February 2012
Forward‐looking StatementsThis  presentation  contains  forward-looking  information  and  forward‐looking  statements  wi...
ProductionExplorationGrowth              3
OpportunityConventional Production• Copper Moki‐1 produced an average of 500 bbl/d & 860 mcf/d1 between Dec 10,    2011 an...
2011 Achievements / 2012 Plan2011 Achievements Capture dominant land position in 2 basins in New Zealand    High impact ...
Corporate ProfileCommon Shares Outstanding                             100.6 millionOptions (Exercisable at $1.03)        ...
Experienced Management Team                                 John A. Greig                D. Kenneth Truscott           Ham...
Asset OverviewPermit               Working       Net Acres       Prospective                      Interest                ...
Taranaki Basin                 9
Taranaki Basin• Proven hydrocarbon                                                        169,949                         ...
Taranaki Basin• Copper Moki‐1    • Averaged 500 bbl/d + 860 mcf/d1 almost       entirely through a 20/64th choke (Dec 10, ...
Top Tier Netbacks• Brent pricing environment• Close to open access infrastructure, tanking facility and natural gas pipeli...
Taranaki Basin – Exploration Model• Identify prospects using   proprietary database and   technical expertise• Target Mt. ...
Near‐term Copper Moki Focus       Seismic Cross Section Cheal ‐ Copper Moki ‐ Taranaki Thrust Fault ZoneA                 ...
Exploration InventoryPrimary Formation               Leads         Wells/Lead      Potential Inventory                    ...
East Coast Basin                   16
East Coast Basin• World‐class resource potential in   multiple shale packages                                             ...
East Coast Basin – Exploration • Over 300 oil and gas seeps   sourced back to two shale   formations• Advancing technical ...
East Coast Basin Shale Potential                                              Waipawa            Whangai              Bakk...
Adding Value in 2012Taranaki Basin• Repeat exploration success   • Achieve long‐term production from Copper Moki‐2   • Dri...
Appendix           21
New Zealand Advantage• Proven hydrocarbon systems   with multi‐zone potential• Brent pricing environment   with top‐tier n...
New Zealand Market for Oil & GasNew Zealand Market for Oil                                   Oil Infrastructure• Significa...
Management Team        Name                                     Expertise                                                 ...
Board of Directors      Name                                Expertise                                                  Exp...
New Zealand Technical Team    Name          Qualifications                                      ExpertiseDr. Ian Brown    ...
Cautionary Note Regarding Resource EstimatesA prospective resource is defined as those quantities of petroleum estimated, ...
Contact NZECCorporate Head OfficeJohn Proust, Chief Executive OfficerBruce McIntyre, PresidentNA Toll‐free: 1‐855‐601‐2010...
Upcoming SlideShare
Loading in …5
×

New Zealand Energy Presentation February 2012

1,469 views

Published on

New Zealand Energy Corp.'s corporate presentation

0 Comments
0 Likes
Statistics
Notes
  • Be the first to comment

  • Be the first to like this

No Downloads
Views
Total views
1,469
On SlideShare
0
From Embeds
0
Number of Embeds
739
Actions
Shares
0
Downloads
8
Comments
0
Likes
0
Embeds 0
No embeds

No notes for slide

New Zealand Energy Presentation February 2012

  1. 1. February 2012
  2. 2. Forward‐looking StatementsThis  presentation  contains  forward-looking  information  and  forward‐looking  statements  within  the  meaning  of  applicable  securities  legislation  (collectively “forward‐looking  statements”).  The  use  of  any  of  the  words  “expand”,  “repeat”,  “increase”,  “unlock”,  “build”,  “de‐risk”,  “target” and  similar  expressions  are intended to identify forward‐looking statements. These statements involve known and unknown risks, uncertainties and other factors that may cause actual results or  events  to  differ  materially  from  those  anticipated  in  such  forward‐looking  statements.  The  Corporation  believes  the  expectations  reflected  in  those  forward‐looking statements are reasonable, but no assurance can be given that  these  expectations  will  prove  to  be  correct.  Such  forward‐looking  statements  included  in the  presentation  should  not  be  unduly  relied  upon.  These  statements  speak  only  as  of  the  date  of  the  presentation.  The  presentation  contains  forward‐looking statements pertaining to the following: business strategy, strength and focus; the granting of regulatory approvals; the timing for receipt of regulatory approvals; the  resource  potential  of  the  Properties;  the  estimated  quantity and  quality  of  the  Corporation’s  oil  and  natural  gas  resources;  projections  of  market  prices  and costs and the related sensitivity of distributions; supply and demand for oil and natural gas; expectations regarding the ability to raise capital and to continually add to  resources  through  acquisitions  and  development;  treatment  under  governmental  regulatory  regimes  and  tax  laws,  and  capital  expenditure  programs; expectations  with  respect  to  the  Corporation’s  future  working  capital  position;  capital  expenditure  programs; and  abandonment  and  reclamation  costs.  With respect to forward‐looking statements contained in the presentation, assumptions have been made regarding, among other things: future commodity prices; the Corporation’s ability to obtain qualified staff and equipment in a timely and cost‐efficient manner; the impact of any changes in New Zealand law; the regulatory framework governing royalties, taxes and environmental matters in New Zealand and any other jurisdictions in which the Corporation may conduct its business in the  future;  the  ability  of  the  Corporations  subsidiaries  to  obtain  subsequent  mining  permits,  access  rights  in  respect  of  land  and  resource  and  environmental consents;  the  recoverability  of  the  Corporation’s  crude  oil,  natural  gas  and  natural  gas  liquids  resources;  the  applicability  of  technologies  for  recovery  and production  of  the  Corporation’s  oil,  natural  gas  and  natural  gas  liquids  resources;  the  Corporation’s  future  production  levels;  the  Corporation’s  ability  to  market crude  oil,  natural  gas  and  natural  gas  liquids  production;  future  development  plans  for  the  Corporation’s  assets  unfolding  as  currently  envisioned;  future  capital expenditures  to  be  made  by  the  Corporation;  future  cash  flows  from  production  meeting  the  expectations  stated  herein;  future  sources  of  funding  for  the Corporation’s capital program; the Corporation’s future debt levels; geological and engineering estimates in respect of the Corporation’s resources; the geography of the areas in  which  the  Corporation  is  exploring;  the  impact  of  increasing  competition  on  the  Corporation;  and  the  Corporation’s  ability  to  obtain  financing  on acceptable terms, or at all. Actual results could differ materially from those anticipated in these forward‐looking statements as a result of the risk factors set forth below  and  elsewhere  in  the  presentation:    the  speculative  nature  of  exploration,  appraisal  and  development of  oil  and  natural  gas  properties;  uncertainties associated with estimating oil and natural gas resources; changes in the cost of operations, including cots of extracting and delivering oil and natural gas to market, that affect potential profitability of oil and natural gas exploration; operating hazards and risks inherent in oil and natural gas operations; volatility in market prices for oil and natural gas; market conditions that prevent the Corporation from raising the funds necessary for exploration and development on acceptable terms or at all; global financial market events that cause significant volatility in commodity prices; unexpected costs or liabilities for environmental matters; competition for, among  other  things,  capital,  acquisitions  of  resources,  skilled  personnel,  and  access  to  equipment  and  services  required  for  exploration,  development  and production; changes in exchange rates, laws of New Zealand or laws of Canada affecting foreign trade, taxation and investment; failure to realize the anticipated benefits of acquisitions; and other factors. Readers are cautioned that the foregoing list of factors is not exhaustive. Statements relating to “resources” are deemed to  be  forward‐looking  statements,  as  they  involve  the  implied  assessment,  based  on  certain  estimates  and  assumptions,  that  the  resources  described  can  be profitably  produced  in  the  future. The  forward‐looking  statements  contained  in  the  presentation  are  expressly  qualified  by  this  cautionary  statement.  Except  as required  under  applicable  securities  laws,  the  Corporation  does  not  undertake  or  assume  any  obligation  to  publicly  update  or  revise  any  forward‐looking statements.   2
  3. 3. ProductionExplorationGrowth 3
  4. 4. OpportunityConventional Production• Copper Moki‐1 produced an average of 500 bbl/d & 860 mcf/d1 between Dec 10,  2011 and Feb 21, 2012• Copper Moki‐2 produced 5,318 bbl and 4,158 mcf1 over first 5 days of extended  flow test between Feb 17, 2012 and Feb 21, 2012 >>> ~1,200 boe/d (88% oil)• Top‐tier operating netback of ~US$90 per barrel2High Impact Exploration• Currently drilling Copper Moki‐3, with Copper Moki‐4 targeted for Q2‐2012 • Inventory of 3D defined drill‐ready targets: 7 targets identified, up to 4 wells per  target, with potential of up to 1 million bbl recoverable per wellLarge Portfolio• 2 million net acres with both conventional and unconventional targets3• Large prospective resource base: 203 MM bbl conventional, 478 MM bbl  unconventional4,5Growth• Expanding portfolio with acquisitions and partnerships• Using North American technology to unlock production potential of  unconventional resources 1. Marketing of natural gas is subject to completion of a pipeline. 2. Assuming US$110 Brent oil price. NZEC calculates the netback as the oil  sale price less fixed and variable operating costs and a 5% royalty. 3. Approximately 1 million net acres granted across four permits. East  Cape permit, covering 1,067,495 acres, is pending Crown approval. 4. AJM Petroleum Consultants Net Prospective Resource (best estimate).  See Cautionary Note Regarding Resource Estimates. 5. Assumes NZEC completes requirements to earn full 65% interest in Alton Permit.  4
  5. 5. 2011 Achievements / 2012 Plan2011 Achievements Capture dominant land position in 2 basins in New Zealand  High impact conventional basin and highly prospective shale play Prove conventional geological model Production and cash flow2012 Plan Repeat success in conventional basin  Drill up to 10 exploration wells  increase reserves, production  and cash flow Unlock potential of shale resources Target exit rate 3,000 boe/d 5
  6. 6. Corporate ProfileCommon Shares Outstanding 100.6 millionOptions (Exercisable at $1.03) 5.8 millionAdvisor Warrants (Exercisable at $1.00) 0.7 millionFully Diluted Shares Outstanding 107.1 millionMarket Capitalization (FD) (at Feb 21, 2012) ~$290 millionWorking Capital (at Jan 31, 2012) ~$14.5 millionInsider Ownership (FD) ~40%IPO – August 2011 $1.00/share52 Week High / Low $2.97 / $0.90Average Volume (last 3 months) ~495,000 shares/day 6
  7. 7. Experienced Management Team John A. Greig D. Kenneth Truscott Hamish J. Campbell Chairman, Director Director Director (42 years experience) (30 years experience) (26 years experience) John G. Proust Bruce G. McIntyre CEO, Director President, Director (26 years experience) (31 years experience) Ian Brown Cliff Butchko Jeff Redmond Eileen Au Celeste Curran Rhylin Bailie Chief Operating  Chief Operating  VP, Corporate &  VP, Communications  Senior VP Chief Financial Officer Corporate Secretary Officer Officer Legal Affairs & Investor Relations (30 years experience) (15 years experience) (10 years experience)(30 years experience)(30 years experience) (23 years experience) (16 years experience)• 3 Geologists• 2 Geophysicists North American experience partnered with • 2 Logistics Staff• 1 Land Manager 1 Office Manager New Zealand technical expertise 7
  8. 8. Asset OverviewPermit Working Net Acres Prospective  Interest Resource 1Eltham 100% 92,467 32.1 MM bbl ConventionalAlton 65%2 77,482 45.0 MM bbl Focus East CapeRanui  100% 223,087 40.5 MM bbl Conventional and Castlepoint  100% 551,045 208.6 MM bbl UnconventionalEast Cape 3 100% 1,067,495 355.4 MM bbl TargetsTotal Acreage 2,011,576 Alton Eltham1. Net Prospective Resource as identified by AJM Petroleum  Consultants (best estimate) assuming 9% recovery for Eltham  and Alton Permits and 2% recovery for Ranui, Castlepoint and  Castlepoint East Cape Permits.2. Assumes NZEC completes the requirements to increase its  interest in the Alton permit from 50% to 65%, as per an  Ranui agreement with L&M Energy Limited.3. East Cape permit pending Crown approval. 8
  9. 9. Taranaki Basin 9
  10. 10. Taranaki Basin• Proven hydrocarbon  169,949 Net acres 1 basin producing   ~130,000 boe/day from  18 fields• 2 permits with more    77.1 MM Barrels conventional  prospective resource 1,2 than 33 prospects• 2D seismic coverage:  60,666 km 843 MM Barrels OOIP 1,3• 3D seismic coverage:  5,702 km2 1. Assumes NZEC completes the requirements to increase its interest in the Alton permit from 50% to 65%, as per an  agreement with L&M Energy Limited. 2. Net Prospective Resource as identified by AJM Petroleum Consultants (best  estimate) assuming 9% recovery.  3. Net Undiscovered Petroleum Initially in Place (OOIP) as identified by AJM Petroleum  Consultants. See Cautionary Note Regarding Resource Estimates.  10
  11. 11. Taranaki Basin• Copper Moki‐1 • Averaged 500 bbl/d + 860 mcf/d1 almost  entirely through a 20/64th choke (Dec 10,  11 to Feb 21, 12) • Produced over 44,000 bbl since August  2011• Copper Moki‐2 • Produced 5,318 bbl and 4,158 mcf1 over  5‐day production test through a 24/64th CM‐1 and CM‐2 choke >>> ~1,064 bbl/d + 832 mcf/d1 discovery wells x  (Feb 17, 12 to Feb 21, 12)• Q1/Q2 ‐ 2012 • Drill Copper Moki‐3 • Drill Copper Moki‐4 • Build pipeline to market natural gas  production • Shoot 100 km2 of 3D seismic to further  define future drilling inventory• Q3/Q4 ‐ 2012 ~20,000 boe/d production • Drill 6 additional conventional wells surrounding NZEC permits 1. Marketing of natural gas is subject to completion of a pipeline.  11
  12. 12. Top Tier Netbacks• Brent pricing environment• Close to open access infrastructure, tanking facility and natural gas pipeline• 5% royalty converts to 20% of accounting profit post payout NZEC calculates the netback as the oil sale price less fixed and variable operating costs  and a 5% royalty. 12
  13. 13. Taranaki Basin – Exploration Model• Identify prospects using  proprietary database and  technical expertise• Target Mt. Messenger  formation• Explore multi‐zone potential at  minimal incremental cost• Continue to expand 3D seismic  A database to further delineate  exploration targets and reduce  A’ drilling risk 13
  14. 14. Near‐term Copper Moki Focus Seismic Cross Section Cheal ‐ Copper Moki ‐ Taranaki Thrust Fault ZoneA A’ 14
  15. 15. Exploration InventoryPrimary Formation Leads Wells/Lead Potential Inventory (Wells)3D defined Mt. Messenger 7 2-4 14 - 282D defined Mt. Messenger * 12 2-4 24 - 48Total Mt. Messenger 19 38 - 76* 100 km2 3D seismic survey in 2012 to further delineate exploration targets• In addition to its Mt. Messenger focus, NZEC is exploring three secondary  formations over the Eltham and Alton permits: the Urenui, Moki and Kapuni  15
  16. 16. East Coast Basin 16
  17. 17. East Coast Basin• World‐class resource potential in  multiple shale packages 1.8 M Net acres• 1.4 B bbl conventional OOIP 2• 20.9 B bbl unconventional OOIP 2• 2 permits issued, 1 permit  126 MM Barrels conventional pending 3 prospective resource 1• 2D seismic coverage: 14,535 km• 3D seismic coverage: 1,390 km2 478 MM Barrels unconventional  prospective resource 1 1. Net Prospective Resource as identified by AJM Petroleum Consultants (best estimate) assuming 2% recovery.  2. Net  Undiscovered Petroleum Initially in Place (OOIP) as identified by AJM Petroleum Consultants. See Cautionary Note Regarding  Resource Estimates. 3. East Cape Permit pending Crown approval. 17
  18. 18. East Coast Basin – Exploration • Over 300 oil and gas seeps  sourced back to two shale  formations• Advancing technical  understanding of shale targets • NZEC analyzing results from  three stratigraphic wells • NZEC completing 50 km of 2D  seismic in 2012 • Apache Corp. and TAG Oil  exploring offsetting permits in  Q2‐2012  18
  19. 19. East Coast Basin Shale Potential Waipawa Whangai Bakken East Coast East Coast  WillesdenBasin/Jurisdiction New Zealand New Zealand North Dakota &  SaskatchewanQuartz Content (%) 40 – 80  40 – 80  40 – 60 Carbonate  (%) 5 – 40  5 – 40  10 – 20 ContentClay Content (%) Unknown Unknown 5 – 20 Depth (meters) 0 – 5,000 0 – 5,000 2,700 – 3,500Thickness (meters) 10 – 70  300 – 600  10 – 50 Porosity (%) 3 – 8  3 – 8  4 – 12 Permeability (microdarcies) 10 – 200  10 – 110  5 – 1,000Kerogen Type Type II Type II Type IITOC (%) 3.0 – 12.0 0.2 – 1.7 1.0 – 21.0Vit Reflectance (R) 0.3 – 0.4 0.4 – 1.4 0.7 – 1.1Tmax (Celsius) 430 – 445  420 – 445  420 – 450 Geologic Age Late Paleocene Late Cretaceous /  Upper Devonian PaleoceneSource: AJM Petroleum Consultants• Cores and open hole logs from three stratigraphic wells will advance NZEC’s understanding of  the shale formations and focus the 2012 East Coast exploration strategy 19
  20. 20. Adding Value in 2012Taranaki Basin• Repeat exploration success • Achieve long‐term production from Copper Moki‐2 • Drill Copper Moki‐3 and Copper Moki‐4 in H1‐2012 • Rapidly advance new wells to production using existing facilities• Establish inventory of 3D‐identified drill‐ready targets to  accelerate exploration programEast Coast Basin• Analyze shale cores from three stratigraphic wells  advance  exploration strategy, unlock highly prospective shale potential 20
  21. 21. Appendix 21
  22. 22. New Zealand Advantage• Proven hydrocarbon systems  with multi‐zone potential• Brent pricing environment  with top‐tier netbacks• Favorable royalty and tax  structure• Proactive Government  approach to exploration and  development• Established infrastructure  with capacity 22
  23. 23. New Zealand Market for Oil & GasNew Zealand Market for Oil Oil Infrastructure• Significant net importer of oil • Production of ~55,000 bbl/d exclusively from the  Shell Operated  Export Hub Taranaki Basin • Current demand is ~150,000 bbl/d• Premium pricing environment • NZEC oil production sold at Brent • Premium to WTINew Zealand Market for Gas• Demand and infrastructure supported 460 million cf/d  of production and sales within domestic marketplace  in 2009• Excess demand environment • Methanex methanol production facility at 40%  capacity, requires additional ~120 million cf/d for  Source: IEA full capacity 23
  24. 24. Management Team Name Expertise Experience • Proven track record of building companies from grass  • Chairman, CEO & Director,  Southern Arc Minerals Inc. John G. Proust, C.Dir roots to advanced development. Specializes in  • Chairman, Canada Energy Partners Inc. CEO identifying undervalued assets on a global basis • Executive Chairman, Superior Mining International Corp. • President, CEO Sebring Energy Inc. Bruce G. McIntyre,  • Professional  petroleum geologist with over 30 years of  • President, CEO TriQuest Energy Corp. P.Geol. proven  exploration and development oriented value  • President, CEO BXL Energy Ltd., President creation   • Exploration Manager Gascan Resources Ltd. • Director, Ian R Brown Associates Ltd since 1985 Ian R. Brown, D.Eng  • Professional geological engineer • Director, Hugh Green Energy Ltd MIPENZ • Management of technical teams • Consultant on many resource appraisal and development Chief Operating Officer projects in New Zealand • Professional engineer with over 30 years experience  • President Omni Oil and Gas Inc. Cliff Butchko evaluating and managing oil and gas resources • Vice President Lexoil Inc. P.Eng, MBA (Hon) • Partner and Co‐founder TIFF advisory group Senior VP • Senior technical positions in several resource companies • Former Director of Finance, acting CFO for Western Coal Corp Jeff Redmond, CA  • Finance, mergers & acquisitions, and taxation • Controller for hi‐tech publicly listed companyChief Financial Officer • Public company reporting and assurance • Auditor with KPMG LLP Celeste M. Curran,  • Vice President, Corporate & Legal Affairs, J. Proust & Associates B.A. (Hon), L.L.B. • Over 20 years of legal and negotiating experience  • Lead counsel for City of Vancouver and City of Richmond for the VP Corporate & Legal  specializing in major projects 2010 Olympic and Paralympic Winter Games Affairs • Senior Solicitor, City of Vancouver Rhylin Bailie, B.ES. • More than 16 years of experience in the resource  • Director Communications & Investor Relations, NovaGold VP Communications &  industry, in both finance and investor relations Resources Inc. Investor Relations • Professional writer and editor • Supervisor Treasury Administration, Placer Dome Inc. 24
  25. 25. Board of Directors Name  Expertise Experience John A. Greig, • Founder and financier of numerous mining  • Founder, Director & Officer Sutton Resources, Cumberland  M.Sc., P.Geo and oil and gas companies. Specializing in  Resources Ltd., Eurozinc Mining Corp., Crown Resources Corp. Chairman recognizing undervalued geological assets • Proven track record of building companies John G. Proust, C.Dir. • Chairman, CEO & Director,  Southern Arc Minerals Inc. from grass roots to advanced development.  CEO • Chairman, Canada Energy Partners Inc. Specializes in identifying undervalued assets  Director • Executive Chairman, Superior Mining International Corp. on a global basis • President, CEO Sebring Energy Inc. Bruce G. McIntyre,  • Professional  petroleum geologist with over  • President, CEO TriQuest Energy Corp. P.Geol. 30 years of proven  exploration and  • President, CEO BXL Energy Ltd., President, Director development oriented value creation   • Exploration Manager Gascan Resources Ltd. • Senior executive with over 30 years of  • Senior Vice President, Land & Business Development D. Kenneth Truscott corporate development and negotiation  Crew Energy Inc. Director experience in the Canadian oil and gas  • Founder, CEO Morpheus Energy Corp. industryHamish J. Campbell • Professional geologist with 30 years of  • Director of a number of New Zealand limited liability mineral  B.Sc. (Geology),  experience  managing exploration programs,  and petroleum companies FAusIMM evaluation and assessment of joint ventures  • Principal Indonesian mining service company Director and acquisitions • Executive Vice President, Southern Arc Minerals Inc. 25
  26. 26. New Zealand Technical Team Name Qualifications ExpertiseDr. Ian Brown D. Eng Chief Operating Officer;  professional geological engineer B.Sc, June Cahill Acquisition, management, and analysis of complex geoscience data B. Applied Econ. B.Sc (Hons) Petroleum geology related to the East Coast and other New Zealand  Bill Leask M.Sc (Hons) basins B.Sc (Hons)Dr. Simon Ward Petroleum geology related to the Taranaki and other New Zealand basins Ph.D Ian Calman B.Sc (Hons) Seismic data acquisition, processing, and interpretation B.Sc  Sam Pryde Geological investigations in the East Coast basin area Post. Grad. Dip. B.E, B.Sc (Hons) Management and development of computing resources for geoscience Peter Wood M.Sc (Hons)  applications Senior Manager,  Negotiating access provisions and facilitating resource consent process,  Toka Walden New Zealand Dept.  assisting with community relationship building Conservation 26
  27. 27. Cautionary Note Regarding Resource EstimatesA prospective resource is defined as those quantities of petroleum estimated, as of a given date, to  be  potentially  recoverable  from  undiscovered  accumulations  by application  of  future development projects. Prospective resources have both an associated chance of discovery and a chance  of  development.  Prospective  resources  are  further  subdivided  in  accordance  with  the level  of  certainty  associated  with  recoverable  estimates  assuming  their  discovery  and development  and  may  be  sub classified  based  on  project  maturity.  There  is  no  certainty  thatany portion of the resources will be discovered. If discovered, there is no certainty that it will be commercially viable to produce any portion of the resources. 27
  28. 28. Contact NZECCorporate Head OfficeJohn Proust, Chief Executive OfficerBruce McIntyre, PresidentNA Toll‐free: 1‐855‐601‐2010info@newzealandenergy.comNew Zealand OfficeIan Brown, Chief Operating OfficerTel: + 64‐4‐471‐1464NZ Toll‐free: 0800‐469‐363www.NewZealandEnergy.com 28

×