. Esta es la
realidad de Colombia actualmente. La demanda de gas en el mercado objetivo de Canacol
crecerá 3 veces más rápido que la demanda del país. Es la Costa Atlántica, 6%, y ahí miran cómo
crece el resto del país. Llama la atención la parte central donde está Bogotá, que es el 4%.
¿Dónde está la producción actual de la Costa Atlántica? En tres campos. Estos campos son
Chuchupa y Riohacha, que todos conocemos como Guajira, tienen un solo punto de entrada al
sistema de transporte; y con La Creciente, entre estos campos hoy, son capaces de producir
algo así como 476 millones de pies cúbicos. El tema es que esos 476 millones de pies cúbicos
hace unos años eran 1.000 millones de pies cúbicos. Hoy son 476 y en el 2018 van a ser, y esta es
una cifra optimista, van a ser 341. ¿Por qué es una cifra optimista? Porque Guajira es un campo
en declinación y entonces año a año se está corrigiendo. Qué tan fuerte es la declinación de
Guajira? La última corrección fue este año, donde fue un poco mayor que en los años
anteriores. Pero, digamos, de acuerdo con lo que las compañías reportaron, en 2018 hay 341
millones de pies cúbicos de Guajira y La Creciente. Ahí hay otra cosa importante, para entender
el mercado: el único campo de Colombia que puede abastecer tanto al mercado de la Costa
como al mercado del interior es Guajira. O sea, aquí hay una suposición, también optimista,
para la oferta o para la demanda de la costa, que es que toda la oferta de Guajira se va a ir para
la Costa Atlántica. Entonces tenemos 341 millones de pies cúbicos, suponiendo que toda la
oferta de Guajira va para la Costa Atlántica, y tenemos una demanda que hoy es 475, y que
puede llegar a más por la capacidad instalada de las térmicas, y que en el 2018, de una manera
conservadora, la UPME proyecta en 510 millones de pies cúbicos.
En ese mundo, es donde nosotros estamos entrando y esa es la oportunidad que nosotros
tenemos.
Ustedes ven los números, simplemente cubriendo las declinaciones, casi se duplica el negocio
de gas de Canacol. Esa es nuestra oportunidad.
Durante los dos últimos años el suministro de gas hacia la Costa Caribe ha declinado 70 millones
de pies cúbicos por año. Esta es la declinación de Guajira. Ahí no está la declinación de los seis
meses que tuvo La Creciente. Después de la finalización del gasoducto en diciembre, Canacol
será el nuevo proveedor.
Tenemos dos descubrimientos que triplicaron las reservas a 362 BCF. Tenemos recursos totales
prospectivos, no riesgados, de 3 TCF. Las reservas totales de Colombia hoy están alrededor de
5 TCF, lo que indica que hay una prospectividad importante, y no es descabellado decir que
vamos a tener mucho más de los 362 BCF.
En diciembre de 2015, vamos a llegar a 83 millones de pies cúbicos de producción, y eso
significa que vamos a cuadruplicar nuestra producción. Hoy es 20 millones, 16 a Cerromatoso,
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tres a un comercializador, y un millón a otra empresa. Esos son los 20 millones de hoy. Y como
lo mencioné en diciembre esperamos pasar a tener 83 millones.
Ahí ven lo que estamos construyendo y de lo que ya les había hecho antesala. ¿Qué tenemos
que hacer nosotros? Nosotros tenemos que hacer una línea de flujo de 15 kilómetros de
Clarinete hasta el Jobo, donde están las plantas de tratamiento. Esto tiene que terminar en
octubre 15. Lo vamos a lograr.
En diciembre del 2015, ampliar facilidades del Jobo, de 50 a 140 millones de pies cúbicos
estándar, lo cual estamos haciendo modularmente.
En diciembre del 2015, estimamos cuadruplicar la producción y con esto aumentaríamos el
EBITDA de $30 a $140 millones de dólares.
¿Qué tiene que pasar con Promigas también? Ustedes han oído hablar que tiene que haber una
expansión de 190 kilómetros de tubería de 16 pulgadas y una compresora que se queda en un
municipio que se llama Sahagún, que hoy existe. Eso quiere decir que hemos hecho la tarea
para estar listos el primero de diciembre y que el transportador, como un aliado estratégico, se
está preocupando para que eso sea así. Que al final es el constructor. Ahí ven en el escenario
donde queda el Jobo, hacia el sur, ven a Cerromatoso. Cerromatoso, esa línea que queda ahí, y
no es parte del sistema nacional de transporte, lo que quiere decir que es un plus para nosotros
en cuanto a facilidades de transporte, y hacia el lado norte es donde quedan Jobo - Sincelejo y
Sincelejo – Cartagena, y las estaciones que se ven ahí son la de Sahagún en azul y la de Filadelfia
en blanco. La que necesitamos nosotros para el primero de diciembre es la azul.
Como ya dijo Nicolás y dijo Carolina y dicen los descubrimientos, tenemos una plataforma
excepcional de gas, nosotros vamos a ser los encargados de suplir la demanda existente en los
próximos años, por las declinaciones de Guajira.
Tenemos clientes en contratos firmados de más de cinco años. El rango de precios de venta por
millón de BTU es de más de US$5 dólares. El aumento en el precio anual de nosotros, y es
bastante conservador, es entre dos y tres por ciento, y cuando digo es conservador es porque
ustedes están viendo que hay un déficit. Hoy alguien quiere salir a conseguir gas interrumpible
para suplir sus necesidades de demanda, y hoy tiene que estar pagando entre US$9 y US$12
dólares, de acuerdo a quien sea y dónde estés ubicado en el sistema nacional de transporte.
Nuestro margen operativo es del 75%.
El negocio de E&P en Colombia con menor inversión de capital. Esto es algo que tenemos que
resaltar, vamos a invertir $300 millones de dólares en cinco años y tenemos un EBITDA
estimado de $1.500 millones de dólares. Vamos a cuadruplicar a partir de diciembre nuestra
producción y ahí vemos cómo está compuesto nuestro portafolio. Y vemos en la línea, o en el
área roja, la importancia que tiene el gas para Canacol.
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La gráfica que ustedes ven a su derecha, en la parte inferior, lo que muestra es cómo va a ir
subiendo en los siguientes años el EBITDA, llegando hasta $1.500 millones de dólares.
En esta gráfica estamos mostrando el potencial exploratorio que tienen los bloques de gas,
que, como lo mencionó Jorge, estamos hablando de más de tres teras “3TCF” de recursos
prospectivos adicionales. Con esto lo que buscamos mostrar es que, adicional al potencial que
tiene Clarinete con los dos pozos de evaluación adicionales que estamos perforando, que
tienen la capacidad para adicionar reservas adicionales para la compañía, la compañía tiene un
potencial exploratorio adicional con todos estos prospectos que ustedes ven en esta gráfica.
En este mapa, queremos mostrarles el pozo descubridor Clarinete 1, que probó más de 44
millones de pies cúbicos, que fue el pozo inicial. Este pozo encontró 149 pies de “net pay” o de
espesor petrolífero. Y este es el pozo Clarinete-2, que durante esta semana estaremos
realizando pruebas de producción. Inicialmente encontramos 127 pies de “net pay” con una
porosidad del 23%. Tiene resultados similares a los de Clarinete 1, lo cual en principio muestra
ser un pozo con buena prospectividad; y, como ya lo mencionábamos, una vez terminadas las
pruebas en este pozo, vamos a movilizar el taladro para perforar el pozo Oboe-1.
En cuanto al bloque Llanos-23, este es nuestro principal bloque productor de crudo liviano en
Colombia, como ustedes ya lo saben. Este es el campo Rancho Hermoso. Este es nuestro
bloque Llanos-23. En este bloque hemos perforado en total seis pozos exploratorios. De estos
seis pozos exploratorios cinco han sido exitosos, lo que se convierte en una tasa de éxito de
más del 80%. Estos son los campos descubiertos en este bloque. Labrador, Maltés, Tigro,
Pantro y Leono. Esta es la sísmica 3D que actualmente hemos interpretado, y esta es la sísmica
3D adicional que se está interpretando, de un programa total de 400 kilómetros cuadrados de
sísmica 3D planeada.
Por el momento no se tienen pozos exploratorios adicionales planeados en este bloque
durante este año. Estamos esperando a que los precios del petróleo nuevamente se estabilicen
para reiniciar el programa de perforación exploratoria en este bloque. Sin embargo, dadas las
optimizaciones que se han realizado en este bloque de centralización de las facilidades de
producción, hemos seguido optimizando los costos de producción y, como Nicolás lo
mencionó, durante el último trimestre obtuvimos, aún con los bajos precios del petróleo, un
netback de $30 dólares por barril en este campo. Dentro del potencial exploratorio que tiene
este campo, estamos estimando más o menos unos 40 millones de barriles adicionales de
recursos prospectivos y, con corte a junio de este año, las reservas 2P restantes en este bloque
son de 5 millones de barriles adicionales.
En relación a nuestros bloques con potencial de “shale oil”, pues, como ustedes ya saben, con
estos bajos precios del petróleo, no hay actividad planeada durante este año en estos bloques.
Y, finalmente, en cuanto a nuestra estructura de capital, tenemos 126.9 millones de acciones en
circulación. Nuestra capitalización del mercado está de cerca de $178 millones de dólares. Como
Nicolás lo mencionó, nuestra deuda bancaria son $275 millones de dólares, una deuda neta de
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$212 millones de dólares y un “EV” de $490 millones de dólares. Esta es nuestra situación de
efectivo, que ya también se mencionó, y esta es la información relacionada con nuestro nuevo
inversionista Cavengas Holdings, que también Nicolás mencionó.
Ahora sí abrimos el espacio a preguntas, por favor.
PREGUNTA: Buenos días, mi nombre es Andrés Sánchez. Me gustaría entender un poco, dada la
emisión que hicieron y los recursos que reciben con esa emisión de acciones, ¿cuál es la
necesidad de abonar parte de esos recursos al crédito? Si bien estábamos hablando de que
habían conseguido nuevas condiciones y, digamos, con período libre de amortización y pago de
intereses, entonces, ¿cuál es la necesidad de hacer un abono a dicho crédito?
RESPUESTA: Dentro de las condiciones del crédito se considera que cualquier ingreso adicional
que podamos tener en la compañía pueda ser dedicado a la reducción del crédito. Y esa fue la
decisión que tomó la junta directiva de la compañía, de utilizar parte de los recursos que está
recibiendo por la colocación de acciones, a pre-pagar parte de la deuda.
PREGUNTA: Y en ese sentido los nuevos ingresos que se van a dar a partir del primero de
diciembre ¿se contarían como ingresos adicionales? O sea, de los ingresos que lleguen a la
compañía por la nueva venta de gas, ¿serían también abonables al crédito?
RESPUESTA: No. La compañía tomará la decisión en su momento. Obviamente vamos a
incrementar el flujo de ingresos de la compañía, y en su momento decidirá si está interesada en
pre-pagar o no parte de la deuda. El pre-pago de deuda en qué nos sirve? En reducir los costos
financieros. Entonces, en su momento se tomará la decisión.
PREGUNTA: Buenos días, mi nombre es Diego Buitrago, de Bancolombia. Quisiera realizar tres
preguntas:
Una relacionada, con el tema de la eficiencia de costos. Si pudiéramos de pronto profundizar un
poco en cuál ha sido esa estrategia, un poquito más de detalle de esos resultados que pudimos
ver durante el trimestre y de pronto de qué expectativas podríamos esperar hacia adelante, si
mayores eficiencias en ese tema.
Con el tema del “impairment”, nos gustaría saber si es posible, usted lo mencionó Nicolás, que
hubo un tema de los precios del petróleo que afectaron claramente la valoración de esos
activos, pero quisiéramos saber si también hay alguna parte que es debido a declinaciones de
los campos y que sea más a cantidad que a precio y de pronto entender si en el caso de una
reversión en los precios del petróleo, ¿podríamos ver un efecto positivo, un impacto positivo
en resultados, como pensando en el espejo de un “impairment”?
Y la última es relacionada con la subasta de proyectos petroleros en México. ¿Canacol piensa
participar? ¿Hay planes de estar ahí? Y si de pronto el esquema es como operador de
producción o más hacia la parte exploratoria? Gracias.
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RESPUESTA: Bueno, muy bien. Respecto al primer punto, la reducción de gastos operacionales
la hemos experimentado en todos los campos, pero principalmente en Llanos-23. Como les
comentamos en nuestras reuniones anteriores, nosotros realizamos inversiones en tres puntos
específicos: centralizar las facilidades, construir una línea de flujo para interconectar todos los
campos del bloque Llanos-23 y reinyectar el agua. Todos esos tres proyectos ya los terminamos,
y fueron los que colaboraron para que pudiéramos reducir los costos operativos en Llanos-23,
que es el que más está contribuyendo en la reducción de costos. Y a nivel general, como les
comenté, el tema de la tasa de cambio en el primer semestre también nos favoreció en ese
sentido.
En cuando a la segunda pregunta sobre el “impairment”. Claramente había que tomar la
decisión de hacer el “impairment”, básicamente por una situación de mercado, de precios, y
básicamente las reducciones o los deterioros que hemos reportado en el gasto corresponden
básicamente a precio, no al tema de volúmenes de los proyectos. Si se llegara a ver una
reversión de precios rápidamente, que pudiera reversar el “impairment”, claro que habría que
ajustarlo, pero básicamente el ajuste es por temas de precio.
Bueno, tercero. En cuanto a México, nosotros sí estamos participando. Hay un proceso que se
está adelantando en una ronda que ha abierto el gobierno de México, que creo que se
presentan propuestas en el mes de diciembre, nosotros vamos a participar ahí y, realmente,
pues esa es la información que yo conozco. Vamos a participar, pero no te podría decir en qué
calidad.
PREGUNTA: Buenos días, mi nombre es Miguel Ospina. Yo tengo una pregunta sobre todo con
el certificador de reservas y quisiera entender por qué utilizan a Petrotech como certificador de
reservas a pesar de que no está certificado por la SEC y quisiera entender cómo se define al
interior de la compañía qué certificador quieren utilizar, o cuáles miran, etc. Y la otra pregunta
que tenía es con respecto a por qué emitir acciones a $2.5 dólares canadienses, cuando ustedes
dicen que sus reservas valen $1.2 billones, y si uno le quita los taxes vale como $800, y si se le
quita la deuda valen como $600 millones de dólares, entonces quisiera entender cuál es el
racional de emitir a ese precio. Gracias.
RESPUESTA: Bueno, respecto a la primera, nosotros utilizamos dos certificadores de reservas
que son DeGolyer y MacNaughton, y para el tema de gas a Petrotech. Petrotech es muy
conocido, y especialmente en Canadá, y nosotros reportamos es al TSX de Canadá, y pues aquí
a la Bolsa de Valores en Colombia. Petrotech es una firma que es reconocida y aceptada en el
entorno de negocios en Canadá y venía trabajando, ustedes de pronto lo saben, con Pacific
también.
En cuanto a la segunda pregunta, es una decisión que tomó la compañía, la colocación y el
negocio que se hizo fue que el precio se determinaría con el precio promedio de la acción en el
mercado. Entonces, básicamente la colocación se hizo a precio de mercado y, si ustedes
pueden ver los resultados o las últimas cotizaciones de la acción, pues se puede ver que no ha
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habido un impacto negativo con esa colocación en el precio de la acción de la compañía.
Quisiera profundizar un poco sobre la razón para utilizar Petrotech. Petrotech conoce muy bien
el Campo La Creciente, que es un campo similar y cercano a nuestro campo Clarinete y
Esperanza, y esta fue una de las razones adicionales para utilizar este auditor de reservas.
Nuestro Vicepresidente de Exploración en Canadá, al hacer el acercamiento a estos auditores
se dio cuenta de que este conocimiento generaba valor para escogerlos como auditores de
nuestras reservas de gas.
PREGUNTA: Buenos días. A mí me gustaría hablar sobre el gas y principalmente me gustaría
saber qué sucedería si ustedes no logran tener todas las “facilities” de transporte, de
procesamiento, y no logran entregar el gas en diciembre de 2015. ¿Qué sucedería por la parte
de indemnizaciones al comprador de gas y qué sucedería por el lado financiero con los
“covenants” financieros que tienen con los bancos?
RESPUESTA: Yo respondo la parte de los clientes. Ustedes recuerdan que yo les hablé que 35
millones están contratados con una térmica. Entonces, de esos 35 millones hay 17.5 millones
que si el transporte no está, él me paga a mí. El me empieza a pagar a mí, porque él está a cargo
del transporte. En los segundos 17.5 millones que él tiene, hay un periodo de gracia de hasta 6
meses, hasta junio. Si en junio no llegara a estar el transporte, él me paga a mí. Es decir, hay una
entrada que es de 17.5, que me paga desde el primero de diciembre, y los otros 17.5, tendría un
período de gracia, de requerirse, y después él me paga a mí. Además, les recuerdo la
oportunidad que se está presentando hoy, por el fenómeno de El Niño. Para que ustedes
tengan una idea, hoy no estamos en verano, hoy todavía está lloviendo, y hoy, hoy están
disparados los precios de bolsa y, por ende, arrastran los precios del gas a los niveles que yo les
mencioné hace un rato.
Bueno, respecto a los “covenants”, precisamente parte de la decisión para hacer la
refinanciación que realizamos en el mes de abril, era buscar mejores condiciones de crédito
para la compañía. Como ustedes saben, logramos aplazar el pago de principal, pero también
logramos mejorar los “covenants”. Entonces, el “covenant” de apalancamiento, que es el más
importante en este caso, si ustedes cogen la información que presentamos de estados
financieros y eliminan el primer trimestre, que es el que desaparece de ese cálculo del EBITDAX,
y utilizan el mismo EBITDAX que obtuvimos en el último trimestre, y lo suman y los hacen para
los dos siguientes trimestres, van a ver que estamos cumpliendo dentro del covenant de 3,5.
PREGUNTA: Gracias. Sólo una última, quisiera saber ¿ustedes cómo ven que puede ser el
impacto de la planta de regasificación respecto a la demanda y los precios del gas en la costa?
RESPUESTA: Ustedes conocen los precios internacionales del gas, pero adicionalmente a lo de
esos precios internacionales, nosotros somos un cliente muy pequeño para el mundo.
Entonces, imagínense Colombia, la demanda de Colombia. Competir con la demanda de Japón,
por ejemplo. Nos tocaría pagar una prima como lo hace hoy Argentina, Brasil y Chile, sobre el
precio de Japón. Entonces, al final es una señal de precios al alza. Por supuesto, hay detalles
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que hay que cuidar, de la regulación, a los cuales les estamos haciendo un juicioso seguimiento.
Nosotros creemos que ese precio para Colombia pudiera estar encima de $10 dólares. Hace un
año, estaba por encima de $15 dólares. Alguien antes de pagar diez dólares va a pagar nueve.
PREGUNTA: Gracias. Dos preguntas. La primera es si de pronto nos pueden dar un marco de
tiempo en el cual esperan firmar nuevos contratos de gas y cuál ha sido la dificultad, para firmar
esos contratos. Y la segunda es si esos contratos necesitan del éxito exploratorio de Clarinete-2
y de Oboe, o todavía tienen capacidad con las reservas de La Esperanza y Clarinete.
RESPUESTA: . El asunto, es ponerse de acuerdo en los precios. Y el asunto es saber a cuánto vas
a firmar, por la declinación que les mostré, si dos, cinco o diez años. Entonces, ese es el asunto
de hoy, es buscar la mejor opción para la compañía.
Sobre la segunda pregunta, nosotros tenemos capacidad, hoy, en cabeza de pozo y en líneas
de flujo, de 120 millones de pies cúbicos. Es decir, el único cuello de botella que tenemos hoy en
día para vender más gas es el transporte que se está construyendo.
PREGUNTA: Buenos días, Cristian Hernández de Ultraserfinco. Una pregunta puntual: Cuando
uno se sienta a revisar el último año y medio de Canacol, la dilución que han tenido los
accionistas minoritarios ha sido casi del 40%, en bonos convertibles, en acciones, la emisión con
Cavengas y otro “placement” que hicieron el año pasado. Ahora con una generación de EBITDA
mensual de $12 millones de dólares, $ 120 millones de dólares por año y creciendo, y sin muchos
proyectos de crecimiento de aquí en adelante, ¿qué deberíamos esperar de cara a la
financiación del “capex” de aquí en adelante? ¿Debería ser otra vez más dilusiva para el
inversionista, o deberíamos esperar algo más de deuda o un financiamiento propio a través de
los flujos que la compañía va a generar, teniendo en cuenta que van a ser casi el doble de lo que
generaba antes? Gracias.
RESPUESTA: Claramente, como lo mencionas, la generación de flujo, a partir del incremento de
la producción y ventas de gas, obviamente nos va a generar recursos suficientes o adicionales
para todo el plan de desarrollo de la compañía. Pensando en qué proyectos serían esos a
futuro, obviamente la compañía tiene que tomar decisiones de dónde se ve más atractiva la
inversión. La compañía tiene un amplio portafolio de activos de gas y petróleo para invertir.
Tenemos crudo pesado en lo que es el Caguán, tenemos el crudo no convencional, donde
tenemos la segunda área contratada más grande del país, después de Ecopetrol, en todo lo que
es el Magdalena Medio, y obviamente lo que es el desarrollo de Llanos 23 en los Llanos, de
crudo convencional ligero, liviano. La decisión de la compañía es en qué luce mejor invertir los
recursos con los que dispone la compañía en su momento cuando entren los recursos
provenientes de las ventas de gas, y parte de la respuesta va a estar en el comportamiento del
precio del crudo. Si el precio del crudo reacciona, pues, rápidamente podemos entrar a
desarrollar los prospectos adicionales que tenemos en Llanos 23 y con nuestros socios,
podemos entrar a desarrollar lo que es los proyectos de crudo pesado y no convencionales.
Preliminarmente, eso es lo que podría hacer la compañía, pero en su momento la junta tendrá
que tomar sus decisiones al respecto. Ahora bien, la compañía también tiene la posibilidad de
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acceder al mercado. Como ustedes lo han visto, el mercado financiero nos ha apoyado
bastante. La refinanciación que hicimos en el mes de abril, fue en el momento más difícil del
mercado financiero para la industria petrolera y nos apoyaron. El nuevo inversionista que
tenemos también entra en un momento que es difícil a nivel mundial para el sector y
adicionalmente tenemos los recursos de Apollo. Entonces, consideramos que Canacol tiene
muchas fuentes de financiación abiertas y disponibles a futuro en caso de necesitarlas.
PREGUNTA: Digamos que de un año para acá uno se da cuenta que la compañía se enfocó en el
negocio del gas y dejó el negocio de petróleo, que era la tesis de inversión desde el 2013 y
principios del 2014. Si los precios del petróleo se devuelven en algún momento, ¿la compañía
retomaría esa senda, buscando mayor rentabilidad, pues teniendo en cuenta que del lado del
gas la rentabilidad es casi la mitad de la que puede tener la utilidad de petróleo, o seguiría
enfocado en el negocio de gas, de aquí en adelante? Porque un poquito mi preocupación es
que, así como se han financiado en el último año y medio, para transformar la compañía de una
petróleo a una de gas, lo que pueda pasar en un año es que la compañía trate de devolverse
generando flujos de caja una vez más a través de petróleo, en un escenario que para mí todavía
sigue incierto, pero que podría ser favorable. Y teniendo en cuenta que la generación de caja
no será suficiente para desarrollar esto, digamos todos esos proyectos que usted menciona, tal
vez, otra vez, veríamos a través de placements o ese tipo de inversiones como la que tiene con
Cavengas. Y una pregunta adicional, si me lo permite es, no he encontrado mucha información
sobre este nuevo inversionista. ¿Qué podemos esperar sobre los intereses de la compañía pues
ya tiene casi el 25% de la participación y, eventualmente, al tener dos puestos en la junta
directiva, estaría buscando un re-direccionamiento de la misma, o el mantenimiento de la
estrategia que ustedes tienen?
RESPUESTA: Bueno, empiezo por el final. Este nuevo inversionista va a llegar a tener máximo el
20% con la colocación que hemos hecho, no el 25%. Claramente la compañía, si los precios, del
petróleo mejoran, tiene la posibilidad y la disponibilidad para poder invertir y retomar las
inversiones en petróleo, que si llegaran a niveles de $80 - $100 dólares, obviamente los netbacks
que producen esos proyectos son mejores que el gas, claramente. Pero, la estrategia de seguir
invirtiendo en gas, como lo estamos haciendo, aunque cambie el entorno de precios de
petróleo, nosotros vamos a seguir en esa estrategia. ¿Por qué? Ya lo explicó claramente Jorge:
por la posición estratégica que tenemos en el mercado de gas. Vamos a continuar
desarrollando el mercado y explorando y adicionando reservas de gas ¿Por qué? Porque existe
la oportunidad en el mercado de gas en el país.
PREGUNTA: Hola, buenos días. Tres preguntas. La primera, complementando un poco yo
también quería saber, en el tema de Cavengas, si se puede saber algo más sobre ellos y,
particularmente, los dos miembros de juntas que están planteando, si hay algunas
nominaciones preliminares. La otra pregunta tiene que ver con activos no estratégicos,
particularmente shale y Putumayo, si la compañía planea desinvertir algunos de estos activos
en el corto o mediano plazo, teniendo en cuenta que no son estratégicos. Y la última pregunta
es, en tema de costos, pues, usted explicaba bien el tema que se ha hecho en Llanos-23 y otros
proyectos e iniciativas que han hecho la reducción. A partir de este momento, ¿hay alguna
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posibilidad adicional de reducciones adicionales, o ya es todo lo que vimos más allá de la tasa
de cambio? Gracias.
RESPUESTA: Bueno, en cuanto a Cavengas, Carolina puede comentar algo al respecto.
Si claro. Los dos miembros de junta están en este momento en aprobación ante el TSX, y una
vez se aprueben, la compañía realizará el respectivo comunicado dando a conocer los nombres
de las dos personas.
Bueno, respecto de la segunda pregunta de los activos de shale y del Caguán, básicamente en
este momento la compañía no tiene ningún plan de desinversión en esos proyectos. Como
ustedes saben, el desarrollo de una compañía de exploración y producción, depende de
reservas, depende de producción, pero también de tener un portafolio de proyectos que pueda
desarrollar más adelante. Por lo tanto, por ahora la intención de la compañía es mantener esos
activos exploratorios, que tienen un gran potencial.
En cuanto a la tercera pregunta. Respecto a los costos en Llanos-23 en este momento hemos
desarrollado todos los proyectos de inversión para la reducción de costos. Por ahora no
prevemos que vayamos a tener una reducción adicional a la que ya hemos tenido. En la parte
de gas es importante mencionar la ampliación que estamos desarrollando de dos plantas
modulares que mencionó Jorge, una de ellas la estamos desarrollando directamente nosotros
con “capex” propio de la compañía. El otro proyecto de ampliación a 100 millones de pies
cúbicos lo estamos desarrollando con una compañía a través de un contrato “BOMT”,
entonces la inversión de capital no la estamos haciendo nosotros y nosotros pagaremos esa
inversión en cuotas mensuales durante cinco años. Entonces, esa tarifa que vamos a pagar del
“BOMT”, va a ir a los costos de operación de la producción de gas, pero frente al incremento
de cuatro veces de la producción, va a ser básicamente marginal el impacto que tenga en
costos y lo que prevemos es que finalmente no van a aumentar los costos de producción de
gas.
PREGUNTA: Y una última de largo plazo. Asumiendo que el proceso de paz sale bien y,
digamos, hay mejorías en temas de seguridad, ¿cuántos años puede tardar, en el tema de
Putumayo, desarrollar estos activos? Gracias.
RESPUESTA: Bueno, no es una pregunta fácil. Obviamente todos estamos muy contentos con
los desarrollos que está teniendo el proceso de paz. Ojalá fructifiquen y ojalá para marzo, o
abril, mayo, que es cuando se menciona que va a haber la dejación de armas, ojalá eso tenga un
impacto muy positivo en esta área del Caguán, donde tenemos un portafolio bastante
importante de activos. ¿Cuánto puede demorar ese desarrollo? Pues, primero tendremos que
terminar los programas sísmicos que en este momento están detenidos. ¿Por qué? Están
suspendidos esos contratos debido a los temas de seguridad que tenemos en el área. Entonces
tendríamos que retomar esos proyectos de sísmica, después tendríamos que evaluar, perforar
y hacer los primeros pozos exploratorios. Entonces, el desarrollo propio del área, ya para entrar
en producción, tendría primero que pasar por la etapa que ya mencioné. Si todo esto funciona
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y el proceso de paz se da y no sólo nosotros sino todas las demás compañías que tienen
proyectos, como Ecopetrol, como Pacific, también pudieran desarrollar sus programas,
seguramente más adelante se podrá pensar en la construcción del oleoducto del Pacífico, que
ayudaría al desarrollo de esta área.
Bueno, si no tenemos más preguntas, les agradecemos su asistencia, muy amables.
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