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Painted Pony Corporation Update - LNG Investment Conference 2014
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1
液化天然氣行業投資大會2014 年 4 月 12 日（週六）
2
Painted Pony 地位
未來 LNG 供應 卑詩省
Montney開發
蓄勢待發
有望成為加拿大西海岸液化天然氣（ LNG ）出口業務領先的天然氣供應商 高開採權益，大型、連續的項目資產 針對亞洲 LNG 進口市場的低成本、完美熱含量天
然氣 所有 Montney 項目的土地都位於卑詩省 位於現有及擬議的輸氣管道沿線
有望成為 Montney 的主要生產商 加快產量和現金流增長 主要的生產項目繼續去風險化 擴大加工能力從而使價值最大化 通過創新降低成本以及提高資本效率
有望實現有機增長和快速增長！ 可重複的表現，獲得單位氣井卓越的經濟效益支持 利用內部產生的現金流和現有信貸額度打造規模經濟
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企業一覽 - 財務
PPY 多交所交易代碼
8890 萬 已發行股票
9630 萬 全面攤薄後股份（ 平均行權價 $8.79 ）
$6.05- $10.70 52 周交易區間
$9.0 億 市值（ ($10.00/ 股）
$1.25 億 銀團信貸額度
$4500 萬 估測淨債務（截至 2013 年 12 月 31 日）
$17 億 每股淨現值預測 (1)*
$18.90 每股淨現值 (1)*
(1) 截至 2013 年 12 月 31 日* 淨現值的計算基于 GLJ PetroleumConsultants 準備的截至 2013 年 12 月 31 日的探明儲量和基本探明儲量以及由 Seaton-Jordan & Associates Ltd 評估的未開發土地減去淨 債務。
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Corporate Snapshot
9,312 boe/d Q4 2013 Average Production (16% oil & liquids)
9,750 boe/d Q1 2014 Estimated Production (13% oil & liquids)
13,500 boe/d Q2 2014 Estimated Production (14% oil & liquids)
1.7 Tcfe Proved + Probable Reserves(1)G
$1.5 billion NPV10 Proved + Probable Reserves(1)G
7.0 Tcfe Best Estimate Contingent Resources(1)G
$4.7 billion NPV10 Best Estimate Contingent Resources(1)G
$215 million Undeveloped Land Value(1)*
$138 million 2014 Forecast Net Capital Budget ($149 million before planned facility disposition)
18 Montney wells 17.0 net in 2014
(1) As at Dec. 31, 2013*Undeveloped land evaluated by Seaton-Jordan & Associates Ltd., as at Dec. 31, 2013
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企業一覽
9,312 桶油當量 / 天 2013 年第四季度平均產量（ 16% 石油 & 液體）9,750 桶油當量 / 天 2014 年第一季度估測產量 （ 13% 石油 & 液體）
13,500 桶油當量 / 天 2014 年第二季度估測產量 （ 14% 石油 & 液體）
1.7 萬億立方英尺當量 探明加基本探明儲量 (1)G
$15 億 探明加基本探明儲量按照 10% 的折現率計算淨現值 (1)G
7.0 萬億立方英尺當量 表外資源量最佳預測值 (1)G
$47 億 表外資源量最佳預測值按照 10% 的折現率計算淨現值(1)G
$2.15 億 未開發土地價值 (1)*
$1.38 億 2014 年預期淨資本預算 ( 計劃中的設備處理前 $1.49 億 )
18 口 Montney 氣井 2014 年淨值 17.0 口(1) 截至 2013 年 12 月 31 日* 未開發土地由 Seaton-Jordan & AssociatesLtd 評估（截至 2013 年 12 月 31 日）
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2014 Operational Update
1 (1.0 net) Montney well currently drilling at 91-F/94-B-16 pad 5 (5.0 net) Montney wells drilled to date in 2014 4 (4.0 net) Montney wells completed to date in 2014 All wells completed using open hole ball-drop technology 100% working interest 25 MMcf/d gas processing and condensate
stabilization facility at Townsend currently operational Increased access to Blair AltaGas plant capacity by 7 MMcf/d to
~40 MMcf/d Undergoing engineering study on up to 190 MMcf/d shallow-cut
refrigeration plant at Townsend, to be built in 2015 Production expected to increase to 13,500 boe/d in Q2 2014
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2014 年運營更新
目前在 41-F/94-B-16 區塊進行鑽探 2014 年迄今為止鑽探了 3 口（淨值 3.0 ） Montney 氣井 2014 年迄今為止完成了 2 口（淨值 2.0 ） Montney 氣井的鑽探 兩口（淨值 2.0 ） Montney 氣井現在正在完成鑽探 所有完井都採用裸眼投球技術 持有 100% 經營權利的 2500 萬立方英尺 / 天的 Townsend 天然氣加工和凝析油穩定設施目前可運營
將輸送到 Blair AltaGas 工廠的能力提高 700 萬立方英尺 / 天，至 ~4000萬立方英尺 / 天
開始 Townsend1.9 億立方英尺天的淺層製冷廠的工程研究，將在 2015年建設
預計 2014 年第二季度產量將增加至 13,500 桶油當量 / 天
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醒目並且持續儲量增長
2007到 2013 年期間儲量年複合增長 145% 每股儲量年複合增長 90%
每股儲量通過探明儲量加基本探明儲量總和除以當年基本加權平均股數計算而來。在截至2013 年年末的當年，探明儲量加基本探明儲量為 2.903 億桶油當量，公司總發行股份8850 萬股。
2007 2008 2009 2010 2011 2012 20130
50
100
150
200
250
300
350
0.00
0.50
1.00
1.50
2.00
2.50
3.00
3.50
0.040.15 0.15
0.64
1.96
2.17
3.28
Probable Reserves
Proved Reserves
P+P Reserves Per Share
储量
（百万
桶油当
量）
每股储
量（
桶油当
量/股
）
基本探明儲量
探明儲量
探明儲量加基本探明儲量 / 股290.3
mmboe
191.1mmboe
9
可觀並且持續的產量增長
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 E0
5,000
10,000
15,000
0
50
100
150
Gas
Oil & Liquids
Production Per Million Shares
产量
（桶
油当
量/天
）
桶油当
量/天除以百万
股
天然氣
石油 &液體
每百萬股產量
2007到 2013 年期間產量年複合增長 131% 2007到 2013 年期間每百萬股產量年複合增長 67%
每百萬股產量通過將期內平均產量除以同期基本加權平均股數計算得來。 2013 年平均產量為 8,693 桶油當量 / 天，公司已發行的基本加權平均股數為 8840 萬股。
13,00桶油當量 /
天
8,693桶油當量 / 天
10
Natural Gas Hedging: Risk Management Strategy
15.7 MMcf/d average fixed AECO price of $4.00/Mcf in Q1 2014
22.1 MMcf/d average fixed AECO price of $4.09/Mcf in Q2 2014
23.7 MMcf/d average fixed AECO price of $4.14/Mcf in Q3 2014
23.7 MMcf/d average fixed AECO price of $4.14/Mcf in Q4 2014
23.7 MMcf/d average fixed AECO price of $4.34/Mcf in Q1 2015
Painted Pony’s 2014 budget price of $3.71/Mcf*
*GLJ Oct. 1, 2013 annual average 2014 pricing NYMEX $4.00/MMBtu US (CDN $3.71/MMBtu AECO)
11
天然氣對沖操作：風險管理策略 2014 年第一季度 1570 萬立方英尺 / 天，
AECO 平均定價 $4.00/百萬立方英尺 2014 年第二季度 2210 萬立方英尺 / 天，
AECO 平均定價 $4.09/百萬立方英尺 2014 年第三季度 2370 萬立方英尺 / 天，
AECO 平均定價 $4.14/百萬立方英尺 2014 年第四季度 2370 萬立方英尺 / 天，
AECO 平均定價 $4.14/百萬立方英尺 2015 年第一季度 2370 萬立方英尺 / 天，
AECO 平均定價 $4.34/百萬立方英尺 Painted Pony公司 2014 年預算價格為 $3.71/百萬立
方英尺 **GLJ2013 年 10 月 1 日， NYMEX2014 年年平均價格 4.00 美元 / 百萬英熱單位（ AECO 價格 3.71 加元 / 百萬英熱單位）
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加拿大西海岸 LNG機會
Squamish
2013-2030 年期間建設的新的液化天然氣工廠將控制 52% 的全球 LNG 產量，以滿足供需缺口 (2)
加拿大西海岸的 LNG 通過海運出口到亞洲重要市場運輸時間最短
平均環境溫度低 6 度導致液化過程中的能源消耗減少 20%-30%
加拿大的大型上游和中游油氣行業使生產商不會出現成本增加
國家能源局批准了六個加拿大西海岸的 LNG 出口項目，總出口能力達到 ~143 億立方英尺 / 天，另外三個該地區的 LNG 工廠項目正在審批中，有望帶來 ·60 億立方英尺 / 天的出口能力
全球 LNG供應挑戰 (1)
~230亿立方英尺 / 天
《英國天然氣公司对 WoodMackenzie 數據的解讀》， 2012 年 8 月《 LNG 特殊報告》， 2012 年 12 月
Vancouver
Fort St. John
Prince George
Spectra Mainline 36” and 30”
PNG Mainline 10” Monteny趨勢帶
太平洋
Fort Nelson
Kitimat
AB
Sumas
PPY 地塊
卑詩省
TransCanada Shell 42”殼牌泛加項目
英國天然氣集團 Spectra 項目
TransCanadaPetronas
馬石油泛加拿大項目
42”雪佛龍 -Apache獲批的管道
Prince Rupert
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PPY 在 Montney 的優勢
British Columbi
a
按照國內天然氣價格，優越的回報率
大規模連續的地塊，全部位於卑詩省（“卑詩省優勢”）
高開採權益 位於現有或計劃中的管道沿線 優等級、液体豐富的輕質天然氣，
液體帶來的價值高，加工成本低 低運營和運輸成本 全年通行 優越的權利金結構 針對 LNG 出口的絕佳天然氣熱值
通往西海岸 LNG 項目的清晰視線
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PPY Montney– 迄今為止的巨大進步
Painted Pony 的 Daiber d-44-C Montney 氣井 100 英尺擴口試驗
2450 萬立方英尺 / 天 @ 2,700磅 / 平方英寸
129,600 淨英畝 (203 淨段 )L
73% 的平均開採權益 迄今為止鑽探了 52 口（淨值 33.7 口）
Montney水平井 2013 年第四季度天然氣和天然氣 - 液體產
量 ~5000 萬立方英尺當量（ ~8,230 桶油當量 / 天）
每口水平井權利金補助 ~$220 萬，與此相對，卑詩省 Montney東部每口水平井補助~$80 萬
PPYMontney 項目
15
我們在 Montney 的優勢
PPY 地塊位於 Montney 的有利位置 – 厚的、疊加的、超壓以及液體豐富的天然氣
極厚 – 平均厚度超過 300米，至多 500米厚
疊加油藏層證明了商業價值 – Montney上、中以及底層
降低成本及提高氣井表現 – 2013 年採用裸眼投球完井技術， 2014 年驗證
PPY 氣井表現位於前 10%- 在所有卑詩省 Montney 的生產商中
全面充氣 –不含水
超高壓 –相當於正常氣壓的 1.6倍以上
高液體含量 –可回收 C3+ 平均為 13 桶 /百萬立方英尺 G
完美的英熱單位熱值 –出口銷售的 LNG達到 1,080英熱單位 /千立方英尺
16
Horn River
300米厚 R
上層
中層
底層
未來水平層 可開發氣柱
厚度相等的情況下
超常的疊加天然氣資源區塊
Montney PPY Montney特徵 輕質天然氣（不含硫化氫） 二氧化碳含量低 熱含量高 液體含量高 全年通行Horn River特徵 含硫氣（硫化氫含量高） 二氧化碳含量高 熱含量低 幹氣（不含液體） 只有冬天通行
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疊加可開採水平層 -顯著去風險
來源：公司記錄以及 geoSCOUT 。上文中披露的生產率為測試生產率，並不一定對目前生產率有指示意義。
Blair
Cypress
Daiber
Townsend
PPY 土地PPY 運營的氣井PPY 還沒運營的氣井Montney競爭對手的氣井
PPY 鑽井測試結果 PPY參與了 Montney共 52 口（淨值 33.7 ）水平井
Montney上層 平均測試生產率峰值 700 萬立方英尺 / 天 最高測試生產率峰值 1080 萬立方英尺 / 天
Montney 中層 平均測試生產率峰值 800 萬立方英尺 / 天 最高測試生產率峰值 1390 萬立方英尺 / 天
Montney底層 平均測試生產率峰值 830 萬立方英尺 / 天 最高測試生產率峰值 2450 萬立方英尺 / 天
WestBlair
d-C44-C/94-B-16測試生產率 1080 萬立方英尺 / 天d-D44-C/94-B-16管道流量 1480 萬立方英尺 / 天
a-A11-J/94-B-09 lower Montney800 萬立方英尺 / 天以及 160 桶 / 天液體產量 1460 桶油當量 / 天
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Montney 儲量及表外資源量 *(2013 年 12 月 31 日 )
探明加基本探明儲量 G
淨現值 $14 億（ 10% ） 1.7 萬億立方英尺當量（ 2.85 億桶油當量） 包含 2010 萬桶可回收的天然氣液體 (C3+)，平
均品位 13 桶 /百萬立方英尺 17% 的土地已經登記在探明加基本探明儲量中
具有經濟開採價值的表外資源量最高估測值 G
淨現值 $47 億（ 10% ） 7.0 萬億立方英尺當量（ 11.7 億桶油當量） 包含 8280 萬桶天然氣液體
遠景資源量最高估測值 G
淨現值 $170 萬（ 10% ） 7.3 萬億立方英尺當量（ 12.19 億桶油當量） 包含 8620 萬桶天然氣液體
PPY Montney 儲量和資源量地圖
~54% 的 PPY 土地目前已經包含在探明和基本探明儲量以及表外資源量中 G
BlairWest Blair
Daiber
Townsend
Cypress
Legend
Wells
Drilled Wells
Montney
2P - 3 Layers2P - 1 or 2 LayersContingent
Prospective Resources
Montney 100% WI Montney 40-90% WIMontney 20% WI
19
通過技術進步繼續降低成本
1 2 3 4 5 60
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000投球完井与桥塞完井的对比
a-A91-F/94-B-16 (Ball-Drop)
a-91-F/94-B-16 (Perf & Plug)
Production Month
生产
率（千
立方英尺
/天）
IP30d 提高 38%
P180d 提高 36%
a-A91-F/94-B-16 投球完井測試生產率峰值： 870 萬立方英尺 / 天 (1,870 桶 / 天 )
累計產量 : 180 天內 9.08 億立方英尺
a-91-F/94-B-16橋塞完井測試生產率峰值： 670 萬立方英尺 / 天 (1,450 桶 / 天 )
累計產量 : 180 天內 6.67 億立方英尺
PPY- 運用投球完井
Blair 14-F (1)
Daiber 44-C (2)
Townsend: 11-J (2)56-H (2)
迄今為止，利用投球系統相比橋塞 完井（ 8 口鑽井，淨值 7.5 ）平均每口鑽井節約成本：
$750,000
Blair 91-F (1)
Blair 41-F (2)
20
PPY Blair-
Townsend Swan
Sundown
SunriseSunset
Groundbirch
Septimus
TownAltares Lily
Blueberry
行業領先的非常規卑詩省 Montney 氣井表現PPYBlair-Townsend 氣井表現排名前 10%:
首三個月平均生產率（ 520 萬立方英尺 / 天）
第一年平均生產率（ 370 萬立方英尺 / 天）
第 12個月生產率（ 270 萬立方英尺 / 天）
來源 :geoSCOUT12個月平均生產率 第 12個月平均生產率初期三個月平均生產率
下降 47%
21
位於高壓地區
向Montney 正常氣壓的近似過
渡
3) Septimus
Montney氣壓 / 深度圖
已建立的天然氣區的氣壓 -深度位置
壓力增強
Incr
easi
ng D
epth
Normal Pressure Reference Line
12) Town
2900 PSI 4350 PSI 5800 PSI
11) Blueberry
1) Parkland
2) Dawson
6) E. Swan7) W. Swan
4) Sunrise 5) Heritage
10) AltaresMontney北部高壓
區
Montney南部高壓區
1
2 34
56 8
10
7
9
8) Groundbirch9) Saturn
11 12
PPY 高壓Montney天然氣
超低壓
超高壓
高壓 :
>> 已發現的天然氣資源高 >> 高產 >> 下滑放緩
資料來源： GeoScout 、 Canadian Discovery 、 PPY 內部分析
北部高壓區
南部高壓區Graham
高壓界限
22
Montney 開發經濟效益 R
* GLJ 2013 年 10 月 1 日， NYMEX2014 年年平均價格 4.00 美元 / 百萬英熱單位（ AECO 價格 3.71 加元 / 百萬英熱單位） ** 投資或項目的內部回報率是“年化複合有效回報率”（使來自一個特殊投資的所有現金流淨現值等於零）
$720 萬 鑽井、完井、設備和封口開支 550 萬立方英尺 / 天 前 30 天生產率 70 億立方英尺 探明加基本探明儲量 / 鑽井 R
14 桶 /百萬立方英尺 液體物（凝析油、丁烷、丙烷） $710 萬 每個鑽井淨現值（ 10% ） *
46.7% 內部回報率 **
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 180
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000 PPY Montney 气井产量按地区Lower Montney (23 wells)
Middle Montney (6 wells)
Upper Montney (14 wells)
6 Bcf Type Well
7 Bcf Type Well
生产月
生产
率（千
立方英尺
/天
）
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 180
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000 PPY Montney气井平均产量Average of all PPY Montney Wells
Ball-Drop Completions (6 Wells)
6 Bcf Type Well
7 Bcf Type Well
生产月
生产
率（千
立方英尺
/天
）
23
Montney 項目開發經濟效益對淨價的敏感度 R
按照 10% 的折現率，淨現值 $7100 萬內部收益率 46.7%
NYMEX 淨價$5.00
NYMEX 淨價 $5.50
NYMEX 淨價 $4.50
NYMEX 淨價 $4.00
NYMEX 淨價 $3.50
NYMEX 淨價 $3.00
PPY 目前平均每個氣井 *
探明加基本探明儲量 / 井： 70 億立方英尺 R
液體： 14 桶 / 百萬立方英尺IP30:550 萬立方英尺 / 天鑽井、完井和封口成本： $720 萬
NYMEX 淨價敏感度
2014 年 NYMEX 價格 $4.53
* 五年計劃中假定 NYMEX 天然氣價格將由 2014 年的 4 美元 / 百萬英熱單位上漲到 2018 年的 4.90 美元 / 英熱單位。
NYMEX4.53 美元，加拿大國家銀行， 2014 年 3 月 6 日
24
2014 Montney Development Plan
2014 activities with $140 million in capital and interest costs… Drill 18 (17.0 net) Montney wells & complete using ball-drop technology Completed construction of 100% working interest, 25 MMcf/d gas
dehydration and condensate stabilization facility at Townsend Expand the Daiber gas facility from 25 MMcf/d to 50 MMcf/d in Q3 2014 Initiated engineering study on 190 MMcf/d capacity refrigeration facility
at Townsend to be built in 2015
…estimated to generate… $100 million cash flow 13,000 boe/d average production
…and resulting in $85 million in net debt outstanding at year end 2014 with a debt to
trailing cash flow ratio of 0.9x
25
Montney 2014 年開發計劃2014 年活動，資本和利息成本 $ 1.4 億… 在 Montney進行 18 口鑽井（淨值 17 口），利用投球技術完井 完成建設擁有 100% 經營權利、 2500 萬立方英尺 / 天的 Townsend 天然氣脫水以及凝析油穩定裝置
2014 年第三季度 Daiber 天然氣廠處理能力將由 2500 萬立方英尺擴大到5000 萬立方英尺
啟動 1.9 億立方英尺 / 天的 Townsend製冷設備的工程研究工作，將於 2015年建造…預計將產生… $1000 萬現金流 13,000 桶油當量 / 天的產量…並帶來 到 2014 年年末未償還淨債務 $8500 萬，債務與往績現金流比率為 0.9倍
26
Montney 產量增長模式
年份Montney
鑽井淨值資本和利息 |
（ $百萬）現金流
（ $百萬）年末債務
（ $百萬）平均總產量
（桶油當量 / 天） 債務現金流比率
NYMEX 價格（
4/百萬英熱單位）
2014 17 140 100 85 13,000 0.9x 4.00
2015 32 294 160 219 20,500 1.4x 4.42
按照五年計劃， 2018 年年末生產率達到 ~100,00 桶油當量 / 天 2014 至 2018 年產量年複合增長率 ~64%
27
驚人的總生產成本
大宗商品目前價格水平下優越的盈利潛力 2014 年 1 月 PPY 在卑詩省東北部獲得的價格預測 *
誘人的運營淨回值，按照 2014 年 1 月 AECO4.42 加元 /千立方英尺的價格，運營淨回值 3.21 加元 /千立方英尺當量 *
Series10.00
1.00
2.00
3.00
4.00
5.00
$/立
方英尺当
量
$1.62/千立方英尺當量 **
運營及運輸成本加上權利金
$3.21/千立方英尺當量運營淨回值
* 2014 年 1 月 PPY 實現 $4.83/ 千立方英尺當量的價格** 2014 年 1 月平均水平
PPY2014 年 1 月獲得的價格預測 *
運營及運輸成本加上權利金 =2014 年 1 月平均為 1.62 加元 /千立方英尺當量
2014 年北美天然氣價格預期
NYMEX 歷史價格NYMEX 期貨GLJ ， 2014 年 1 月 1 日
28
2014: drill 6 (6.0 net) Montney wells Completed 2 (2.0 net) wells in Q1 2014 that were
drilled in Q4 2013
New Montney gas producer: a-B11-J/94-B-09 lower Montney producing 2 (2.0 net) new wells flowing at 12.0 MMcf/d Additional condensate of 480 bbls/d
New 2014 Townsend facility: Completed on time and on budget 25 MMcf/d (100% PPY) Existing third party facility access
10-12 MMcf/d
Future 2015 facility Up to 190 MMcf/d
Spectra T-North Pipeline
Facility operational Q2 2014: 25 MMcf/dFuture facility: 2015: 190 MMcf/d
2014 locationsPreviously Drilled HZ WellsFacilities
100% WI40%-83% WI20% WI
U. & L. Montney wellsFlowing at 12.0 MMcf/dCondensate of 480 bbls/d
Townsend
29
2014 年：在 Montney 鑽探 6 口（淨值 6 口）氣井 2014 年第一季度完成 2013 年第四季度開鑽的 2 口
（淨值 2 口）氣井 Montney 新的天然氣生產商 :
Montney底層的 a-A11-J/94-B-09 正在生產 2 口（淨值 2 口）新的氣井流量達到 1200 萬立方英尺 / 天
還有 480 桶 / 天的凝析油 2014 年 Townsend 的新設施 :
在預算範圍內按時完成 2500 萬立方英尺 / 天（ PPY100% 所有） 現在可利用的第 三方加工設施： 1000-1200 萬立方英尺 / 天
未來 2015 年設施 多達 1.9 億立方英尺 / 天
Spectra T-North管道
運營設備2014 年第二季度 : 2500 萬立方英尺 / 天未來設備 :2015:1.9 億立方英尺 / 天
2014 年位置之前鑽探的水平井設備
100% WI40%-83% WI20% WI
a-A56-H/94-B-09Montney上層流量 1200 萬立方英尺 / 天凝析油 480 桶 / 天
Townsend
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Blair-Daiber
2014: drill 12 (11.0 net) Montney wells Drilled 5 (3.0 net) wells to date in 2014 and
completed 2 (2.0 net) wells Currently drilling 1 (1.0 net) wells
Blair well results: Completed 2 (2.0 net) wells at the 41-F/94-B-16
pad flowing at a combined rate of 20.8 MMcf/d Additional 15 bbls/MMcf of NGLs (312 bbls/d) Both wells completed using open hole
ball-drop technology
Facilities capacity: Future West Blair facility
25 MMcf/d compression & dehydration facility
AltaGas Blair Plant 65 – 78 MMcf/d capacity (~40 MMcf/d net to PPY)
Daiber 44-C/94-B-16 facility expansion From current 25 MMcf/d to 50 MMcf/d in Q3 2014
Spectra T-North Pipeline
West Blair Blair
Daiber
41-F/94-B-16 Pad2 (2.0 net) U. Montney wells20.8 MMcf/d combined rate
2014 LocationsPreviously Drilled HZ Wells 44 (26.6 net) Blair & Cameron to date
100% Working Interest Lands29%-80% Working Interest Lands20% Working Interest Lands
Drilling 1 (1.0 net) well
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Blair-Daiber
2014 年在 Montney 進行 12 口（淨值 11.0 口）鑽井 2014 年迄今為止鑽探了 5 口氣井（淨值 3.0 ），完成了 2 口（淨
值 2.0 ） 目前正在鑽探 1 口（淨值 1 口）井
Daiber 鑽井結果 : 在 41-F/94-B-16 區塊完成 2 口（淨值 2 口）氣井，總流量 2080
萬立方英尺 / 天 還有 15 桶 /百萬立方英尺的天然氣液體（ 312 桶 / 天） 兩口鑽井都已利用裸眼投球技術完井
設備能力 : 未來 West Blair 設施
2500 萬立方英尺 / 天的壓縮和脫水設施
AltaGas Blair 工廠 6500– 7800 萬立方英尺天加工能力 (~4000 萬立方英尺
/ 天淨歸 PPY 所有 )
Daiber44-C/94-B-16 設備擴能 由目前的 2500 萬立方英尺 / 天擴大到 2014 年第三季
度的 5000 萬立方英尺 / 天
Spectra T-North管道
West Blair Blair
Daiber
41-F/94-B-16 區塊在 U.Montney钻探 2 口（淨值 2 口）井總流量 2080 萬立方英尺 / 天
2014 年位置迄今為止，之前在 Blair& Cameron 鑽探的水平井 44 口（淨值 26.6 口）
擁有 100% 開採權益的土地擁有 29%-80% 開採權益的土地擁有 20% 開採權益的土地
鑽探 1 口 ( 淨值 1.0 口 )井
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Industry Transactions – Comparable Transactions*
Painted Pony 可比交易估值
收購交易 探明加基本探明儲量儲量指標
（ $/ 桶油當量）
埃克森 – Celtic 1.384 億桶油當量 ~$24.19/ 桶油當量 1
Petronas–Progress 3.23 億桶油當量 ~$17.93/ 桶油當量 2
Petronas–Talisman 6000 億立方英尺當量 ~$1.27/ 立方英尺當量 3
合資交易 淨英畝 平均指標（ $/英畝）
Talisman–Sasol 54,000 ~$36,700 - $41,2004
Encana–Mitsubishi 164,000 ~$15,0005 - $17,7006
Painted Pony相關資料
Painted Pony卑詩省儲量（探明加基本探明儲量） :
2.85 億桶油當量 (1.7 萬億立方英尺當
量 )G
Painted Pony 在 Montney 的淨權利 129,600 淨英畝 L
Painted Pony 可比價值
PPY 資產的隱含價值 : ~$19- 69 億 7
PPY 市值（ $10.00/ 股） : $9.0 億
1RBC Capital Markets, Celtic Exploration Ltd., 2012 年 10 月 18 日2FirstEnergy Capital, Progress Energy Resources Corp., 2012 年 7 月 30 日3FirstEnergy Capital, Talisman Energy Inc., 2013 年 11 月 11 日4FirstEnergy Capital, Talisman Energy Inc. 2011 年 3 月 11 日5Scotiabank GBM, Encana Corporation, 2012 年 2 月 21 日6FirstEnergy Capital, Encana Corporation, 2012 年 2 月 22 日7 儲量估值為 $1.72/ 千立方英尺和 $24.19/ 桶油當量，土地估值為 $15,000/ 英畝和 $41,200/ 英畝
* 上述價值預估是基於歷史交易指標，並不一定對公司土地目前的公允價值具有指導意義。
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Bakken資產 :向南擴張30英里 /50千米
Viewfield
Weyburn
Estevan
Kisbey
Huntoon
Midale
Flat Lake
HummingbirdTrough
OungreHoffer
Taylorton
加拿大
美國
Weyburn
Border Torquay Play
城市
Known Bakken 油藏
PPY 權益土地
2014 年 3個位置（淨值 1.6個）
Torquay 生產商
Torquay許可證
Tableland
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Painted Pony:賽馬比賽中的最佳馬匹優越的 Montney資產 按照國內天然氣價格，出色的經濟效益 大型、連續的地塊，全部位於卑詩省 高開採權益（ 73% ） 高效率、液體豐富的輕質天然氣井 通過考驗的低成本 Montney 天然氣田運營商液化天然氣項目的絕佳位置及時機 位於到加拿大和美國西海岸的現有和擬議管道沿線 1,080英熱單位 /標準立方英尺的完美天然氣熱值（對於轉化為液化天然氣） 加快產量及現金流增長 擴大加工能力以及由於液體增加所實現的價值可重複、吸引人的區塊經濟效益 利用目前的財務實力打造規模經濟
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附錄及聲明
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分析師追蹤分析師 機構 目標價 日期Jeremy McCrea AltaCorp Capital $14.00 2014 年 4 月 10 日
Anthony Petrucci Canaccord Genuity Corp. $16.00 2014 年 4 月 10 日
Adam Gill CIBC World Markets $10.25 2014 年 4 月 10 日
Garett Ursu Cormark Securities Inc. $17.00 2014 年 4 月 10 日
Cody Kwong FirstEnergy Capital $13.00 2014 年 3 月 27 日
Dan Payne National Bank Financial $12.00 2014 年 4 月 10 日
Ken Lin Paradigm Capital Inc. $12.00 2014 年 4 月 10 日
Michael Harvey RBC Capital Markets/ 加拿大皇家銀行資本市場 $12.00 2014 年 3 月 19 日
Cameron Bean Scotiabank Global Banking & Markets $12.00 2014 年 4 月 10 日
Michael Dembicki TDSecurities道明證券 $16.00 2014 年 3 月 10 日
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加拿大西海岸規劃的液化天然氣項目
Vancouver
Fort St. John
Prince George
Spectra Mainline 36” and 30”
PNG Mainline 10” Montney趨勢帶
太平洋
Fort Nelson
Kitimat
AB
Sumas
PPY 地塊
British Columbia卑詩省
TransCanada Shell 42”殼牌泛加項目
英國天然氣集團Spectra 項目
馬石油泛加拿大項目
42”雪佛龍 -Apache獲批的管道
Prince Rupert
規劃的 LNG 項目 產能 埃克森 -Imperial公司 WCC 液化天然氣項目
2022 ~40 億立方英尺 / 天
殼牌 - 中石油、三菱、韓國天然氣公司加拿大 LNG 項目2019 ~32 億立方英尺 / 天
尼克森 / 中海油 -Inpex, JGC合資項目2017 ~31 億立方英尺 / 天
英國天然氣集團魯伯特王子港 LNG 項目2020 ~29 億立方英尺 / 天
馬石油 - 日本石油勘探公司合資項目2018 ~26 億立方英尺 / 天
Kitsault Energy Ltd （私人公司）2018 ~26 億立方英尺 / 天
雪佛龍– ApacheLNG 項目2017 ~13 億立方英尺 / 天
AltaGas – Idemitsu公司 Triton 液化天然氣項目2017 ~3 億立方英尺 / 天
Pacific Oil & Gas公司 Woodfibre 液化天然氣項目2017 ~3 億立方英尺 / 天
所有申請項目總產能（國家能源局） ~203 億立方英尺 / 天Squamish
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Buckinghorse葉岩輕質天然氣資源區塊
* 來源：卑詩省能源、礦山和石油資源部油氣分部，《卑詩省油氣行業（ 2009 ）》– Yours to Explore管理層不能證實該預測出自合格的儲量評估人士，亦不能證實該預測得到審計或符合《加拿大油氣評估手冊》。
800 m
1,000 m
300 m
每 100米的厚度 600 億立方英尺 /段 *
PPY 地塊 800米厚 R
在 16-32 口鑽井 /段塊進行垂直開發
淺層區域， ~400米（ 1,300英尺）
低鑽探成本，預計低於 .<$50 萬 超壓（平均 0.5 psi/ 立方英尺） 高熱含量氣體 102,200 淨英畝 (160 淨段 )L
2014 年計劃壓裂 2 口（淨值 1口）氣井
該地區有 3 口鑽井進行了生產測試
PPY100% 所有的 Buckinghorse 權益PPY合資持有的 Buckinghorse 權益
充滿前景的 Buckinghorse管道Buckinghorse 測試
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PPY Corporate Overview/PPY公司概覽法律顧問 Burstall Winger LLP
審計 KPMG LLP畢馬威會計師事務所
評估工程師 Sproule Associates LimitedGLJ Petroleum Consultants Ltd.
銀行 National Bank of Canada 加拿大國家銀行Alberta Treasury Branch阿爾伯塔省財政部Canadian Imperial Bank of Commerce 加拿大帝國商業銀行
公司辦公室1800, 736 – 6th Avenue SW, Calgary, AB T2P 3T7
投資者免費電話 1 (866) 975-0440
電話 (403) 475-0440 傳真 (403) 238-1487
40
尾註MM: 百萬
R: 公司內部估測結果，由非獨立的合格儲量評估機構提供， 2013 年 11 月 8 日生效
L: 2014 截至 2014 年 1 月 21 日的土地
G: GLJ Petroleum ConsultantsLtd. 提供的綜合報告，截至 2013 年 12 月 31 日
P: 總原地資源量由《加拿大油氣評估手冊》定義。總原地資源量指的是自然賦存儲集體中原始存在的油氣總量，包括截至某個給定日期已知儲集體中的估測油氣資源量，以及有待發現的儲集體中的估測油氣資源量。其中任何一部分資源量都不一定會被發現。如果被發現，這些資源量的任何一部分都不一定具有商業生產價值。 根據《加拿大油氣評估手冊》，“表外資源量”指的是截至某個給定日期利用現有技術或正在開發的技術可以從已知儲集體中開採但由於一個或更多限制因素目前被認為不具有商業開採價值的估測油氣總量。必須克服從而表外資源量可以重新歸類為儲量的限制因素可以分為經濟、非技術和技術因素。《加拿大油氣評估手冊》將非技術因素視為法律、經濟、環境、政治和監管因素，或缺少市場。有多個阻礙表外資源量歸類為儲量的非技術限制因素。阻礙公司表外資源量歸類為儲量的主要限制因素是目前開發尚處於初期階段。通常需要更多的鑽井、完井和測試資料才能使 Painted Pony專心開發。也可以將表外資源量歸類為初期評估階段項目的已發現估測可采資源量。表外資源量將依據估測結果的確切程度進一步歸類，可能依據項目成熟度以及 / 或其經濟效益再細分。隨著更多的鑽探活動展開，預計表外資源量將登記為儲量。 表外資源量估測值（包括相應的稅前現值預測）只是估測出來的，實際結果可能大於或小於這裡提供的估測值。任何一部分這些資源量的生產並不一定是商業上或技術上可行的。 Painted Pony表外資源量估測值最顯著的積極和消極因素與該氣田目前正處於評估 /確定階段。實際資源量、生產力和資本開支可能高於或低於當前估測水平。為了確定資源規模和氣藏生產力從而使表外資源量升級為儲量，需要更多的鑽探和測試結果。
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Disclaimer免責聲明This presentation contains a summary of management’s assessment of results and should be read in conjunction with the Consolidated Financial Statements and related Management’s Discussion and Analysis for the year ended December 31, 2012, quarter ended September 30, 2013 and Annual Information Form for the year ended December 31, 2012, as filed on SEDAR. This presentation contains certain forward-looking statements, which include assumptions with respect to (i) drilling success; (ii) commodity prices; (iii) production; (iv) reserves; (v) future capital expenditures; (vi) future operating costs; (vii) availability of gas processing facilities; (viii) cash flow; and (ix) potential markets for the Company’s production. The reader is cautioned that assumptions used in the preparation of such information may prove to be incorrect.
Certain information regarding the Company set forth in this document, including statements regarding management’s assessment of the Company’s future plans and operations, the planning and development of certain prospects, production estimates, reserve estimates, productive capacity and economics of new wells, undeveloped land holdings and values, capital expenditures and the timing and allocation thereof (including the number, location and costs of planned wells), facility expansion plans, the total future capital required to bring undeveloped proved and probable reserves onto production, and expected production growth, may constitute forward-looking statements under applicable securities laws and necessarily involve substantial known and unknown risks and uncertainties. These forward-looking statements are subject to numerous risks and uncertainties, certain of which are beyond the Company’s control, including without limitation, risks associated with oil and gas exploration, development, exploitation, production, marketing and transportation, loss of markets, the impact of general economic conditions, industry conditions, volatility of commodity prices, currency fluctuations, environmental risks, competition, the lack of availability of qualified personnel or management, inability to obtain drilling rigs or other services, capital expenditure costs, including drilling, completion and facility costs, unexpected decline rates in wells, wells not performing as expected, stock market volatility, delays resulting from or inability to obtain required regulatory approvals and ability to access sufficient capital from internal and external sources, the impact of general economic conditions in Canada, the United States and overseas, industry conditions, changes in laws and regulations (including the adoption of new environmental laws and regulations) and changes in how they are interpreted and enforced, increased competition, fluctuations in foreign exchange or interest rates and market valuations of companies with respect to announced transactions and the final valuations thereof. Readers are cautioned that the foregoing list of factors is not exhaustive. The Company’s actual results, performance or achievement could differ materially from those expressed in, or implied by, these forward-looking statements and, accordingly, no assurance can be given that any of the events anticipated by the forward-looking statements will transpire or occur, or if any of them do so, what benefits the Company will derive therefrom. All subsequent forward-looking statements, whether written or oral, attributable to the Company or persons acting on its behalf are expressly qualified in their entirety by these cautionary statements. Additional information on these and other factors that could affect the Company’s operations and financial results are included in reports on file with Canadian securities regulatory authorities and may be accessed through the SEDAR website (www.sedar.com) or the Company’s website (www.paintedpony.ca), including the Company’s Annual Information Form and MD&A for the year ended December 31, 2012.
The forward-looking statements contained in this document are made as of the date on the front page and the Company assumes no obligation to update publicly or to revise any of the included forward-looking statements, whether as a result of new information, future events or otherwise, except as may be required by applicable securities laws. Certain information contained herein is based on, or derived from, information provided by independent third-party sources. The Company believes that such information is accurate and that the sources from which it has been obtained are reliable. The Company cannot guarantee the accuracy of such information, however, and has not independently verified the assumptions on which such information is based. The Company does not assume any responsibility for the accuracy or completeness of such information.
This document also contains future-oriented financial information and financial outlook information (collectively, "FOFI") about prospective results of operations, future net revenue, share capital, cash flows, and components thereof, all of which are subject to the same assumptions, risk factors, limitations, and qualifications as set forth in the above paragraphs. FOFI contained in this document was made as of the date of this document and was provided for the purpose of providing information about management's current expectations and plans relating to the future. The Company disclaims any intention or obligation to update or revise any forward looking statements or FOFI contained in this document, whether as a result of new information, future events or otherwise, unless required pursuant to applicable securities law. Readers are cautioned that the forward looking statements and FOFI contained in this document should not be used for purposes other than for which it is disclosed herein. The forward looking statements and FOFI contained in this Presentation are expressly qualified by this cautionary statement.
NON-GAAP MEASURESThis presentation contains financial terms that are not considered measures under generally accepted accounting principles (“GAAP”), such as operating netback and working capital. These measures are commonly utilized in the oil and gas industry and are considered informative for management and stakeholders. Specifically, operating netback reflects revenues less royalties and transportation and operating costs divided by production for the period. Painted Pony's method of calculating operating netbacks may not be comparable to that used by other companies. Operating netbacks should not be viewed as an alternative to cash flow from operations or other measures of financial performance calculated in accordance with GAAP. Net working capital is calculated as current assets less current liabilities as at the date of the balance sheet.
Included in this presentation are estimates of the Company's 2014-2018 cash flow which is based on various assumptions as to production levels, commodity prices and other assumptions and in the case of the years other than 2013 are provided for illustration only and are based on budgets and forecasts that have not been finalized and are subject to a variety of contingencies including prior years results. To the extent such estimates constitute a financial outlook, they were approved by management of the Company in February 2013 and are included to provide readers with an understanding of the Company's anticipated cash flow based on the capital expenditures and other assumptions described and readers are cautioned that the information may not be appropriate for other purposes.
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Disclaimer免責聲明NOTE REGARDING RESERVES DISCLOSURE
The reserves and resources estimates contained herein, including the corresponding estimates of future net revenues, are estimates only and the actual results may be greater than or less than the estimates provided herein. There is no certainty that it will be commercially viable to produce any portion of the resources.
"Contingent Resources" is defined in the Canadian Oil and Gas Evaluation Handbook as those quantities of petroleum estimated, as of a given date, to be potentially recoverable from known accumulations using established technology or technology under development, but which are not currently considered to be commercially recoverable due to one or more contingencies. Contingencies may include factors such as economic, legal, environmental, political, and regulatory matters, or a lack of markets. It is also appropriate to classify as Contingent Resources the estimated discovered recoverable quantities associated with a project in the early evaluation stage. Contingent Resources are further classified in accordance with the level of certainty associated with the estimates and may be subclassified based on project maturity and/or characterized by their economic status.
BOEs may be misleading, particularly if used in isolation. A BOE conversion ratio of 6 Mcf: 1 bbl is based on an energy equivalency conversion method primarily applicable at the burner tip and does not represent a value equivalency at the wellhead. Given the value ratio based on the current price of crude oil as compared to natural gas is significantly different from the energy equivalency of 6 Mcf: 1 bbl, utilizing a conversion ratio at 6 Mcf: 1 bbl may be misleading as an indication of value. Mcfes may be misleading, particularly if used in isolation. A Mcfe conversion ratio of 1 bbl: 6 Mcf is based on an energy equivalency conversion method primarily applicable at the burner tip and does not represent a value equivalency at the wellhead. Given the value ratio based on the current price of natural gas as compared to crude oil is significantly different from the energy equivalency of 1 bbl: 6 Mcf, utilizing a conversion ratio at 1 bbl: 6 Mcf may be misleading as an indication of value.
The estimated values of future net revenue disclosed in this presentation, whether calculated with or without a discount rate, do not represent fair market value. The estimates of reserves and future net revenue for individual properties may not reflect the same confidence level as estimates of reserves and future net revenue for all properties, due to the effects of aggregation.
In this presentation, information has been provided with respect to certain production information for lands and wells which is "analogous information" as defined applicable securities laws. This analogous information is derived from publicly available information sources which Painted Pony believes are predominantly independent in nature. Some of this data may not have been prepared by qualified reserves evaluators or auditors and the preparation of any estimates may not be in strict accordance with Canadian Oil & Gas Evaluation Handbook. Regardless, estimates by engineering and geo-technical practitioners may vary and the differences may be significant. Painted Pony believes that the provision of this analogous information is relevant to Painted Pony's activities, given its acreage position and operations (either ongoing or planned) in the area in question, however, readers are cautioned that there is no certainty that any of the development on Painted Pony's properties will be successful to the extent in which operations on the lands in which the analogous historical production information is derived from were successful, or at all.
The well test results disclosed in this presentation represent short-term results, which may not necessarily be indicative of long-term well performance or ultimate hydrocarbon recovery therefrom. In this presentation, “working interest” reserves are calculated as the Company’s share of reserves, excluding royalty interest reserves and before the deduction of royalty burdens payable. The reserves report was prepared utilizing definitions as set out under NI 51-101 – Standards of Disclosure for Oil and Gas Activities.
