Transcripción de la Presentación De Resultados Terminado El 30

TRANSCRIPCIÓN DE LA PRESENTACIÓN DE RESULTADOS
TERMINADO EL 30 DE SEPTIEMBRE DEL 2015
CANACOL ENERGY LTD.
Presentación realizada por:
Nicolas Acuña, VP Financiero
Diego Carvajal, VP de Nuevos Negocios
Muy buenos días.
Bienvenidos a la presentación de resultados del trimestre terminado el 30 de
septiembre del 2015 de Canacol Energy Ltd. Como todos los trimestres, les daremos la
información de resultados que obtuvo la compañía en estos tres meses.
Empecemos con los resultados de producción.
Como les hemos informado, para este trimestre tuvimos un promedio de 10.455
barriles, representados principalmente por la producción en los campos Llanos 23,
producción de gas del campo La Esperanza, y 2.156 barriles de nuestro proyecto de
producción incremental en Ecuador.
Como ustedes observan acá, la producción de gas y la producción de Ecuador siguen
representado un importante porcentaje de la producción total. 54% de dicha
producción no está ligada a los precios del petróleo.
El netback corporativo de $22,73 dólares que, comparado con nuestro trimestre
anterior, tiene una reducción, principalmente por el comportamiento de los precios
internacionales del crudo.
En cuanto a nuestros costos, aquí es importante destacar las actividades que ha
desarrollado la compañía, que ante este entorno de precios internacionales del
petróleo complejo, hemos tomado medidas que como lo hemos venido comentando y
anunciando, se desarrollaron proyectos de inversión, en el campo Llanos 23
principalmente, para reducir los costos de operación, que claramente vemos que ha
dado muy buenos resultados.
La barra roja como ustedes saben, corresponde a los costos de operación y de
transporte, y vemos que hemos logrado reducir los costos unitarios de producción,
ahora al nivel promedio corporativo para toda la producción, de $7,26 dólares.
Lo anterior, como les mencionaba, nos ha ayudado a compensar el comportamiento
negativo de los precios.
Aquí les presentamos el detalle de Llanos 23, que aunque la producción bajó 28% año a
año, el opex, sin incluir transporte, ha presentado una reducción de costos del 56%, al
pasar de $17,07 dólares a $7,52 dólares.
En cuanto a la parte de ingresos, incluyendo los resultados del contrato de producción
en Ecuador, estos presentan nueva reducción frente al trimestre anterior del 12%, a
$29,9 millones de dólares, y los fondos ajustados provenientes de las operaciones,
debido nuevamente al resultado positivo que tuvimos en costos, sólo tuvieron una
reducción del 7%, a $15,2 millones de dólares.
Como lo hemos informado y ustedes lo han visto en los resultados que hemos
publicado, para este trimestre reportamos una pérdida neta de $19 millones de dólares,
la cual, es una mejora frente a la reportada en el trimestre anterior, a junio 30, de $58,5
millones de dólares.
Ya mirándolo a nivel de EBITDA podemos ver que los ajustes por impuestos, intereses y
depreciación de activos llevan a que el EBITDA sea de $6.6 millones de dólares.
Vale destacar, nuevamente, que la principal causa de las pérdidas son por gasto
diferido, por el impuesto diferido, obviamente la depreciación y agotamiento y por la
compensación en acciones.
En temas de la situación financiera de la compañía, en el trimestre, como les
anunciamos oportunamente, se realizó nuestro crédito que refinanciamos en el mes de
abril, por un total de $200 millones de dólares con el BNP. Este tiene vencimiento en
septiembre 30 del 2019, a una tasa bastante atractiva de LIBOR más 4,75%, y en el cual
empezamos a realizar amortizaciones a partir de diciembre del 2017. Para destacar en
este trimestre, hicimos un prepago de $20 millones de dólares, con lo cual el principal al
cierre del trimestre es de $180 millones.
La actividad principal que hicimos en financiación fue una colocación privada de
acciones al grupo Cavengas del Grupo Cisneros en Venezuela. Colocamos acciones a
$2,50 dólares por acción para un total de aproximadamente $60 millones de dólares. De
estos $60 millones, dispusimos de $20 millones para pagar y reducir el crédito con el
BNP.
Y, como ustedes saben, se nombraron dos nuevos directores que van a representar al
Grupo Cisneros en la Junta Directiva.
Desde el punto de vista operacional, como ustedes conocen, perforamos el segundo
pozo en el descubrimiento Clarinete, en el bloque VIM 5, el cual ha dado resultados
positivos con el pozo Clarinete 2ST.
En Ecuador también se perforó un pozo, el cual también es un descubrimiento de crudo
liviano, el cual ayuda a incrementar la producción que hemos observado en el último
trimestre.
Y muy importante destacar, como lo hemos mencionado, la reducción de los costos en
Llanos 23.
Financieramente, como lo mencionamos, la colocación con el grupo Cavengas, el
prepago de la deuda del BNP, nos permite, en el trimestre, terminar con una muy sólida
posición de caja. Tenemos un efectivo de $48,5 millones y efectivo restringido de $61,3
millones. El 16 de octubre ya recibimos la segunda parte de la colocación de acciones de
Cavengas por $33 millones, con lo cual tenemos más de $70 millones disponibles en
efectivo para las operaciones de la compañía. Y para recordar, hasta el mes de abril del
año 2016 tenemos disponibles $25 millones en las notas que tenemos con Apollo.
Mirando un poco hacia adelante, y entraremos más en detalle ahora con Diego, las
perspectivas que tenemos, como lo hemos anunciado, para finales de diciembre
esperamos incrementar las ventas de gas.
Como lo mencionamos en nuestro press release, el nuevo cronograma de entrada de las
capacidades de Promigas son: para diciembre podremos disponer con ventas
adicionales de 19 millones de pies cúbicos, para finales de enero con 50 y para
mediados de febrero con los 65 millones que tenemos contratados con diversas
térmicas en la costa norte.
Adicionalmente, seguimos en nuestra labor de comercialización de gas y se han
firmado contratos adicionales, con lo cual, para el 2016, el pico de ventas de gas y de
producción va a ser de 90 millones de pies cúbicos, lo cual, en promedio para el año,
estamos previendo 81 millones de pies cúbicos, y el precio promedio ponderado de
todo el año va a llegar a cerca de $5,50 dólares por millón de pie cúbico.
Y, finalmente, estamos en el proceso actual de preparar nuestro presupuesto, de
aprobarlo, y en su momento, estaremos informándoles cuál será nuestro guídance y
pronóstico de producción para el próximo año.
Le cedo la palabra a Diego.
Buenos días a todos. En términos operacionales, en este slide el mensaje importante es
que la compañía, desde su creación, a través de adquisiciones, con la adquisición de
Carrao, de Shona Energy y, finalmente, a finales del 2014, de dos activos de exploración
en el Valle Inferior del Magdalena, con un valor pagado del orden de $230 millones de
dólares, ha generado un valor estimado del orden de $1,2 billones de dólares. Así
mismo, gracias a la celebración de contratos, que han permitido poner reservas en
libros y a los descubrimientos nuevos que se han hecho en el Valle Inferior del
Magdalena, en el bloque VIM 5 y también en el bloque La Esperanza que vino con la
compra de OGX.
¿Qué más para destacar aquí? Se han descubierto, a través de las actividades de
exploración, más de 50 millones de reservas 2P, una tasa de éxito en exploración
bastante interesante,64%, muy por encima del promedio y, obviamente, en desarrollo,
casi del 100%. Las reservas 2P, de acuerdo al reporte de junio de este año, 362 BCF, 64
millones de barriles equivalentes, con un VPN-10 de casi $958 millones de dólares, y
reservas 2P de petróleo de 16 millones de barriles, es decir, en total 80 millones de
barriles equivalentes de reservas 2P, con un VPN-10 correspondiente de $1.2 billones de
dólares.
La producción para el último trimestre, a septiembre de este año, fue de 10.727 barriles
equivalentes. Esperamos que para el año 2016 vamos a tener del orden de 14.200
barriles equivalentes por día, lo que tiene que ver con gas y, como decía Nicolás, la
producción de petróleo va a depender del presupuesto que aprobemos para capex y
guidance del año entrante. La evolución de las reservas de petróleo, crecientes todo el
tiempo, y lo que muestra aquí este salto con la compra de Shona, el Campo Nelson, y
luego ya crecimiento orgánico con los descubrimientos de Palmer y, definitivamente, lo
más importante, los descubrimientos de Clarinete, que agregan unas reservas muy
importantes.
De nuevo, algo que nos hace diferentes de la mayoría de las compañías de E&P en
Colombia, es el hecho de que en el último trimestre cerca al 54% de los ingresos y de la
producción están asociados a contratos que son completamente independientes del
precio del WTI. Solamente esta parte es lo que corresponde a petróleo y que está
dependiendo de las fluctuaciones del precio del WTI. El resto es principalmente gas, en
el cual tenemos contratos en dólares por MCF y principalmente la tarifa del contrato de
Ecuador que también es fija. Definitivamente hemos logrado entonces reducir la
exposición a la volatilidad del precio del crudo y para el año entrante, pues en la
medida en que aumentemos la producción de gas, una vez que esté completado el
gasoducto de Promigas, pues vamos a estar mucho más protegidos en este sentido.
¿Qué es importante destacar aquí? En estas épocas tan difíciles todas las compañías se
orientan a la reducción de costos. Yo creo que en eso hemos sido particularmente
exitosos. Ustedes pueden ver aquí, comparando lo que era finales del año pasado
versus septiembre de este año, hay una reducción importante, tanto en el G&A por
barril como, especialmente y muy destacable, el opex en lo que tiene que ver con
Llanos 23, que bajamos de $19,17 dólares a $7,52, una reducción del orden del 61%, y en
La Esperanza, donde el valor unitario se está haciendo más bajo de hasta del orden de
$2.04 dólares por barril equivalente, una reducción del 35%. Esto es definitivamente
muy importante y esto, sumado al hecho de que buena parte de los ingresos están
ligados al gas, pues nos ha permitido estar en una posición, yo diría, mejor que la
mayoría de las empresas del sector.
Este es el presupuesto para el año 2015, de exploración y desarrollo. De esto, la mayor
parte orientada al desarrollo de gas, algo en Llanos y en la parte de Ecuador. Con estas
inversiones, nos están posicionando para poder llegar a los 81 millones de pies cúbicos
de gas promedio para el año 2016, con un EBITDA que va a subir, solamente para el gas.
de $30 a $135 millones de dólares.
¿Qué nos queda pendiente, por ahora? La perforación de otro pozo de evaluación en el
VIM 5, la finalización de la línea de flujo desde Clarinete hasta Jobo, que es donde están
nuestras facilidades, y en términos de crudo liviano, en este momento estamos más
enfocados en terminar la interpretación y hacer análisis adicionales para confirmar
leads y prospectos para prepararlos para perforación en los próximos años.
Las cuencas en las que estamos, donde lo más importante es crudo liviano en Llanos 23,
gas seco en el Valle Inferior y el contrato de tarifa en el oriente.
Estos gráficos los han visto una y otra vez, pero básicamente a lo que llegan es a
demostrar que los números muestran que para el año 2018, y estas son cifras a junio de
este año, si lo hiciéramos de nuevo con todo el ruido que hay acerca de la
disponibilidad de gas para las térmicas y El Niño y todo esto, seguramente sería un
cuadro más dramático, pero el hecho es que para el año 2018 definitivamente se ve que
va a haber un incremento muy grande en el sector termoeléctrico y va a haber un gap
bastante interesante que nosotros vamos a llenar en buena parte con los
descubrimientos que tenemos y solamente necesitamos la capacidad de transportar
más gas hacia el norte.
Esto muestra cómo va a crecer la demanda de gas en el interior del país versus en la
costa, que definitivamente crece del orden de 3 veces más que en el resto del país.
No es nuevo para ustedes, los principales campos que producen gas para la Costa
Caribe son Ballena y Chuchupa en la Guajira y La Creciente en el Valle Inferior del
Magdalena, el campo de Riohacha; siempre se habla de 3 campos en la Guajira. El
campo de Riohacha está fuera de línea, ya no está en producción. El promedio de ellos
en producción, en esos tres campos, es de 476 millones de pies cúbicos y se estima que
con la declinación actual, para el 2018 van a estar del orden de 340 millones de pies
cúbicos por día. Con la demanda prevista, que estaba en el gráfico anterior, de 510
millones de pies cúbicos, vamos a tener un déficit del orden de 170 millones de pies
cúbicos, donde nos muestra que hay espacio para incrementar nuestra producción y
llenar parte de ese déficit.
¿Qué va a ocurrir? Con los descubrimientos que hicimos hemos triplicado las reservas
de gas a 362 BCF y los recursos totales prospectivos sin riesgo, es decir, los leads y
prospectos que tenemos en los bloques de exploración, son del orden de 3 TCF. Eso es
sin riesgo, pero es una cifra muy importante, y con la tasa de éxito que hemos tenido
hasta ahora esperamos aumentar las reservas de manera significativa. Y para el
próximo año, esperamos llegar al promedio de 81 millones de pies cúbicos por día, que
es básicamente 4 veces lo que estamos produciendo en promedio este año.
Para lograr esta meta de los 81 millones de pies cúbicos por día promedio en el 2016,
pues las actividades que faltan para este año son finalizar la línea de flujo de Clarinete a
Jobo.. Esta línea la estamos haciendo nosotros directamente; está bajo control.
Tenemos también que ampliar las facilidades de Jobo , para el 2016, pues esperamos
pasar de producir 20 a 81 millones de pies cúbicos por día en promedio, aumentando así
el EBITDA, como ya lo habíamos mencionado.
¿Qué necesitamos también para esto? Ustedes vieron los números que mostró Nicolás
en términos de disponibilidad. Es la promesa que tenemos en este momento de
Promigas, son las fechas nuevas que nos han dado, después de ajustar su schedule,
donde serían 19 millones de pies cúbicos para diciembre finales, 50 para finales de
enero, y 65 en total para mediados de febrero. Con eso, estaríamos en capacidad de
enviar hacía el norte 65 millones de pies cúbicos. Con lo que enviamos hacia el sur, que
vendemos a Cerromatoso y a otros, sin contar los interrumpibles, estaríamos hablando
del orden de unos 25 millones de pies cúbicos, lo cual nos permitiría llegar a la meta.
Lo que queremos ilustrar aquí es, en primer lugar, un resumen de los rangos de los
contratos que hay que hay firmados en este momento, con la duración en tiempo entre
5 y 15 años. El rango de precios, que va a estar en el orden de Us $5,50 para el 2016 y
US$ 6,28 para el 2017. Todos los contratos están indexadosentre 2 y 3% anual.
Con el opex que existe por millón de pies cúbicos, pues el margen operativo es del
orden del 80%.
Lo que estamos ilustrando aquí, en este gráfico, es que con el capex que tenemos
proyectado para los próximos 5 años, esto es acumulado, aproximadamente de $280
millones de dólares, estaríamos generando un EBITDA acumulado del orden de $1,5
billones de dólares, solamente para gas. Una relación muy buena entre lo que es la
inversión y las utilidades obtenidas.
En términos de la geología en lo que estamos denominando el G3, pues lo que hemos
observado es que Nelson, que fue el primer campo que adquirimos, produce de
Ciénaga de Oro. Es una formación del Oligoceno en el Valle Inferior del Magdalena.
Palmer también demostró que el mismo reservorio contenía gas, y Clarinete, en
Clarinete, el descubrimiento en el primer pozo, probamos gas de Ciénaga de Oro, o sea,
el mismo yacimiento que produce en Nelson y en Palmer, pero adicionalmente
encontramos también gas en un yacimiento más somero, más joven, lo cual agrega
posibilidades para el resto de las áreas exploratorias. Vale decir que Ciénaga de Oro es
el reservorio más conocido para producción de gas en el Valle Inferior del Magdalena,
en tanto que Tubara, que es la formación nueva que encontramos, solamente hay una
referencia histórica de un campo muy pequeño que se llamaba Chinú y de resto no ha
habido producción de Tubara; entonces el hecho de que hayamos encontrado ahí en un
bloque que es grande, que tiene muchos prospectos, nos permite ser optimistas en
que podamos encontrar reservas adicionales.
Y, finalmente, tenemos recursos prospectivos sin riesgo de más de 3 TCF de gas. Ese es
un portafolio de exploración que es bueno bajo cualquier estándar, incluso aquí en
Colombia yo creo que es único.
Este mapa en más detalle del descubrimiento de Clarinete, el pozo descubridor, 149
pies de pay, porosidad el 26%, y unas pruebas combinadas de hasta 44 millones de pies
cúbicos por día; esta sería la capacidad del pozo combinando las dos pruebas. Clarinete
2ST, encontramos un espesor similar, 127 pies de pay, porosidad de 23%, y una
capacidad de 30 millones de pies cúbicos por día.
Y esta es el área de evaluación de Oboe, donde esperamos agregar recursos
importantes a los que ya tenemos en el área de Clarinete.
Una mirada rápida a Llanos 23, que es el principal activo en términos de producción de
crudo liviano. Lo importante para mostrar aquí es las reservas 2P restantes, también a
julio de este año, ya 2P certificadas del orden de 5 millones de barriles, pero lo que más
hay que destacar aquí es que, con la nueva sísmica 3D, se han logrado confirmar leads
que estaban identificados, ahora están en categoría de prospectos, y estamos en el
proceso de refinar la interpretación. Este, por ejemplo, el lead de Padrote, es
completamente nuevo, Chitara se modificó el tamaño, estos 3 estaban ya definidos, .
En resumen hay una serie de prospectos que ya están maduros y que estarían
poniéndose en fila para ser perforados cuando las condiciones sean las apropiadas, en
términos de precio, accesibilidad. Aún más importante, es que ya existe la línea troncal
que conecta los campos existentes de Leono, Pantro y Tigro, van hacia la parte sur
hasta Pointer, y cualquier descubrimiento de estos que se haga, es muy fácil unirlo a
estala línea de flujo y ponerlo en producción rápidamente con unos costos muy
razonables.
Si asumiéramos el riesgo exploratorio de lo que hemos venido perforando hasta ahora,
pues tenemos un potencial bastante interesante, ya que no está solamente la falla de
Rancho Hermoso, sino hay otros 2, incluso 3 trenes de falla, en la misma dirección, con
leads y prospectos asociados, que vamos a ir madurando y, en la medida en que estén
listos, serán para perforar.
Estos recursos prospectivos de lo que está mapeado hoy dan del orden de 40 millones
de barriles de recursos prospectivos sin riesgo.
Un repaso a las cifras. Promedio a septiembre de 10.727 boepd. Para el próximo año gas
contratado equivalente a 14.200 barriles por día. El petróleo va a depender del
presupuesto que aprobemos.
Reservas 2P en total de 80 millones de barriles equivalentes y, pues, del año 2015 a
2020, como vieron, esperamos que vamos a pasar de recursos prospectivos a reservas
el potencial que tenemos en exploración, para llegar a un estimado de 33.000 barriles
equivalentes de petróleo por día para el año 2020.
Abrimos espacio para preguntas. Gracias.
PREGUNTA: Gracias por la presentación. Quisiera entender cuánto capex van a
necesitar para desarrollar todo el campo La Esperanza y todos esos proyectos que
tienen, cuánto necesitan gastar y qué retorno sobre capital esperarían ustedes obtener
sobre estos contratos.
RESPUESTA: Básicamente ese era un poco el mensaje en este gráfico, en donde vemos
la parte de abajo corresponde solamente a gas, y esto corresponde tanto al desarrollo
de lo que tenemos ya hoy en día, en términos de reservas, en Clarinete, en Palmer y
Nelson, más algunos pozos exploratorios y actividades adicionales en facilidades para
poder llegar a esta meta de producción en el año 2020. O sea, en total sería del orden
de $280 millones de dólares en los 5 años.
Para el programa de ventas que estamos anunciando para, digamos, finales de este año
y 2016, de los 81 millones de pies cúbicos promedio del 2016, nosotros ya estamos
terminando esas inversiones, que básicamente eran la ampliación de la capacidad de la
planta de tratamiento en la estación Jobo y la línea de flujo. Así mismo, se perforó el
pozo Clarinete 2. Entonces, no requeriríamos inversiones adicionales para cumplir con
esa meta del próximo año.
PREGUNTA: Buenos días. Gracias por la presentación. Como producto del retraso de la
construcción del gasoducto de Promigas, ¿habrá alguna sanción, digamos, o alguna
multa que tenga que asumir Canacol, con ese retraso? Y, digamos, que los efectos que
tiene obviamente en el retraso de los ingresos que podrían recibirse, pues, en el
momento adecuado de la entrada de esos contratos, ¿están contemplando de pronto
una posible vulneración de algún covenant? Y si es así,¿cuáles serían esas implicaciones?
¿o si de pronto con los recursos que faltan por recibir de la capitalización de Cavengas
estén planeando utilizar parte de esos para hacer algún prepago y no vulnerar de
pronto alguno de los covenants?
RESPUESTA: OK, respecto a la primera parte, no hay ninguna multa o penalidad para
Canacol, todas las ventas de gas obviamente están supeditadas a que haya capacidad
de transporte.
En cuanto a lo segundo, para el trimestre de final de año, octubre, noviembre y
diciembre, requerimos un EBITDAX de cerca de $17,5 millones, lo cual es inferior al que
obtuvimos en este trimestre, lo que en principio si no pasa nada extraordinario,
significa que estaríamos cumpliendo con el covenant principal, que es el de
apalancamiento.
PREGUNTA: Buenos días. Diego, yo te tenía una pregunta con respecto a las reservas.
Una vez entren los facilities de producción en Esperanza y VIM 5, ¿ustedes están
pensando cambiar de certificador de reservas de gas?
RESPUESTA: Por el momento no tenemos planes de cambiar de auditor de reservas.
PREGUNTA: O sea, finalmente, lo del retraso de Promigás lo único que va a generar es
un lucro cesante durante los veinte días en que no se va a vender gas.
RESPUESTA: Simplemente atrasa cuándo arrancamos nuestros flujos de caja por ventas
de gas.
¿Alguna otra pregunta?
Bueno, les damos las gracias por acompañarnos y entonces nos estaremos viendo
alrededor del mes de marzo. Como ustedes saben, cerramos nuevamente el cierre
fiscal corporativo en diciembre 31.
Muchas gracias.