Ingresos del segundo trimestre de 2017 Agosto 11 de 2017, 10:30 a.m. hora del Este

Transcripción

1 Ingresos del segundo trimestre de 2017 PARTICIPANTES CORPORATIVOS Carolina Orozco Directora de Relaciones con Inversionistas Presidente y Director Ejecutivo Jason Bednar Vicepresidente Financiero

2 1 PRESENTACIÓN Hola y bienvenidos a la teleconferencia sobre los Ingresos de en el Segundo Trimestre de Todos los participantes están en modo de solo escucha. Si necesitan ayuda, por favor envíen una señal a un especialista de conferencia presionando la tecla asterisco y luego cero. También pueden enviar preguntas en línea a través del webcast de la Compañía. Después de la presentación de hoy tendrán la oportunidad de hacer preguntas. Para hacer una pregunta, pueden presionar asterisco y después uno en el teclado de su teléfono. Para retirar su pregunta, por favor presionen asterisco y después dos. Por favor tengan en cuenta que este evento está siendo grabado. Ahora quisiera darle la palabra a Carolina Orozco, Directora de Relaciones con Inversionistas. Adelante, por favor. Carolina Orozco Gracias. Bienvenidos a la Teleconferencia sobre los Ingresos de en el Segundo Trimestre de Soy Carolina Orozco, Directora de Relaciones con Inversionistas. Estoy junto con el Sr., Presidente y Director Ejecutivo; el Sr. Jason Bednar, Vicepresidente Financiero; el Sr. Anthony Zaidi, Asesor General y VP de Desarrollo de Negocios; y el Sr. Kevin Flick, VP de Relaciones con Inversionistas. Antes de que empecemos, es importante mencionar que los comentarios de la alta gerencia de Canacol en esta conferencia pueden incluir proyecciones del desempeño futuro de la compañía. Estas proyecciones, ni constituyen compromiso alguno sobre resultados futuros ni tienen en cuenta riesgos o incertidumbres que se pudieran materializar. En consecuencia, Canacol no asume responsabilidad alguna en el evento de que los resultados futuros sean diferentes de las proyecciones compartidas en esta teleconferencia. Por favor tengan en cuenta que todas las cifras financieras en esta conferencia se denominan en dólares de EE. UU. Empezaremos la presentación con nuestro Presidente y Director Ejecutivo, el Sr., quien hablará sobre los logros claves del segundo trimestre de 2017, el Sr. Jason Bednar, nuestro Vicepresidente Financiero, quien analizará los aspectos financieros más destacados, y el Sr. Gamba cerrará con la estrategia y las perspectivas para lo que resta del año fiscal de Luego de las declaraciones finales del Sr. Gamba, habrá una sesión de preguntas y respuestas. Ahora le daré la palabra al Sr., Presidente y Director Ejecutivo de. Gracias Carolina y bienvenidos a la primera teleconferencia trimestral de Canacol. Los aspectos operativos destacados para el segundo trimestre incluyen barriles de petróleo por día de mejora en ventas y la perforación exitosa de dos pozos de exploración de gas, Cañahuate-1 y Toronja- 1, los cuales fueron probados a 26 millones de MMscfpd y 46 millones de MMscfpd, respectivamente. También publicamos el reporte de recursos prospectivos hecho por Gaffney, Cline & Associates y asignamos un promedio total sin riesgo de 2 billones de pies cúbicos de recursos prospectivos de gas a nuestros bloques de exploración situados en la Cuenca del Valle Inferior del Magdalena en Colombia. Finalmente, adquirimos un 50% de participación operativa en el bloque de Exploración y Producción SSJN 7 que está adyacente a nuestros bloques de gas productivos en el Valle Inferior del Magdalena. La sociedad conserva su proyección para 2017 de las ventas contractuales realizadas de gas esperadas, en un promedio de entre y boepd. La compañía proyecta las ventas

3 2 contractuales realizadas de petróleo y gas en aproximadamente boepd en diciembre de 2017 a la terminación de la nueva línea de flujo de gas Sabanas, la cual conectará la instalación de procesamiento de gas de Canacol en Jobo, con la línea de exportación de Promigás a Cartagena. Cañahuate-1 y Toronja-1 marcaron los pozos séptimo y octavo de exploración de gas exitosos consecutivos de la compañía, llevando nuestra tasa de éxito en exploración al 89%, una cifra destacable en el contexto de la exploración en Colombia. Toronja-1 es particularmente significativo pues constituye otro éxito en nuestra nueva zona productiva de gas en la arenisca poco profunda de Porquero, la cual probamos el año pasado con el pozo de exploración Nelson 6 y vemos unas reservas potenciales significativas en aumento en esta zona productiva en todos nuestros cinco bloques. Toronja fue perforado en un tiempo récord de seis días, a un costo de perforación y completamiento de $3,7 millones, 41% por debajo del presupuesto y 33% más bajo que el costo de perforación y completamiento de los objetivos del depósito más profundo de Ciénaga de Oro. Estos dos pozos abrieron una nueva zona comercial de gas importante y con alto potencial en nuestros cinco bloques de exploración, que nuestros equipos técnicos actualmente están mapeando y cuantificando. El mapa que están mirando es un mapa de la distribución de gas en el depósito poco profundo de Porquero, en y alrededor del descubrimiento de Toronja. Este mapa es generado a partir de un procesamiento e interpretación únicos de la sísmica en 3D en esa área, lo cual nos permite identificar la presencia de depósitos llenos de gas en rojo, en oposición a los depósitos llenos de agua en negro. Tenemos mapas idénticos para el objetivo más profundo de Ciénaga de Oro y además los usamos para orientar nuestros programas de perforación de exploración y los resultados han sido muy buenos en los últimos tres años, con ocho descubrimientos de gas comercial y solamente un hoyo seco. Notarán que hay varios prospectos de gas no perforados alrededor del descubrimiento de Toronja-1, evidentes en este mapa en particular, y pretendemos perforarlos también en los próximos años. Como mencioné, perforamos Toronja-1 en un tiempo récord de seis días, 41% por debajo del presupuesto y 33% más bajo en costo que nuestros pozos de gas más profundos de Ciénaga de Oro. Como pueden ver en esta imagen, la cual ilustra el costo de perforación por pie en el eje Y así como la secuencia de los últimos 14 pozos que perforamos en los tres años pasados, hemos bajado el costo por pie en un 56% en un período de tres años. Esto es muy importante porque, en primer lugar, disminuye nuestro costo de perforación, lo cual nos permite disminuir nuestros costos líderes en la industria de hallazgos y desarrollo con USD$2,52 por pies cúbicos estándares, y también nos permite perforar más pozos con el mismo monto de capital. Nuestros ingenieros de perforación continúan analizando cada parte del proceso de perforación con el fin de continuar mejorando la eficiencia del capital de perforación, y espero que veamos una mejora continua en el futuro. En abril, Canacol dio a conocer los resultados de un informe de investigación de gas prospectivo para cuatro de nuestros cinco bloques de exploración, recopilado por nuestros auditores independientes Gaffney, Cline & Associates. Gaffney, Cline & Associates evaluaron y estimaron los recursos prospectivos de gas natural convencional en 47 prospectos e indicaciones individuales, los cuales se sumaron a una media sin riesgo de 2 billones de pies cúbicos de recurso de gas prospectivo, o una media con riesgo de millones de pies cúbicos estándares de recurso prospectivo de gas. El valor esperado asociado de estos recursos de gas con riesgo, descontado al 10%, dio un total de $789 millones. Estos recursos prospectivos subrayan el significativo potencial de los bloques de exploración de gas de Canacol. Es importante añadir que en tanto los equipos técnicos identifiquen más prospectos e indicaciones dentro de la nueva zona productiva poco profunda de gas de Porquero, esperamos añadir más recursos prospectivos a la media sin riesgo existente de 2 billones de pies cúbicos de recursos prospectivos ya identificados en los informes de Gaffney, Cline & Associates. En abril de este año anunciamos la adquisición del bloque SSJN 7 a Frontera Energy, anteriormente

4 3 Pacific, lo cual continúa la consolidación de nuestra área base operada de exploración y producción de gas en la Cuenca del Valle Inferior del Magdalena, después de la compra de la participación de Shona en los bloques Esperanza y VIM-21 en 2012 y de la participación de OGX en los bloques VIM-5 y VIM- 19 en El contrato de SSJN 7 está situado entre los bloques VIM-5 y VIM-19, donde Canacol tiene una participación en la explotación operada del 100% adquirida a OGX en El bloque SSJN 7 tiene un área de acres brutos, y aumenta la posición de exploración neta de Canacol en un 43%, de acres netos a 1,12 millones de acres netos dentro de la parte potencialmente gasífera y productiva más prolífica de la Cuenca del Valle Inferior del Magdalena. Nuestros esfuerzos de consolidación en los últimos cuatro años han sido tanto de bajo costo como altamente exitosos, con nuestros esfuerzos de exploración en tales bloques produciendo seis descubrimientos de gas comercial que contienen millones de pies cúbicos de reservas 3P, según lo declarado por los auditores de reservas de la compañía a diciembre 31 de Ahora voy a darle la palabra al Sr. Jason Bednar, Vicepresidente Financiero de Canacol, para que presente algunos de los aspectos financieros destacados asociados con nuestro segundo trimestre. Cuando Jason termine, les presentaré una breve perspectiva para lo que resta de Jason Bednar Gracias, Charle. Planeo cubrir los aspectos financieros destacados de Canacol para los tres meses terminados en junio 30 de Primero que todo, nos complace reportar un ingreso neto de $11,8 millones para los tres meses terminados en junio de 2017, que representa un aumento del 5% frente a los $11,2 millones reportados en 2016, lo cual contribuyó a unos fuertes fondos ajustados provenientes de las operaciones de $45,2 millones para los seis meses terminados en junio 30, que constituyen un aumento del 12% en comparación con el mismo período en Estos fondos ajustados provenientes de las operaciones, donde ajustados significa que incluyen a Ecuador, para el segundo semestre fueron de $24,2 millones, o $0,14 por acción, lo cual supera el estimado consensuado de $0,13 por acción para este trimestre actual. También comentaré sobre los $13 millones de ganancia sobre instrumentos financieros. Esto está relacionado con una gran ganancia que tenemos sobre acciones petroleras registradas en el extranjero y enfocadas en Colombia, la cual simplemente no resulta tan evidente hasta que se revisan las notas de los estados financieros. Los volúmenes de producción promediaron barriles de petróleo equivalente por día para los tres meses terminados en junio 30 de 2017, con un 80% relacionado con volúmenes de gas y un 9% relacionado con Ecuador. Hemos visto un cambio leve en los volúmenes de producción de gas hacia Esperanza en oposición a VIM-5, en tanto buscamos reducir nuestra exposición a regalías en Los ingresos ajustados de petróleo y gas natural, incluidos los ingresos relacionados con Ecuador, para los tres meses terminados en junio 30 de 2017, fueron de $43 millones. Nuestra ganancia operacional neta corporativa fue de $23,25 por barril, soportada en un precio de gas promedio de $4,96 por Mcf. Los gastos totales de producción de gas natural por BOE fueron de $2,07, o $0,36 por Mcf, para los tres meses terminados en junio 30 de También debo mencionar que nuestros costos de descubrimiento y desarrollo de dos años fueron de $0,44 por Mcf. La combinación de estos dos ítems obviamente lleva a una estructura de costos muy baja. Para tocar el tema de los gastos generales y administrativos, estos fueron mayores que en 2016, principalmente debido a mayores costos de personal en preparación para una producción de gas significativamente incrementada en los próximos seis meses. Estamos planeando doblar nuestra producción en los próximos 18 meses, momento en el cual deben bajar sustancialmente sobre una base por BOE.

5 4 Los gastos de capital en los tres meses terminados en junio 30 sumaron en total $30,6 millones, principalmente relacionados, en primer lugar, con los costos del gasoducto en fase intermedia de producción, a los cuales contribuimos con $9,3 millones en junio. Para tocar este tema brevemente, hemos comprometido $10,5 millones para ese gasoducto, de manera que solo tenemos otros $1,2 millones restantes por gastar en el tercer trimestre. Otros gastos del segundo trimestre incluyen perforación, completamiento y prueba de tres pozos, que son Pumara-1, Cañahuate-1 y Toronja-1. Otros ítems incluyeron acondicionamientos en Pico Plata en VMM 3 y costos de instalaciones en Esperanza y VIM-5. A junio 30 de 2017, la Compañía tenía $25,6 millones en efectivo y $62,9 millones en efectivo restringido, y seguimos estando bien con todos nuestros compromisos bancarios. Con posterioridad a la finalización del trimestre, hemos tomado $20 millones adicionales con cargo a la línea de crédito con Credit Suisse, y al día hoy tenemos aproximadamente $50 millones de efectivo disponibles. También destaco que el saldo de efectivo restringido ahora continúa bajando en forma periódica, no solo por el cumplimiento de compromisos actuales de la ANH, sino también debido a una liberación de efectivo cada seis meses relacionada con Ecuador. Aunque cuando no ocurrió durante este último trimestre, fue en los seis meses terminados en junio 30 de 2017 que Canacol refinanció su línea de crédito. Así, comentaré brevemente sobre este importante negocio. Contratamos una línea de crédito con un préstamo a término, preferencial y garantizado de $265 millones con un sindicato de bancos liderado por Credit Suisse, el cual contenía una opción greenshoe por $40 millones adicionales. Los recursos provenientes de esta nueva línea de crédito fueron usados para pagar el monto de capital tanto de $180 millones de la línea de crédito anterior liderada por E&P como de $75 millones de los Títulos Preferenciales de Apollo más los intereses causados y los costos de la operación. Con esto se lograron dos cosas. Número uno, nos permitió bajar nuestra tasa combinada de interés en aproximadamente un 1%. Y dos, más importante, prorrogó el primer pago del préstamo a término a marzo de 2019, después de que estemos produciendo 230 millones de pies cúbicos al día de gas natural y así tengamos un flujo de caja significativamente más alto, en el cual deberíamos tener la capacidad de incluir fácilmente los pagos del préstamo a término. El precio de $4,96 del gas en el segundo trimestre bajó en un 4% frente al de $5,17 reportado en el último trimestre, y nuestras ventas contractuales realizadas en este trimestre fueron de 78 millones de pies cúbicos por día, menores en aproximadamente un 6% frente a los $82,8 millones en el primer trimestre. Según se explica en el MD&A, actualmente tenemos una pequeña porción, de aproximadamente 10 millones de pies cúbicos por día, de nuestro portafolio de gas, en contratos interrumpibles pequeños hasta diciembre 1 de 2017, momento en el cual un contrato a largo plazo y precio fijo de 10 millones de pies cúbicos por día empezará conforme a nuestras condiciones típicas de precio de $5 o más. Desafortunadamente, 2017 ha sido un año muy lluvioso en la Costa Caribe de Colombia; de hecho, Cartagena ha recibido cuatro veces el promedio anual de lluvia de 25 años en 2017, lo cual hace que la energía hidroeléctrica sea una mayor opción. Obviamente no esperamos que esta anomalía sea la norma. En este punto le daré de nuevo la palabra a Charle, por favor. Gracias, Jason. Ahora voy a presentar una breve reseña y actualización de algunos de los proyectos que hemos planeado para lo que resta de 2017.

6 5 Los objetivos principales para lo que queda de este año incluyen la perforación de dos pozos de exploración de gas adicionales cuyo objetivo es el significativo potencial de nuevas reservas de gas adicionadas en nuestro bloque VIM-5 100% operado y por supuesto la terminación del proyecto de la línea de flujo de gas de Sabanas, que llevará la producción de Canacol a 130 millones de pies cúbicos estándares por día en diciembre de este año. El pozo Pandereta-1 está situado aproximadamente 10 km al este del campo de gas de Clarinete y tiene como objetivo las areniscas prospectivas cargadas de gas del depósito de arenisca de Ciénaga de Oro. Se espera que la perforación del pozo inicie a principios de octubre y costará $5,5 millones perforarlo y completarlo en el transcurso de cinco semanas. El pozo de exploración Gaitero-1 está situado aproximadamente 12 km al norte del campo Clarinete y también tiene como objetivo las areniscas prospectivas cargadas de gas de la reserva de arenisca de Ciénaga de Oro. Se espera que la perforación de este pozo inicie a mediados de noviembre y costará aproximadamente $5,5 millones perforarlo y completarlo en el transcurso de cinco semanas. Como anunciamos el miércoles, la financiación del proyecto de la línea de flujo de gas de Sabanas, que es la línea discontinua azul, marcada como Número 1 en la gráfica, se ha completado. La construcción de la línea de flujo de gas, la cual conectará nuestra instalación de procesamiento de gas situada en Jobo con el punto de conexión de Promigás en Bremen, está avanzando según el cronograma, y se espera que el primer transporte se dé en diciembre 1 de Aproximadamente el 55% de los tubos ha llegado al sitio, como pueden ver en la gráfica actual, y se espera que el resto esté en el sitio en septiembre. Se prevé que las estaciones de compresión lleguen la tercera semana de agosto, desde el puerto de Houston. Todos los permisos forestales, arqueológicos y ambientales han sido obtenidos y el 100% del derecho de paso ha sido negociado y comprado. Las obras civiles en los dos lugares de las estaciones de compresión comenzaron en la primera semana de agosto, y se espera que la excavación y el tendido de los tubos comiencen en septiembre. El tendido de los tubos tendrá lugar simultáneamente en Jobo y Bremen en cada extremo de la ruta de 82 km de longitud, y se espera que el tendido de los tubos culmine en la primera semana de noviembre. Se prevé que la puesta en servicio de las estaciones de compresión y la prueba de presión de la línea de flujo culminen en la tercera semana de noviembre. La capacidad productiva actual de los pozos de gas de la compañía es de aproximadamente 195 millones de pies cúbicos estándares por día de las instalaciones de procesamiento de gas de la compañía situadas en Jobo, de aproximadamente 200 millones de pies cúbicos estándares por día, más de lo adecuado para subir la producción a 130 millones de pies cúbicos estándares por día en diciembre de 2017, cuando la construcción de la línea de flujo de gas de Sabanas esté terminada. Como anuncié previamente, Canacol firmó un contrato de venta en firme a 10 años de 40 millones de pies cúbicos estándares por día, en términos contractuales comparables con los de los contratos actuales de venta de gas de la compañía denominados en dólares de EE. UU., que se espera que sean transportados por la línea de flujo de gas de Sabanas a partir de diciembre de este año. Mientras tanto, Promigas ha empezado a trabajar en la próxima expansión del gasoducto de Jobo a Cartagena y Barranquilla, que se representa con la línea roja continua en la gráfica. Este proyecto, que está programado que culmine en diciembre de 2018, dará a Canacol 100 millones de pies cúbicos estándares diarios adicionales de capacidad de transporte de Jobo a los mercados en Cartagena y Barranquilla, a lo largo de la ruta existente del gasoducto, y permitirá a la compañía elevar la producción a 230 millones de pies cúbicos estándares por día a finales de Los proyectos de

7 6 expansión representados por la línea verde discontinua marcada 2 en la gráfica consisten en el tendido de un nuevo gasoducto de 16 pulgadas entre Jobo y Sincelejo, al lado del gasoducto existente de 10 pulgadas, la instalación de compresión adicional en la estación de Filadelfia a lo largo del gasoducto existente de 16 pulgadas al sur de Cartagena, y el tendido de un nuevo gasoducto de 24 pulgadas entre Cartagena y Barranquilla. Finamente, para resumir, el equipo gerencial y la Junta Directiva de Canacol se complacen en presentar un segundo trimestre sólido, caracterizado por buenos ingresos de producción, adiciones de nuevas reservas de gas, y la continua consolidación de nuestra posición de exploración de gas en el Valle Inferior del Magdalena. Ahora estamos enfocados, por lo que resta de 2017, en lograr un fuerte crecimiento de la producción de gas al final del año, con la adición de 40 millones de pies cúbicos estándares de nueva producción a la culminación del proyecto de la línea de flujo de gas de Sabanas, así como más reservas de gas mediante el éxito continuado en nuestro programa en curso de perforación de gas. Creo que ahora la conferencia se abre para preguntas. PREGUNTAS Y RESPUESTAS Ahora empezaremos la sesión de preguntas y respuestas. Para hacer una pregunta, debe presionar asterisco y luego uno en su teléfono de tonos. Si está usando un teléfono con altavoz, por favor levante su auricular antes de presionar las teclas. Para retirar su pregunta, por favor presione asterisco y luego dos. En este momento pausaremos momentáneamente para armar nuestra lista. Nuestra primera pregunta viene de Gavin Wylie de Scotiabank. Adelante, por favor. Gavin Wylie Hola amigos. Gracias por tomar la llamada aquí. Realmente lo aprecio. Solo una pregunta rápida sobre Pandereta. Quisiera saber si pueden resumir algunos de los supuestos contemplados en su estimado de recursos prospectivos sin riesgo de 106 o 108 Bcf para ese prospecto, solo en términos de, tal vez, cifras de producción neta que puedan aplicarse a eso, cifras de porosidad o algo así. Sé que hay muchas variables que entran en esto, pero solo para tener una idea. La segunda pregunta es: Una vez el gasoducto se ponga efectivamente en funcionamiento, cuánto tiempo les tomará incrementar esos volúmenes totales y todo eso? Toma cerca de un mes, o dos meses, o qué podemos esperar sobre ese incremento? Muy bien. Eso está bien. Gracias, Gavin. Con respecto al prospecto de Pandereta, este prospecto está situado a unos 10 km justo al este de Clarinete. Descubrimos el campo de gas de Clarinete en Ese campo de gas contiene cerca de 140 pies de zona productiva neta de gas dentro del depósito de arenisca de Ciénaga de Oro, de principios del Terciario. Las porosidades en el área van del 18% al 22%. Pandereta, como Clarinete, muestra una anomalía sísmica muy fuerte, asociada con la presencia de gas, una anomalía de factor de fluido muy fuerte, la cual recordarán de la disposición vs. el desplazamiento, de modo que vemos en Pandereta una estructura de núcleo muy simple con un buen cierre abovedado en tres vías, vemos una sección relativamente gruesa de Ciénaga de Oro yo diría por la sísmica que parece que hay cerca de pies brutos de Ciénaga de Oro en esa estructura, y vemos muy buenos atributos sísmicos que indican la presencia de gas dentro de esa estructura. Estamos muy confiados en que allí encontraremos una buena sección gruesa del depósito de Ciénaga de Oro cargada de gas.

8 7 Con respecto a su segunda pregunta, a la prueba de la presión y la puesta en funcionamiento de las estaciones de compresión a finales de noviembre, esperamos llevar la línea de flujo a toda su capacidad de 40 millones de pies cúbicos diarios el 1 o de diciembre. Realizaremos varias rutinas de prueba de presión de mediados a finales de noviembre, en las que primero llenaremos la línea con agua para revisar si hay fugas, y luego empezaremos a ejercer presión en la línea, primero con agua y luego desplazando el agua con nitrógeno, y luego desplazando el nitrógeno con gas natural. Esperamos estar listos para llevar el volumen completo el 1º de diciembre. Gavin Wylie Eso es genial. Agradezco el detalle. Gracias. Nuestra siguiente pregunta viene de Arieh Coll de Coll Capital. Por favor, adelante. Arieh Coll Buenos días caballeros. Gracias nuevamente por hacer la teleconferencia. Jason, una pregunta para usted. Como sabe, se harán pagos del capital al banco empezando en los próximos 18 meses o algo así. Mi pregunta es esta: Canacol claramente tiene una gran cantidad de candidatos potenciales para perforación, y la meta que estoy seguro que tienen es cómo liberar flujo de caja libre de modo que tengan más oportunidades para perforar más pozos. Mi pregunta es: Qué tiempo están pensando para, tal vez, refinanciar la deuda con bancos que tienen ahora, de modo que quizás puedan emitir un bono corporativo que tenga un único pago de capital al vencimiento, tal vez cinco años después, para con ello liberar un monto extra de flujo de caja libre en cinco años para perforación? Jason Bednar Gracias, Arieh. Sí, ciertamente está en lo correcto. Nuestro primer pago del préstamo a término bajo esta nueva línea de crédito de Credit Suisse será en marzo de Para ese momento estaremos obteniendo 230 millones de pies cúbicos de gas por día, y el flujo de caja después de impuestos sobre eso, antes que nada, será más que suficiente para hacer los pagos en ese momento y aún tener un flujo de caja libre considerable para perforación. Refinanciarlo no sería necesariamente requerido. Habiendo dicho eso, en cuanto lleguemos a ese punto crítico, y tengamos en mente que esta línea de crédito en particular solamente ha estado en vigencia por cuatro o cinco meses, en cuanto avancemos hacia ese punto de 230 millones diarios y empecemos a realizar parte de ese flujo de caja, por supuesto que en ese momento volveremos a evaluar si cambiar todo esto por un bono corporativo tiene sentido, qué otras oportunidades tenemos y el tamaño de la compañía en ese momento específico. Será un elemento continuo del negocio para nosotros en cuanto nos aproximemos a ese momento. Arieh Coll Bien. Y la segunda pregunta es para el Sr. Gamba. En relación con el descubrimiento de gas de Toronja-1 y Nelson 6 en el área poco profunda de sus bloques, la pregunta es esta: Ustedes mencionaron anteriormente que, con base en el informe de reservas de Gaffney, tienen cerca de USD $789 millones de VPN a un descuento del 10% en cuatro de sus bloques. Solo de manera simplista, cuántos pozos teóricamente necesitarían para perforar en el lado poco profundo de sus propiedades, donde está Toronja, para potencialmente, si están teniendo una tasa de éxito del 80%, 90%, ser capaces, en esencia, de añadir $700 millones, $800 millones extra de VPN adicional proveniente de esta nueva zona? Gracias por la pregunta. Es importante indicar que, en general, la obtención que estamos modelando

9 8 del depósito más profundo, Ciénaga de Oro primero, es de alrededor de 20 a 25 mil millones de pies cúbicos por pozo, lo cual es lo que se obtendrá de Ciénaga de Oro. Y tenemos muy buenos datos de historia de producción de Ciénaga de Oro. Sabemos que esos pozos se comportan muy bien. Con respecto al horizonte poco profundo de Porquero, tenemos dos pozos perforados: Nelson 6 y Toronja. El depósito parece ser tan de buena calidad como el depósito más profundo, Ciénaga de Oro. La porosidad es básicamente la misma. La permeabilidad está medida con las pruebas de flujo que hemos hecho y parece ser muy alta, hasta un 1 darcy de permeabilidad, con base en los análisis de la prueba del flujo. Parece que la calidad del depósito de Porquero es similar a la de Ciénaga de Oro. Si asumimos, por ejemplo, que podemos obtener, digamos, 15 Bcf de Porquero, entonces estamos viendo, aproximadamente, que para obtener los 482 mil millones de pies cúbicos estándares de recursos prospectivos con riesgo en el informe de reservas, estamos ante la perforación de hasta 30 a 40 pozos en total, y esto supone que los pozos serán una mezcla de pozos de Ciénaga de Oro y una mezcla de pozos de Porquero obteniendo 15 a 20 Bcf por pozo. El rango en términos del número total de pozos que necesitamos perforar para obtener los 482 mil millones de pies cúbicos estándares de recursos prospectivos con riesgo es de 30 a 40 pozos. Arieh Coll Bien. Y si su perforación aquí continúa llevándolos a establecer que realmente hay una gran cantidad de gas natural por encontrar, cómo lograrían, Sr. Gamba, incrementar el ritmo de su perforación frente a, tal vez, vivir con el flujo de caja que tienen como compañía? Básicamente, si vamos a conservar una torre de perforación activa en esta área durante todo el año, probablemente podríamos perforar ocho pozos por año en esta área bajo circunstancias normales, con una torre de perforación. Esto se traduciría, esencialmente, en ocho pozos por año a un costo, asumiendo un programa continuo, de $4,5 millones por pozo. Estos serán más baratos en tanto avancemos. Estamos hablando de aproximadamente $30 millones a $40 millones por año de gastos de perforación relacionados con un programa de ocho pozos por año, el cual es con una torre de perforación, y ese es el ritmo que vemos buscando aquí. Podemos añadir una torre de perforación adicional y doblarnos, pero para nuestros fines de modelación vemos un programa continuo con una torre de perforación durante el transcurso del año. Arieh Coll Bien. Gracias. Nuestra siguiente pregunta viene de Nathan Piper de RBC. Adelante, por favor. Nathan Piper Buenos días amigos, y gracias nuevamente por la conferencia. Unas pocas preguntas rápidas por mi parte. Primero que todo, con respecto al gasoducto o la línea de flujo que actualmente están construyendo y solo la financiación de eso, creo que cuando inicialmente hablaron sobre eso mencionaron que requerían $60 millones para construirlo y demás. Sería interesante entender por qué está costando solo 40, y obviamente ustedes admiten algunos ahorros y demás. Sería interesante oír lo que tengan que decir sobre los cambios en esos supuestos. Y también, dado que ustedes mismos han tenido que hacer aportes y han señalado que tienen esa propiedad separadamente, es correcto que pensemos que pueden tratar de monetizar esa inversión en el gasoducto más temprano que tarde? Tal vez cuando sea puesto en funcionamiento y ustedes

10 9 tengan alguna historia de pagos lo más fácil probablemente sea vender, o eso es algo que ustedes desean conservar en el largo plazo? Después, dos rápidas. Solo sobre Toronja otra vez. Dado el piso que obtuvieron de él, piensan que eso significa que probablemente necesitan menos pozos para efectivamente mantener su capacidad de producción, y en realidad el número puede ser más bajo que el que acaban de dar en términos de perforación anual? La última, solo sobre la previsión de los precios de gas en 2018, teniendo claro que muchos de sus contratos son fijos, pero hay algún elemento de precio flotante dentro de la mezcla total de precios del gas, de manera que pueden darnos su percepción al respecto dado lo indicado por ustedes sobre energía hidroeléctrica y también la reducción en el precio del gas? Gracias. Jason Bednar Claro, Nathan. Es Jason nuevamente. Charle, yo podré contestar tres de esas cuatro preguntas. Empezando con lo primero, con respecto al costo del gasoducto, los costos del gasoducto son de $40 millones, que se dividen entre las partes privadas en Canacol en los 30 y 10 aproximados que estaban en el comunicado de prensa, $40 millones que también van a la tierra, esto es, el tendido del gasoducto, etc. Hay $23 millones adicionales relacionados con la compresión y las estaciones compresoras, etc., que Canacol financiará. Esto se explica en el comunicado de prensa, aunque no ponemos la cifra de $23 millones. En total, efectivamente son $63 millones de costo total. Con respecto a nuestra parte de $10,5 millones, simplemente sentimos que fue prudente para nosotros invertir junto con los inversionistas privados en esta etapa. Monetizar esto en un momento futuro ciertamente es una opción, pero no se planeó hacer eso originalmente. Por supuesto, lo podríamos considerar. Y finalmente, en relación con el precio futuro del gas, según se señala en el MD&A, como indiqué anteriormente, está este contrato interrumpible por aproximadamente 10 millones por día que está en libros y es parte de los 90. Será efectivamente reemplazado en diciembre de 2017 con el contrato usual a largo plazo por $5 o más. Tengan en cuenta que todavía tenemos un portafolio de contratos y clientes que debemos equilibrar y sobre el cual debemos mitigar nuestro riesgo, de manera que ha habido instancias en que esto ha significado que estamos dispuestos a cambiar un contrato de corto plazo por el beneficio de un contrato más grande a mayor plazo. Yo recomendaría que todo analista prudente asuma que nuestros contratos futuros hasta en un 10% pueden ser interrumpibles o en forma de mercado al contado. Ahora, en cuanto al precio de los mismos, para responder su pregunta, el precio de ese 10% de nuestro portafolio es difícil de fijar. Ha habido momentos en la historia reciente en que ese mercado al contado ha sido de $10 o más y, obviamente, el mercado actual no es uno de esos debido a la energía hidroeléctrica. Volvemos con Charle. Él puede tener comentarios adicionales sobre ello. Sí. Solo para complementar la respuesta de Jason con respecto al costo total, es importante indicar que el costo de compresión es un arrendamiento. Tenemos un contrato de arrendamiento con Interflex para esos compresores. Es un arrendamiento a 10 años y obviamente no requiere financiación. Ahora solo para volver a la pregunta concerniente a Toronja-1 y la alta productividad de ese pozo, sí, probamos varias tasas combinadas muy altas en el mismo. Todos nuestros pozos generalmente tienen

11 10 pruebas en el rango de 20 a 30 millones de pies cúbicos por día, pero en términos de producción tendemos a que nuestros pozos produzcan 10 millones de pies cúbicos diarios o algo cercano a eso, simplemente para reducir la declinación y manejar el perfil de reservas de la mejor manera posible. El plan es continuar perforando pozos con la intención de ponerlos en producción de hasta 10 millones de pies cúbicos por día y no en todo su potencial, de manera que esencialmente podamos maximizar la obtención de reservas de esas estructuras. Nathan Piper Eso tiene sentido. Y Jason, gracias por sus respuestas. Una final, solo revisando el MD&A, esto me recuerda que ustedes tienen un compromiso de exploración de cerca de $50 millones en el año que viene. Asumo que no todo es en su área de gas. Y, por supuesto, ustedes pueden hablar con la ANH acerca de eso, pero podrían dar un poco de detalle respecto de donde recaen esos compromisos, por favor? Tenemos participaciones en 23 contratos de E&P aquí en Colombia. Cinco de ellos son gas y el resto está enfocado en petróleo. En los pasados dos o tres años hemos estado transfiriendo compromisos de nuestros bloques de petróleo a nuestros bloques de gas, simplemente porque, obviamente, el enfoque de la sociedad está alejándose de la exploración y producción de petróleo y se acerca más a la producción de gas. Hemos sido muy exitosos en negociar la transferencia de compromisos de trabajos originales, lo cual incluiría adquisición de sísmica y perforación de nuestros contratos de petróleo a nuestros contratos de gas. Yo diría, Nathan, que la mayoría de esos 50 millones a los que usted se refiere, tres cuartas partes de ellos, se destinarían a nuestros bloques de gas, donde tenemos planes para, obviamente, continuar perforando y adquiriendo sísmica. Nathan Piper Bien. Eso tiene sentido. Muchas gracias. Nuestra siguiente pregunta viene de Juan Zauder de Credicorp Capital. Adelante, por favor. Juan Zauder Buenos días. Gracias nuevamente por la conferencia, un ejercicio muy valioso. Tengo dos preguntas. Una se relaciona, es seguimiento a la pregunta sobre los contratos interrumpibles, y quiero información sobre la participación que ustedes quieren seguir teniendo en estas clases de contratos. Con los nuevos volúmenes que incorporarán a partir de diciembre, están planeando tener alguna clase de exposición a estas clases de contratos, o podemos esperar que todos estos contratos, el 100%, será en firme con tarifa de índice fijo? Esa es una pregunta. La otra pregunta está relacionada con la ganancia en derivados que tienen en este trimestre. Quiero un poco más de detalle sobre eso y preguntarles cómo será registrada. Y una tercera pregunta es en relación con la línea de flujo. Todos sabemos que el desarrollo mostrado está todo según lo planeado y va muy bien, pero tenemos que hacer los escenarios y me gustaría preguntarles qué ocurre si hay una demora en la terminación de la línea de flujo, cuáles serán las consecuencias para la compañía si los flujos no se entregan a tiempo. Estas son mis preguntas. Gracias. Jason Bednar Gracias por eso. Empezaré tal vez con las primeras dos. En relación con los contratos en firme versus los interrumpibles, reiteraré lo que respondí anteriormente. Nuestros contratos a diciembre 1º, en ese

12 11 momento, mirando lo que tenemos en libros, ciertamente son todos en firme. Una vez más, ha habido instancias, una en la historia muy reciente, en las cuales hemos cambiado un contrato a plazo más corto por un contrato a plazo más largo, con mayor precio, momento en el cual se ha abierto espacio en un contrato interrumpible. Aunque está planeado que todos sean en firme, hay períodos de tiempo en que ciertamente es concebible que algunas partes de nuestro portafolio se vuelvan contratos interrumpibles. Una vez más, si desean ser prudentes, yo potencialmente planearía que hasta el 10% esté en esa categoría de interrumpible. Con respecto a, creo, su segunda pregunta relacionada con los derivados, hay un poco más de detalle en las notas, y yo me referí brevemente a ello con anterioridad. Espero que usted se esté refiriendo a los $13 millones de ganancia sobre instrumentos financieros. Eso tuvo que ver con una compañía petrolera en la que invertimos, una compañía petrolera que cotiza en bolsa. Adquirimos estas acciones muy al inicio. Expusimos aproximadamente $3,2 millones, que fue nuestro costo. A junio 30, estas acciones en particular, nuestros $3,2 millones, tuvieron un valor de más de $16 millones. Tuvimos una ganancia de $13 millones sobre estas acciones, y esto es lo que ve en la ganancia en instrumentos financieros. Para responder su pregunta sobre si veríamos que esto se repita, obviamente un movimiento de $3 millones a $16 millones es extraordinario. Tiene sentido que suba un poco en futuros trimestres. Si tuviera que valorarla a precio de mercado, la ganancia hoy ya no es de 13, está probablemente en el rango de 10 u 11. Esa es la única acción en la que tenemos exposición. No esperaría ver ítems continuos de esa naturaleza. Para la respuesta a la última pregunta, le daré la palabra a Charle. Con respecto a la última pregunta y en relación con las obligaciones de los contratos de suministro en caso de retraso en el inicio en diciembre 1º, estructuramos estos contratos de suministro de la misma manera en que estructuramos nuestros contratos de suministro actuales para la expansión de Promigás, en la cual estuvimos involucrados en Ustedes recordarán que Promigás adicionó 65 millones de pies cúbicos diarios de capacidad entre Jobo y Cartagena apuntando a diciembre 1º de 2015, pero nosotros estructuramos los contratos de suministro de tal manera que permitieron hasta cinco meses de demora a la espera de la terminación de ese gasoducto en particular. Básicamente duplicamos esa forma de contrato en nuestro contrato relacionado con la línea de flujo de gas de Sabanas. Hay un mecanismo en el contrato que admite el retraso relacionado con la puesta en funcionamiento de ese gasoducto, aunque no prevemos ningún retraso en este momento. Todo, como lo mencioné, está según lo planeado. Todos los tubos y la compresión estarán aquí en el país con seguridad para septiembre, el resto del ducto estará aquí en septiembre, y vemos una construcción muy rápida dada nuestra experiencia en la construcción de estas líneas de flujo. Yo agregaría que Canacol en los pasados ocho años ha instalado más de 200 km de líneas de flujo en sus campos de petróleo y gas situados alrededor del país, incluso en esta área. Estamos muy familiarizados con el proceso de construcción de líneas de flujo; hemos instalado más de 200 km de líneas de flujo similares en el pasado, y el proyecto está conforme a lo previsto. Juan Zauder Bien. Muchas gracias. Nuestra siguiente pregunta viene de Jenny Xenos de Canaccord Genuity. Adelante, por favor. Jenny Xenos Buenos días caballeros. Muchas gracias por hacer esta conferencia. Muchas de mis preguntas ya han

13 12 sido contestadas. Sin embargo, tengo dos pendientes. La primera, es una pregunta para Jason. Usted reiteró su meta de ventas para el año de a BOEs por día. Los gastos de capital de 89 millones también siguen intactos? Y la segunda pregunta es: Ustedes estuvieron planeando conectar el pozo Mono Capuchino en el segundo trimestre. Esto ocurrió efectivamente? Me pregunto hacia dónde está produciendo el pozo y qué clase de ganancia neta está generando. Muchas gracias. Jason Bednar Gracias Jenny. Gracias por esa pregunta. Nuestros gastos de capital presupuestados para el año, según lo comunicado a principios del año con nuestra meta, fue de $89 millones. Eso no incluyó nuestro plan de invertir en la línea de flujo de Sabanas, el cual por supuesto es de $10,5 millones. El nuevo presupuesto revisado de capital sería de $99,5 millones, digamos $100 millones de presupuesto de gastos de capital, del cual tenemos gastado $54 millones a junio 30 de La segunda pregunta pienso que fue para Charle. Si. Con respecto a Mono Capuchino, hemos pasado la calidad de operadores de ese pozo a Vetra. Vetra es el operador de la parte poco profunda del contrato de VMM 2. Vetra planea poner el pozo en producción desde Lisama. Esperan poner el pozo en producción para finales de agosto. Actualmente están esperando permiso de la ANH para poner el pozo en producción. Solicitaron todos los permisos y radicaron todos los documentos necesarios ante la ANH, y la ANH está movilizando algunas personas hacia el sitio del pozo la siguiente semana como parte de la inspección ordinaria, y esperamos que Mono Capuchino sea puesto en producción de cerca de barriles brutos diarios, lo cual podría ser 400 barriles diarios netos de Canacol para finales de agosto, e inicialmente esperamos ganancias netas similares a nuestras ganancias netas de $15 a $20 por barril, dado el bajo corte de agua de esos pozos. Jenny Xenos Estupendo. Muchas gracias. Nuestra siguiente pregunta viene de María Antonia Yarce de Bancolombia. Adelante, por favor. María Antonia Yarce Buenos días a todos. Gracias nuevamente por la conferencia. Tengo básicamente dos preguntas. Una está relacionada con la instalación de Jobo. Me estaba preguntando si saben los descubrimientos que han hecho recientemente sobre una mayor capacidad de las líneas de flujo, están pensando tal vez hacer inversiones adicionales en la instalación de procesamiento de Jobo, para permitir el procesamiento de más gas tal vez en el mediano plazo? La otra está relacionada con los detalles del arrendamiento para la inversión de $23 millones para las estaciones de compresión. Quisiera saber un poco más sobre esa clase de arrendamiento, qué están pensando al respecto y cuándo empezarían los pagos. Gracias. Gracias a usted. Yo contestaré la pregunta sobre la instalación en Jobo y Jason puede responder la pregunta relacionada con el arrendamiento de Interflex. La capacidad de procesamiento actual de la instalación en Jobo es de cerca de 200 millones de pies

14 13 cúbicos estándares por día, la cual es más que suficiente para incrementar la producción a más de 130 millones de pies cúbicos estándares por día para diciembre de este año. Sin embargo, nuestro objetivo con la nueva expansión de Promigas a finales de 2018 es llevar la producción a 230 millones de pies cúbicos estándares por día, de manera que ahora estamos considerando una expansión de la instalación del procesamiento de gas de Jobo. Estamos planeando instalar módulos adicionales de tratamiento de gas para llevar la capacidad de procesamiento total a 300 millones de pies cúbicos por día a finales de 2018, para estar listos para incrementar nuestra producción a 230 millones de pies cúbicos estándares por día a la finalización de la expansión del gasoducto de Promigás entre Jobo, Cartagena y Barranquilla. Esa expansión, los 100 millones de pies cúbicos diarios adicionales que estamos buscando, representaría aproximadamente $30 millones a $35 millones de valor de las inversiones en nuestra instalación el próximo año, que serían principalmente la instalación de unidades de deshidratación adicionales para deshidratar el gas, y compresión adicional en la instalación. Jason, puede continuar con el arrendamiento de Interflex. Jason Bednar Si, ciertamente. La compresión fue arrendada a Interflex. El costo de capital era de cerca de $23,5 millones si hubiéramos optado por comprarla. Como muy apropiadamente lo anotó Charle, optamos por arrendarla, y la razón de ello fue que obtuvimos una tasa de interés muy baja y fue significativamente más convincente arrendarla en vez de comprarla. Obviamente, cuando la compresión empiece a trabajar, esto es, en diciembre 1, esperamos hacer nuestro primer pago de compresión. Y junto con eso, yo anotaría que Interflex opera los compresores, que el pago por la porción operativa de ellos garantiza un mínimo sustancial de tiempo de funcionamiento, etc. Y la porción operativa de ese arrendamiento equivaldrá aproximadamente a $0,06 en Mcf y gastos operativos en todo nuestro portafolio de gas en el momento en que este entre en funcionamiento. María Antonia Yarce Muchas gracias. Esto concluye nuestra sesión de preguntas y respuestas Me gustaría devolver la palabra a Carolina Orozco para los comentarios de cierre. Carolina Orozco Gracias por participar en la Teleconferencia sobre el Segundo Trimestre de Canacol en el día de hoy. Por favor, acompáñennos nuevamente en noviembre para nuestra teleconferencia sobre el tercer trimestre. Gracias nuevamente y que tengan un gran día. CONCLUSIÓN La teleconferencia ha concluido. Gracias por asistir a la presentación de hoy. Pueden desconectarse ahora.