presentación corporativa...2020/06/08 · 23% 23% 22% 20% 9% 12% 18% 21% 30% 22% 29% 45% 0 500...

Presentación Corporativa

Junio 2020

El Mejor en Activos y Gestión

• Gran inventario de recursos de exploración

• Equipo ejecutivo y técnico experimentado y

enfocado

• Récord en éxito de exploración y desarrollo

• Crecientes reservas, producción y flujo de caja

Sostenibilidad

• Abasteciendo la creciente demanda de gas de

combustión limpia en Colombia

• Operaciones seguras y confiables

• Cultura de innovación y responsabilidad social

corporativa

• Apuntando al mejor desempeño ESG

Fuerza y Disciplina Financiera

• Sólido balance financiero; bajo

apalancamiento

• Contratos de venta take-or-pay con precios

fijos y a largo plazo

• Bajos costos y altos márgenes con una

economía de escala creciente

• Retorno enfocado en asignación de capital,

dividendo y recompra de acciones

2020 Investor Presentation | 2

¿Por qué Canacol?

El Mayor Productor Independiente de Gas Natural en Colombia

1. Al 31 de marzo de 2020.2. Al 29 de mayo de 2020.3. Convertido de CDN → USD tasa de cambio (0.7) al 29 de mayo de 2020.4. Al 31 de marzo de 2020.5. Participación de reservas de acuerdo al reporte independiente de reservas preparado por Boury Global Energy Consultants (“Boury”) efectivo el 31 de diciembre de 2019. El Índice de Vida de Reservas basado en la producción de gas natural de 180,986 Mcfpd.

6. Representa la media bruta de recursos sin riesgar, Gaffney Cline & Associates, efectivo el 31 de diciembre de 2019.

Canacol en un Vistazo

Recursos Prospectivos (bcf) 6 Sin Riesgar Riesgar

Media Bruta de Recursos 4,669 1,378

Reservas de Gas (bcf) 5 1P 2P

Reservas Brutas 394 624

VPN10 DI (US$MM) $1,033 $1,583

Índice de Reservas 6.0 9.4

South America

Colombia


Acciones Básicas O/S (MM) 1 180.9

Precio Acción (C$) 2 $3.84

Capitalización de Mercado (US$MM) 3 $507

Deuda Neta (US$MM) 4 $334

Valor Empresa “EV” (US$MM) $841

Dividendo Trimestral (C$/sh) $0.052

Rendimiento Anual (%) 2 5.4%

OTCQX : CNNEFBVC : CNE.C TSX : CNE

Una Economía Grande y en Desarrollo

1) Fuente: Banco Mundial, PPP es Paridad del Poder Adquisitivo2) Fuente: UPME Enero 2020, Escenario de pronóstico de demanda media

0

400

800

1.200

1.600

1999 2004 2009 2014 2019 2024 2029

History Forecast

0

200

400

600

800

2000 2003 2006 2009 2012 2015 2018

•Entorno democrático, político y regulatorio estable

• Invitado a unirse a OECD en el 2018

¿Por qué Colombia?

Creciente Demanda de Gas (bcf/d)2

(PIB, US$ bn PPP)1


Histórico Proyección

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

0

2

4

6

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

(1) Fuente: Agencia Nacional de Hidrocarburos.

Reservas Probadas de Canacol (como % de Colombia)

Reservas Probadas de Colombia

Abasteciendo la Demanda de Gas Natural en Colombia

El exceso histórico de suministro de gas en Colombia terminó al tiempo que Canacol ingresó al negocio de gas

Las reservas probadas nacionales de Colombia disminuyen al 7% por año

Las reservas probadas comparables de Canacol crecen a un TACC del 33%

Reservas Probadas de Colombia (TCF)1


• Fuente: UPME, Enero 2020 Estudio Técnico para el Plan de Abastecimiento de Gas Natural (Escenario 2 de oferta excluyendo las proyecciones de importación; Proyección de Demanda Media, excluyendo la evaluación de posibles adiciones de demanda causadas por eventos de El Niño).

• Canacol 2019 reportó, 2020 Guidance, y objetivo 2023 excluyendo el desarrollo de nuevos negocios y el potencial de exploración.

Demanda

Oferta

Canacol

Resolviendo el Inminente Déficit de Suministro de Gas Natural en Colombia

• La Demanda de Gas en Colombia se ha

incrementado 3% por año en los últimos

10 años.

• Los campos más grandes de Colombia,

operados por el estado, tienen más de

40 años y están disminuyendo a tasas de

hasta 20% por año.

Oferta / Demanda Gas Colombia vs

Ventas Planeadas de Canacol

(MMcf/d)


-

500

1.000

1.500

2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Cambio Climático:

• Colombia planea usar más gas para cumplir su Objetivo de

Emisión de CO2 del Acuerdo de Paris: 20% ↓ al 2050

• El gas produce 50% menos CO2 que el Carbón y 30%

menos que el Crudo1

Contaminación del Aire:

• Uno de los mayores problemas de salud en Colombia está

costando 1.93% del PIB1

• Solución con cerca de CERO contaminantes que causan

smog: GAS

Renovables:

• Objetivo de Colombia: 20% de la electricidad a partir de

renovables al 2030

• El gas continuará proporcionando generación de energía

de respaldo mucho más allá de 2030, reemplazando el

carbón y el petróleo para la generación de energía

eléctrica.(1)Reporte Anual de Naturgas de 2019.(2)Fuente: UPME Plan Energetico Nacional, Febrero 2020. Escenario “Nuevas Apuestas”, el cual se refiere a un scenario

dentro el plan energético nacional en el cual las emisiones CO2 son reducidas en un 30% de un escenario Business As Usual, en el que la demanda de gas crecería más de lo mostrado.

Proyecciones de Demanda de Energía (PJ)2

2020 Investor Presentation |7

El gas es la alternativa más limpia

17% 16% 15% 9%

22% 22% 21% 21%

23% 23% 22% 20%9% 12%

21% 30%18%22%

29%

45%

0

500

1.000

1.500

2.000

2020 2030 2040 2050

Gasoline Diesel Coal Other Natural Gas Electricity

Colombia planea utilizar mucho más gas en su transición hacia los renovables

Gasolina Carbón Otros Gas Natural Electricidad

11% 10% 9% 7%


Perspectiva Covid-19

Cuarentena obligatoria en Colombia:

Marzo 26 – Abril 27:

• La demanda de gas por parte de la industria, la

construcción y el comercio disminuyó

significativamente

• No hubo ventas interrumpibles de gas en abril

Después de Abril 27:

Regreso de la mayoría de las actividades de manufactura y construcción

Contratos Take or Pay de Canacol:

• No hay Fuerza Mayor

• No hay incumplimientos

• Abril – Junio: máximo el 20% de los volúmenes

puede ser entregado el segundo semestre de 2020

• La inactividad contractual puede ser tomada en

abril y mayo

Julio 15:

Está programado el levantamiento de la cuarentena obligatoria

Plan revisado:

Guidance 170 – 197 MMscf/d

Capex US$108 millones

Se espera que la demanda interrumpible continúe aumentando y estabilizándose durante los meses del verano, julio y agosto de 2020

Plan Revisado 2020


Ventas de Gas197 mmscfpd – si la demanda interrumpible se recupera en julio

170 mmscfpd – si la demanda interrumpible no se recupera

Perforar 9 pozos5 de exploración

1 de avanzada

3 de desarrollo

Ejecutar acuerdos para construir el nuevo gasoducto hacia

Medellín

ESG: mayor inversión en procesos para monitorear,

reportar y mejorar

Flujo de Caja Libre para respaldar los dividendos, la

recompra de acciones y la reducción de la deuda

Presupuesto 2020

$1

08

MM

Pozos de exploración& Sísmica

Facilidades & Infraestructura

Admin, ESG & Otros

Mantenimiento & Perforación de Desarrollo

Récord en Crecientes Ventas de Gas

v


Guía Corporativa 2020:

197 MMcf/d – con la reactivación de la demanda interrumpible

170 MMcf/d – sin la reactivación de la demanda interrumpible

- ~80% precio fijo ininterrumpible

162 MMscf/d

Contratos take or pay

Con precios en US$ en boca de pozo

Los precios escalan ~2% por año

Rango de plazo del contrato 1-10 años

- ~20% de ventas bajo contratos interrumpibles / mercado en spot

Ventas (MMscfd)

Crudo Gas Natural

• Las ventas históricas de crudo están convertidas de bbls/d al equivalente en MMcf/d utilizando la conversión de equivalencia de energía 5.7:1.

• Los números de la gráfica son únicamente de ventas de gas, incluyendo el TACC de 42%, basado en el crecimiento de 16 MMcf/d en el año calendario de 2013 a 184 MMcf/d (punto medio de la guía corporativa) en el 2020.

• Evolución de Reservas de Gas según las revelaciones anuales NI 51-101 para la reconciliación de reservas, como se informa en nuestros Formularios de Información Anual en SEDAR.

• Desde el 31 de diciembre de 2015 hacia delante, Canacol ha cambiado su fin de año fiscal del 30 de junio al 31 de diciembre.• El cálculo TACC es basado en el crecimiento de 95 bcf a junio de 2013 a 624 bcf a diciembre de 2019.

Adiciones de Reservas Soportan el Crecimiento en Producción

95113

372

411

505

559

624696 bcf adicionados a través de

descubrimientos y revisiones

técnicas desde 2012

Participación de Reservas 2P de Gas (bcf)


-100

0

100

200

300

400

500

600

700

800

Jun2013

Jun2014

Dec2015

Dec2016

Dec2017

Dec2018

Dec2019

Descubrimientos

AdquisicionesProducción

Revisiones Técnicas

324

405

639 651

783 785

1.033

482

638

873945

1.1361.083

1.583

$0

$500

$1.000

$1.500

Jun 2013 Jun 2014 Dec 2015 Dec 2016 Dec 2017 Dec 2018 Dec 2019

El Crecimiento de Reservas y el Desarrollo Eficiente Impulsa el Valor Creciente de las Reservas

1P 2P

Costos FD&A (US$/Mcf)1

1 Año $0.87

3 Años $0.67

Ratios de Reciclaje1

1 Año 4.4x

3 Años 5.7x

Las estimaciones del valor presente neto de los ingresos netos futuros de las reservas no representan el valor justo de mercado de las reservas. Las estimaciones de reservas e ingresos netos futuros de propiedades individuales o pozos puede que no reflejen el mismo nivel de confianza que las estimaciones de reservas e ingresos netos futuros para todas las propiedades y pozos, debido a los efectos de la agregación.Una descripción completa del cálculo de los costos FD&A y Ratios de Reciclaje está disponible en nuestro comunicado de prensa del 19 de febrero de 2020.• Desde el 31 de diciembre de 2015 hacia delante, Canacol cambió su año fiscal terminado el 30 de junio al 31 de diciembre.• Las estimaciones del VPN-10 después de impuestos de acuerdo a las divulgaciones anuales del NI 51-101 en nuestro Formulario de Información

Anual. Valores Totales Corporativos.

VPN-10 Después de Impuestos (US$MM)


Generando Valor

Para el 2020, ~ 80% de los 205 mmcfd en guidance de ventas está representado en contratos take or pay a largo plazo con precios fijos.

Los contratos de ventas y transporte de Canacol crean barreras de entrada para competidores potenciales en el mercado de gas colombiano.

(1) El Precio Realizado de Canacol (CNE) es Neto de Costos de Transporte.

Escasez de Suministro a Largo Plazo = Precios de Gas Altos y Estables

Historia de Precio Realizado de Gas (US$/Mcf)1,

Volatilidad de los Precios Promedio Trimestrales


$0

$1

$2

$3

$4

$5

$6

Q1/15 Q1/16 Q1/17 Q1/18 Q1/19 Q1/20

CNE Realized Price Henry Hub AECO0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

CNE Realized Price WTI Henry Hub AECOPrecio Realizado CNE Precio Realizado CNE

Contexto GNL

Precios históricos de exportaciones de GNL de Estados Unidos a Colombia antes de gastos de transporte & regasificación(1):

2S 2019 ene-20 feb-20

5.67$ 5.18$ 5.37$

Volúmenes de gas varados bajo la actual situación global: • Precios bajos de GNL, por debajo del costo• Los precios a corto plazo pueden ser bajos

mientras la carga que no es tomada por los contratos take or pay globales caiga en Colombia

La fuerte posición de Canacol:

• 90% de la capacidad del SPEC puede ser consumida por termogeneradores / socios del proyecto

• Canacol alcanza clientes adicionales en el mercado interrumpible

• Nuestros volúmenes take or pay no han sido afectados


Se esperan precios más altos de futuros de GNL debido a:• La producción de Estados Unidos asociada al gas

disminuye con la baja producción de petróleo• La normalización de la demanda de tomadores de

GNL con obligaciones de volumen a largo plazo

• Los precios de GNL a largo plazo están en el rango de US$6.0 - $7.0(2), asumiendo el Henry Hub a US$2.0

Proyección del Precio del Gas Henry Hub ($US/MBTU)

Prom. 2S’20E: US$2.41/MBTU

Prom. 2021E: US$2.89/MBTU

(1) Estadísticas Independientes & Análisis del AIE(2) UPME “Plan de Abastecimiento de Gas Natural, Enero 2020”. Reporte BMO, “Actualización Mensual de GNL Norte Americano, Abril 2020”(3) Perspectiva de Energía a Corto Plazo de la AIE, Mayo 2020, y CME Group

Planta de Energía El Tesorito de 200 MW

- Consorcio: Celsia, Proeléctrica, Canacol (10%)

- Operador: Celsia

- 7 kms al sur de las facilidades de producción de Canacol

- Consumo de gas estimado: 30 MMscf/d

- Fecha estimada de inicio por Celsia: Diciembre 2021*

- Obligaciones de Energía en Firme “OEF”: Diciembre 2022* Sujeto a revisión debido al Covid-19

Nuevo Gasoducto Jobo-Medellin de 300 km

- Capacidad 100 MMscf/d

Estado del Proyecto:

- Se negoció contrato de ventas con la compañía de servicios públicos en Medellín, en espera de firma

- Actualmente seleccionando contratista EPC

- Negociando Financiamiento

- Fecha estimada: modelando el 2S de 2024*

* Sujeto a revisión dependiendo del cierre: contrato de ventas, Contratista EPC y

financiamiento.

Oportunidad para Capacidad Adicional de Transporte en el Gasoducto Jobo – Cartagena – Barranquilla

- ~ 25 MMscf/d gradualmente disponible entre 2020 -2022

- Esta capacidad puede resultar en ventas adicionales para Canacol si la demanda del mercado interrumpible es robusta


Futuros Proyectos de Crecimiento

2

1

(1) Media bruta de recursos prospectivos sin riesgar para el reporte de gas natural convencional preparado por Gaffney Cline & Associates, efectivo el 31 de diciembre de 2019. (2) La trayectoria refleja éxito de perforación de 2014 a 2019.

Continuar Utilizando la Mejor Tecnología y Experiencia

para Reducir el Riesgo del Gran Potencial de Recursos

- Objetivo: mantener la vida de reservas 2P >8 años

- Con >80% de éxito de exploración, nuestros recursos parecen comportarse como recursos no convencionales de gas

- Estrategia continua para convertir constantemente recursos en reservas

- No es necesaria una gran inversión de capital en perforación para lograr un índice de vida de reservas más largo

Gran base de recursos


Posicionado para Crecer

Area (Gas)

Bloques 8

Acres netos 1.4 MM

Trayectoria(2)

Pozos exploración/de avanzada 20/24 (83%)

Pozos de Desarrollo 9/9 (100%)

Pozos totales 29/33 (88%)

LowerMagdalena

ValleyBasin

Middle Magdalena

ValleyBasin

0 25 50 75 10012.5

Kilometers

Legend

Canacol Gas Fields

Canacol Gas Blocks

Recursos Prospectivos (Tcf)(1)

Sin Riesgar 4.7

Riesgados 1.4VMM 2

VMM 3VMM 45

VMM 49

VIM 33

VIM 5

SSJN 7VIM 19

Esperanza

VIM 21

* El análisis de amplitud versus desplazamiento de datos sísmicos en 3D respalda el éxito de la perforación convencional

Incluye espesor neto en ft. TVD

Tasa de éxito de perforación utilizando AVO = 92% (22 de 24)1

(1) La tasa promedio de éxito corporativo del 83% incluye pozos perforados sin AVO.

Descubrimiento

ProspectoArandala-1

30 ft.

Carambolo-1

Nuez-1

Datil-1

Cacahuate-1

Toronja-1

14 ft.Nelson-5

79 ft.

Nelson-6

39 ft.

Breva-1

29 ft.

3D Sin Calibrar 3D Calibrado para Análisis AVO


Exploración Exitosa: Líder en la Industria Utilizando AVO*


Perforación el 2020

• 9 Pozos

✓ Todos con participación del 100% y operados

• Inversión en exploración más grande en la historia de Canacol aún planeada, pero diferida para iniciar más tarde en el año debido a COVID-19

!(

!(

!(

!(

!(

!(

!(

!(!(

0 2 4 6 8 101

Kilometers

PORRO NORTE-1

FLAUTA-1

CLARINETE-5

PICCOLO-1

FRESA-1

NELSON-14

MILANO-1

Legend

!( 2020 Drilling Program

Prospects & Leads

Status

Lead

Prospect

3D SEISMIC

VIM5

VIM21

ESPERANZA

Pandereta

Oboe

ClarineteAcordeon

Canahuate

Arandala

Breva

Canandonga

Toronja

NelsonPalmer

Nispero

Trombon

Chirmia

Ocarina

PANDERETA-8

PANDERETA-4

W E L L C L A S S IF IC A T IO N

N e ls o n 14 D e v e lo p m e n t

C la rin e te 5 D e v e lo p m e n t

P a n d e re ta 8 D e v e lo p m e n t

P a n d e re ta 4 A p p ra is a l

F la u ta -1 E x p lo ra tio n

M ila n o -1 E x p lo ra tio n

P o rro N o rte -1 E x p lo ra tio n

F re s a -1 E x p lo ra tio n

P ic c o lo 1 E x p lo ra tio n

(1) La razón de apalancamiento consolidado es la razón de deuda total consolidada, menos efectivo y equivalentes a efectivo, a EBITDAX para los 12 meses precedentes.• Los Fondos Provenientes de las Operaciones son una medida que no está en las NIIF. Por favor, consulte la revelación sobre EBITDA y Fondos Provenientes de las Operaciones en los planteamientos de proyecciones a futuro que se encuentran en la página 26 de esta presentación.• Se asume una producción anual promedio de gas de 197 MMcf/d a un precio promedio en boca de pozo de $4.80/Mcf.

Política Financiera de Canacol

2020 Flujo de Caja Libre US$MM Nuevo Dividendo Trimestral de Canacol

• US $28MM por año

• Rendimiento ~5.4% (a Mayo 29, 2020)

• No hay planes de reducción del dividendo

Reducción de Deuda

• Razón de apalancamiento consolidado(1) de 2.1x

a diciembre 31 de 2019

• Razón de apalancamiento consolidado de 1.8x

a marzo 31 de 2020

• Estimado de razón de apalancamiento consolidado

de 1.3x a diciembre 31 de 2020

Recompra de Acciones

• Aprobada hasta 14.1 MM de acciones

$265 $30

$40

$1

$80

~$233 ~$30

~$15

~$108

~$80

~$233 ~$30

~$15

~$108

~$80

Escenario ~197 mmcf/d – con ventas interrumpiblesEscenario ~170 mmcf/d – sin ventas interrumpibles


Interés Impuestos

197mmcfd

~$55

197mmcfd

170mmcfd

EnfocadoPlay puro de gas

natural convencional en Colombia

LíderEl mayor proveedor para la costa Caribe y el mayor productor independiente del

país

Bien PosicionadoEl único operador de gas onshore

activo con la más competitiva estructura de costos

Upside ImportanteActivos de clase mundial con

oportunidades de crecimiento orgánicas (4.7 TCF de upside de

recursos)

Bajo Riesgo – Alta RecompensaContratos take or pay a largo plazo (cerca

de cero exposición a precios de commodities) + altos márgenes

operacionales

Sólida Generación de Flujo de CajaOperador de bajos costos apuntando a

un importante flujo de caja libreRetorno de Capital

El Mayor Productor Independiente de Gas Natural en Colombia


Apéndice

Próxima Actividad de Perforación

22

Pandereta-8 (Blue-SS2 Depth Structure & Upper-CDO Fluid Factor extraction)

Objetivo del pozo:Apuntar a las areniscas cargadas de gas del reservorio CDO soportado por la metodología AVO, 100 pies (TVD) estructuralmente hacia arriba, y desplazado lateralmente 500 m del pozo Pandereta-2.

Pan-2 (Análogo Pan-8)

Reservorio Cienaga de Oro

Espesor Neto (Ft. TVD) 130

Porosidad (%) 23

Tasa de Prueba (MMcf/d) Choque: 20 en 35/64”

Fecha Inicio Junio 2020

Profundidad objetivo 9,646 ft. MD

Costo (D&A) $3.9 MM

Pozo de Desarrollo Pandereta-8, VIM 5

Appendix | 2

A

B

PAN-4

PAN-8

PAN-5

500 M

Punto de penetración en Blue-SS2

A B

Evento AVO

PAN-8

A’

Line PO-1310-2011

A SAN BENITO-1

Porro Norte

Mid Miocene UC

Porro Norte-1

Objetivo del pozo:Perforar un anticlinal de cuatro vías con un upside de falla dependiente para evaluar la presencia de gas en múltiples objetivos (areniscas CDO / caliza Cicuco, Porquero & Tubará) apoyado por la metodología AVO como definido en Sísmica 2D, 600 pies up-dip estructuralmente y 1.5 km de Benito-1.

Fecha inicio Q3 2020

Profundidad objetivo 12,353 ft. MD

Costo (D&A) $6.1 MM

Line PO-1040-2011

B’

BASEMENT

CIENAGA

Mid Miocene UC

Flauta

BASEMENT

Cicuco

Porro Norte

Mid Miocene UC

TUBARA

B Porro Norte-1

Contours 100’

3 km

San Benito-1

Porro Norte-1

Pozo de Exploración Porro Norte-1, VIM 5

Appendix | 3


Apéndice

Sostenibilidad

- 2 4 6 8 10 12 14 16 18

2017

2018

Emisiones anuales directas de CO2 por unidad de producción (kg CO2 eq/BOE/d)

Canacol está emitiendo 70% menos GHGs por unidad de producción que el promedio de la industria de petróleo y gas en Colombia1

(1) Basado en la divulgación de Geopark, Gran Tierra Energy, Parex Resources, Frontera Energy, y Ecopetrol.

Medio Ambiente – Operando Responsablemente

Invirtiendo para la continua reducción de emisiones por unidad de producción


Canacol Promedio Pares Latam1

Medio Ambiente 2018 vs 2017

Reducción EmisionesCO2 & PM

• Reemplazando el Diesel. 90% del consumo de energía es basado en gas

• Disminuimos en ~25% el total de nuestras emisiones de CO2(1)

Consumo de Energía

• Disminuyó casi 10% la intensidad de energía de nuestras operaciones(1)

• Paneles solares fueron instalados para automatización de pozos

Manejo del Agua & Reducción de Desperdicios

• 89% de aguas residuales son recicladas

• Nuevas iniciativas: 34% de reutilización de residuos

• 0 derrames & incidentes medioambientales

• 0 multas o sanciones o fallas ambientales

Biodiversidad

• 0 locaciones con impacto significativo en la biodiversidad

• Reforestación de ~100 hectáreas

• Entrenando a nuestras comunidades >800 personas

Comparación Peers

• 83% menos en consumo de energía

• 98% menos en consumo de agua

• 70% menos en emisiones GHG

• Mayor divulgación de las métricas de energía

HSE

Aspectos Destacados de Sostenibilidad

vs Operadores Colombianos(2):

2020 Investor Presentation | 22(1) 2018 vs 2017 en base bbl-eq.(2) Grupo de pares compuesto principalmente por operadores O&G colombianos.

(1) De 2016 al 2019.(2) 2019.

Social• > COP $ 61,000 millones invertidos en proyectos para comunidades

locales(1)

• 45% invertido en proyectos con nuestras comunidades indígenas

• > 40,000 personas se han beneficiado

• ~150 proyectos enfocados en:

• Mejorar la calidad de vida de nuestras comunidades

• Proyectos agro: fortaleciendo la vocación local

• Programas de infraestructura y educación

• Más de 3,200 oportunidades de trabajo creadas(2)

Algunos de nuestros proyectos:

• Nuestro proyecto estrella – Masificación de Gas: llevamos el gas natural a las comunidades que cocinaban con carbón y leña

• >20 veredas

• >14,000 beneficiados

• Micro-acueductos alimentados con paneles solares

Gobierno• 6 de 7 miembros de junta son independientes

• Casi el 40% de nuestro personal son mujeres

• 29% de nuestros directivos son mujeres

Foto: Proyecto “Masificación de Gas” trayendo gas a comunidades que cocinaban con carbón y leña

Aspectos Destacados de Sostenibilidad


Juntos en Covid-19• Los empleados, Canacol & la Fundación Entretejiendo juntos

apoyando a los más vulnerables

• Donaciones a las comunidades:

• 52,000 beneficiarios

• Bogotá:

• Donaciones a fundaciones apoyando niños y adultos mayores

2020 Investor Presentation |

Apéndice

Rendimiento Financiero y Valoración

-$0,10

$0,10

$0,30

Q1/15 Q1/16 Q1/17 Q1/18 Q1/19 Q1/20

FFOPS 12-month average

(1) Los fondos provenientes de las operaciones son una medida que no está en las NIIF utilizada para representar el flujo de caja proveniente de las actividades operacionales antes de liquidar las obligaciones de desmantelamiento y los cambios en el capital de trabajo no monetario.

Altos Márgenes + Crecimiento = Crecimiento Flujo de Caja y Precio Acción

Fondos provenientes de las operaciones (por acción f.d.)1

Rendimiento relativo del precio de las acciones


0

1

2

dic-14 dic-15 dic-16 dic-17 dic-18 dic-19

Canacol S&P/TSX Comp. S&P/TSX Capped En. COLCAPPromedio 12 meses

(1) Fuente: Eight Capital, al 20 de mayo de 2020, utilizando el Strip Price Deck. Los nemotécnicos de compañías comparables de petróleo y gas mostradas pero no identificadas son SU, CNQ, IMO, CVE, HSE, OVV, VET, ARX, CPG, WCP, ERF, GPRK, TOG, BIR, PEY, SGY, TAL, BNE, PXT, VII, MEG, FEC, BTE, KEL, NVA, AAV, GTE, TVE, ATH, LXE, PONY, CR, JOY, IPO. Pares colombianos en E&P resaltados: FEC, GTE, GPRK, PXT.

Crecimiento del Cuartil Superior y Rendimiento del Flujo de Caja Libre; Sin Valoración Premium

2020E Crecimiento CFPS1 2020E EV/DACF1

2020E Rendimiento FCF1 P/NAVPS (2P) 1

CNE; 4.3x

0.0.x

5.0.x

10.0.x

15.0.x

20.0.x

Colombia E&P Avg: 9.2x

Appendix | 8

CNE; 59%

0%

50%

100%

150%

200%

Prom. E&P Colombia: ~150%

CNE; 12%

-50%

-25%

0%

25%

Colombia E&P Avg: -8%

CNE; 23%

-120%

-80%

-40%

0%

40%

Colombia E&P Average: -84%

Prom. Colombia E&P: -84%

Prom. Colombia E&P: -8%

Prom. Colombia E&P: 9.2x

AdvertenciasEsta presentación está disponible para propósitos informacionales sólo para marzo de 2020, no es completa y puede no contener cierta información material sobre Canacol Energy Ltd. (“Canacol” o la “Compañía”), incluyendodivulgaciones 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 quehaya podido recibirla y no constituye una oferta para vender o una solicitud de una oferta para comprar ninguna acción en Canadá, Estados Unidos o cualquier otra jurisdicción. Los contenidos de esta presentación no han sidoaprobadas o desaprobadas por ninguna comisión de valores o autoridad regulatoria en Canadá, Estados Unidos o cualquier otra jurisdicción, y Canacol renuncia expresamente a cualquier obligación sobre Canacol de hacer divulgacióno presentar documentos ante cualquier comisión de valores o autoridad reguladora, más allá de lo impuesto por las leyes aplicables.

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 yobjetivos 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 resultadosreales 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 riesgodescritos 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.

Información Financiera

Medidas que no están en las NIIF

Canacol utiliza varias medidas para evaluar su desempeño que no tienen un significado estandarizado prescrito bajo las Normas Internacionales de Información Financiera (“NIIF”).• Los fondos provenientes de las operaciones representan el flujo de caja aportado por actividades operativas antes de la liquidación de obligaciones de desmantelamiento y los cambios en el capital de trabajo distinto aefectivo.• El EBITDAX es calculado en forma continua para los últimos 12 meses y se define como ingreso (pérdida) neto e ingreso (pérdida) total ajustado para 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 aportar recursos para el crecimiento futuro mediante inversión de capital, para pagar dividendos y parapagar su deuda. Estas medidas no deben ser consideradas como una alternativa, ni más significativas, con respecto al efectivo aportado por actividades operativas o el ingreso (pérdida) neto y el ingreso (pérdida) total según lodeterminado conforme a las NIIF como un indicador del desempeño de la Compañía. La determinación por parte de la Compañía de estas medidas puede no ser comparable con la reportada por otras compañías. La Compañía tambiénpresenta los fondos ajustados provenientes de las operaciones por acción, de modo que los montos por acción se calculan usando el promedio ponderado de acciones en circulación, en forma consistente con el cálculo del ingreso(pérdida) neto y el ingreso (pérdida) total por acción.

Adicional a lo anterior, la gerencia usa las medidas de capital de trabajo y de netback operacional.

• El capital de trabajo se calcula como activos corrientes menos pasivos corrientes, excluyendo la porción corriente de las obligaciones de largo plazo, y se usa 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 ingreso neto de gasto de transporte, menos regalías, menos gastos operativos, calculada por unidadesde volúmenes de ventas. La ganancia operacional neta es una medida importante al evaluar el desempeño operacional pues demuestra la rentabilidad en relación con los precios corrientes de productos básicos.

El capital de trabajo y la ganancia operacional neta, tal como se han presentado, no tienen un significado estándar establecido por las NIIF y, por lo tanto, pueden no ser comparables con el cálculo de mediciones similares para otrasentidades.

USD

Todas las cifras se encuentran expresadas en dólares americanos a menos que se indique lo contrario.

AdvertenciasInformación de Crudo y Gas

Barriles de Crudo Equivalentes (“boe”)

El boe puede ser engañoso, especialmente si se usa aisladamente. La 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 energíaprincipalmente aplicable en el quemador y no representa una equivalencia de valor en boca de pozo. En este MD&A hemos expresado el boe usando el estándar de conversión colombiano de 5.7 Mcf: 1 bbl requerido por el Ministeriode Minas y Energía de Colombia.

Volúmenes de Crudo y Gas

A menos de que se indique lo contrario, los volúmenes de gas (o crudo) vendidos, producido, o evaluados como reservas o como recursos se refieren a los volúmenes de participación antes de la deducción de regalías.

Información de Reservas

• El informe BGEC 2019 fue preparado de acuerdo con las definiciones, estándares y procedimientos contenidos en el Manual de Evaluación de Petróleo y Gas de Canadá (“Manual COGE”) y el Instrumento Nacional NI 51-101,Estándares de Divulgación para las Actividades de Petróleo y Gas (“NI 51-101”). Se incluye información de reservas adicional, según lo exige la NI 51-101, en la Forma de Información Anual de la Corporación que se archivará en SEDARantes del 31 de marzo de 2020.• “Reservas probadas” o 1P son aquellas reservas que pueden ser estimadas con un alto nivel de certeza de ser recuperables. Es posible que la cantidad efectiva recuperada exceda las reservas probadas estimadas.• “Reservas probables” o 2P son aquellas reservas adicionales que tienen un menor nivel de certeza de ser recuperadas que las reservas probadas. Es igualmente posible que la cantidad efectiva recuperada exceda o sea menorque la suma de las reservas probadas más probables estimadas.• “Reservas posibles” o 3P son aquellas reservas adicionales que tienen un menor nivel de certeza de ser recuperadas que las reservas probables. Es improbable que la cantidad efectiva recuperada exceda la suma de lasreservas probables más las reservas posibles.“2P” significa Total Probado + Probable“3P” significa Total Probado + Probable + Posible• Las estimaciones del valor presente neto de los ingresos netos futuros de las reservas no representan el valor justo de mercado de las reservas. Las estimaciones de reservas e ingresos netos futuros de propiedadesindividuales no reflejan la confianza que las estimaciones de reservas e ingresos netos futuros para todas las propiedades y pozos, debido a los efectos de la agregación.• Todas las reservas de gas natural de Canacol mencionadas en esta presentación están ubicadas en Colombia. El recobro y las estimaciones de reservas proporcionadas en este documento son sólo estimaciones, y no haygarantía que los estimados de las reservas sean recuperados. Las reservas actuales eventualmente podrán probar ser mayores, o menores, que las estimaciones proporcionadas aquí. Todas las evaluaciones y revisiones de los ingresosnetos de reservas contenidos en el reporte BGEC 2019 se declaran antes de cualquier provisión para costos de intereses o costos generales y administrativos y después de la deducción de regalías, costos de desarrollo, costos deproducción, costos de abandono de pozos y gastos de capital futuros estimados para pozos a los que se han asignado reservas.• Cierta información contenida en esta presentación ha sido preparada por fuentes terceras, cuya información no ha sido auditada independientemente o verificada por Canacol.• Canacol no hace ninguna representación o garantía, expresa o implícita, en cuanto a la exactitud o integridad de la información contenida en este documento, y nada de lo contenido en esta presentación es, o se considerarácomo una promesa o representación de Canacol.• Las referencias en esta presentación a las tasas de prueba de producción inicial, tasas de “flujo” inicial, prueba de flujo inicial, flujo abierto absoluto (“AOF”) y tasas “máximas” son útiles para confirmar la presencia dehidrocarburos, sin embargo, dichas tasas no son determinativas de las tasas en las que dichos pozos empezaran su producción y declive después y no son un indicador del desempeño a largo plazo o para recuperación final. Si bien esalentador, se advierte a los inversores que no confíen en tales tasas al calcular la producción agregada. Por lo tanto, todos estos datos deben considerarse preliminares hasta que se haya realizado dicho análisis o interpretación.

Carolina OrozcoVP, Relación con el Inversionista

+44 755.537.3873

[email protected]

Phil HeinrichGerente Relación con el Inversionista

+1 403.269.1754

[email protected]

Mauricio Hernández TascónGerente Relación con el Inversionista

+57 1.621.1747

[email protected]

www.canacolenergy.com


mailto:[email protected]



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