Painted Pony Corporation Update - LNG Investment Conference 2014

1. 1
液化天然氣行業投資大會
2014年4月12日（週六）

2. 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

3. 3
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- $10.7052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。

4. 4
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)
(1) As at Dec. 31, 2013
*Undeveloped land evaluated by Seaton-Jordan & Associates Ltd., as at Dec.

5. 5
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）

6. 6
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

7. 7
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

8. 8
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。
0.04
0.15 0.15
0.64
1.96
2.17
3.28
0.00
0.50
1.00
1.50
2.00
2.50
3.00
3.50
0
50
100
150
200
250
300
350
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
每股储量（桶油当量/股）
储量（百万桶油当量）
Probable Reserves
Proved Reserves
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
191.1
mmboe

9. 9
可觀並且持續的產量增長
0
50
100
150
0
5,000
10,000
15,000
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 E
桶油当量/天除以百万股
产量（桶油当量/天）
Gas
Oil & Liquids
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. 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

11. 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）

12. 12
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
TransCanada
Petronas
馬石油泛加拿
大項目
42”
雪佛龍-Apache獲
批的管道
Prince Rupert

13. 13
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

14. 14
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
 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. 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. 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

17. 17
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
West
Blair
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 Montney
800萬立方英尺/天以及160桶/天液體
產量 1460桶油當量/天

18. 18
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
Daibe
r
Townsen
d
Cypress
Legend
Wells
Drilled Wells
Montney
2P - 3 Layers
2P - 1 or 2 Layers
Contingent
Prospective Resources
Montney 100% WI
Montney 40-90% WI
Montney 20% WI

19. 19
通過技術進步繼續降低成本
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
1 2 3 4 5 6
生产率（千立方英尺/天）
Production Month
投球完井与桥塞完井的对比
a-A91-F/94-B-16 (Ball-
Drop)
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. 20
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:geoSCOUT
12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. 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
IncreasingDepth
12) Town
2900 PSI 4350 PSI 5800 PSI
11) Blueberry
1) Parkland
2) Dawson
6) E. Swan
7) W. Swan
4) Sunrise 5) Heritage
10) Altares
Montney北部高壓
區
Montney南部高壓區
1
2 3
4
5
6
8
10
7
9
8) Groundbirch
9) 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. 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**
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18
生产率（千立方英尺/天）
生产月
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
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18
生产率（千立方英尺/天）
生产月
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

23. 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. 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

25. 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. 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. 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*
0.00
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. 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/d
Future facility:
2015: 190 MMcf/d
2014 locations
Previously Drilled HZ Wells
Facilities
100% WI
40%-83% WI
20% WI
U. & L. Montney wells
Flowing at 12.0 MMcf/d
Condensate of 480
bbls/d
Townsend

29. 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% WI
40%-83% WI
20% WI
a-A56-H/94-B-09
Montney上層流量1200萬立方英尺/天
凝析油480桶/天
Townsend

30. 30
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)
Spectra
T-North
Pipeline
West
Blair
Blai
r
Daiber
41-F/94-B-16 Pad
2 (2.0 net) U. Montney
wells
20.8 MMcf/d combined
rate
2014 Locations
Previously Drilled HZ Wells 44 (26.6 net) Blair & Cameron
100% Working Interest Lands
29%-80% Working Interest Lands
20% Working Interest Lands
Drilling 1 (1.0 net)
well

31. 31
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
Blai
r
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

32. 32
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。

33. 33
Bakken資產:向南擴張
30英里/50千米
Viewfield
Weyburn
Estevan
Kisbey
Huntoon
Midale
Flat Lake
Hummingbird
Trough
Oungre
Hoffer
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

34. 34
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

35. 35
附錄及聲明

36. 36
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

37. 37
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

38. 38
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

39. 39
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 Limited
GLJ 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
電郵:info@paintedpony.ca
www.paintedpony.ca

40. 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。

41. 41
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 MEASURES
This 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.

42. 42
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.