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Petróleo & Gas Pacific Rubiales: Navegando en la tormenta ANÁLISIS Y ESTRATEGIA INICIO DE COBERTURA | ABRIL 14 DE 2015 INICIO DE COBERTURA | Pacific Rubiales: Navegando en la tormenta Pacific Rubiales Energy (BVC: PREC, TSX: PRE) es la compañía privada de petróleo y gas más grande de Colombia con una producción promedio neta en 2014 de 147,423 bpe/d, lo cual representa aproximadamente el 15% de la producción total de Colombia. Llegar a ésta posición ha sido el resultado de una estrategia de producción que combina un elevado conocimiento del sector junto con una serie de adquisiciones estratégicas relevantes. Sin embargo, la preocupación sobre la viabilidad de la compañía se ha hecho evidente debido a los bajos precios del petróleo, elevado endeudamiento (hasta el punto de tener un serio riesgo de incumplir sus covenants crediticios), Capex conservador y la entrega de Campo Rubiales a Ecopetrol a mediados del año 2016. De esta forma, iniciamos cobertura de Pacific Rubiales con un Precio Objetivo de COP $6,291 para el cierre del año 2015 y una recomendación de “Mantener”, lo cual implica un potencial de valorización del 4.3% con respecto al precio de cierre del 07 de abril de 2015 (COP $6,030). PACIFIC RUBIALES MANTENER Precio Objetivo 2015 (COP) Precio Cierre abril 7 (COP) 6,291 6,030 Potencial Valorización +4.3% Industria Petróleo y Gas Sector Upstream PRODUCCIÓN: Un entorno desafiante Tickers (Bloomberg) PREC CB PRE CN Para 2015, la producción de Pacific Rubiales se ubicaría en niveles similares a los de 2014, pues su acostumbrado crecimiento se verá frenado por la coyuntura actual que incluye la disminución del Capex, la declinación de algunos campos, y el retraso en el desarrollo de nuevos. Esperamos que la senda de crecimiento se recupere a partir de 2018. PRECIO DEL PETRÓLEO: Futuro Incierto Ubicamos al precio de realización de venta de crudo de la compañía igual al de la referencia WTI, y nuestra estimación sobre el comportamiento de esta referencia está en línea con los estimados a corto plazo por la EIA, donde se espera una recuperación lenta en la cotización, sin regresar a los niveles previos a la caída iniciada a mediados de 2014. COSTOS: Reducciones razonables Si bien somos conservadores frente a los estimados de reducción de costos de Pacific, reconocemos el potencial de los proyectos iniciados en este sentido: Petroeléctrica, Agrocascada, disminución de los costos de diluyentes y de transporte. El corte de agua en Campo Rubiales seguirá siendo el desafío más importante durante 2015. BVC TSX Precio de cierre 7-Abr-15 $ 6,030 52 Semanas Max $ 41,480 52 Semanas Min $ 5,450 Retorno YTD (7-Abr) -60.1% Retorno 12 - Meses -83.5% Capitalización Bursátil (USD mm) $ 667.3 Flotante (%) 79.3% Volumen Prom. 1y (USD m) $ 6,504.1 Gráfico 1. Rendimiento especie PREC CB - Comparables 140 RESERVAS: Las revisiones a la baja siguen siendo un riesgo Esperamos revisiones a la baja en las reservas de algunos campos, a partir de su declinación natural, sus condiciones operativas, el precio del petróleo durante las evaluaciones, y el cambio esperado del certificador para algunos campos. Estimamos que a partir de 2017 se vuelva a dar un crecimiento importante en reservas. DEUDA: Covenants, la palabra de moda Los covenants, o restricciones que tiene la empresa sobre su endeudamiento son lo más relevante, tanto por la baja esperada en su EBITDA, como por la utilización de la facilidad de crédito rotativo por USD 1,000 millones. Proyectamos que antes de 2018 la empresa no podrá acceder a nuevo endeudamiento. MÚLTIPLOS: ¿Transa debajo de sus pares? Sí, pero no… Revisamos la afirmación respecto al castigo que recibe Pacific, que hace que su acción esté “subvalorada” o al descuento frente a sus pares, para concluir que estos descuentos están incorporando factores de ajuste sustentados en las expectativas sobre la empresa y sus resultados. 120 100 80 60 40 20 0 abr-14 jun-14 1 oct-14 dic-14 COLCAP feb-15 Pacific Rubiales Fuente: Bloomberg. Cálculos: Corficolombiana *Compaables: Bankers, Baytex, Parex, Penn West, Suncor, Talisman, Crescent, Canadian Resources CONTENIDO I. II. III. GOBIERNO CORPORATIVO: Más transparente con un camino por recorrer Destacamos el avance que ha tenido la empresa a nivel de gobierno corporativo, así como la importante brecha que le falta por cerrar en este aspecto. Si bien no incorporamos este análisis en el ejercicio de valoración realizado, consideramos que parte de la volatilidad que la especie presenta se puede explicar por este hecho. ago-14 Comparables* Teléfono Correo: Teléfono Correo: Factores Claves Valoración Gobierno Corporativo Glosario PÁG. 4 19 23 29 Contactos Andrés Duarte Pérez (+571) 2863300 ext. 6163 [email protected] Camilo Gómez Montes (+571) 6062100 ext. 22710 [email protected] abr-15 PACIFIC RUBIALES: Navegando en la tormenta PACIFIC RUBIALES Oil & Gas Mantener | Inicio de Cobertura Tabla 3. Estado de Pérdidas y Ganancias (miles de dólares estadounidenses) 2012 2013 2014 2015e Ventas Totales 3,884,762 Utilidad Bruta 6,291 6,030 +4.3% 3,132,854 3,843,725 4,707,007 5,195,287 19.1% 7.0% -35.1% -4.0% 1.6% 22.7% 22.5% 10.4% 2,903,529 2,844,766 1,366,135 1,452,290 1,633,447 2,111,959 2,701,109 3,027,545 26.3% -2.0% -52.0% 6.3% 12.5% 29.3% 27.9% 12.1% 59.2% 62.8% 57.5% 42.5% 47.1% 52.1% 54.9% 57.4% 58.3% 1,033,550 1,148,148 -793,093 -89,959 -104,581 274,047 630,529 1,070,589 1,292,859 11.1% -169.1% -88.7% 16.3% -362.0% 130.1% 69.8% 20.8% 26.6% 24.8% -16.0% -2.8% -3.4% 8.7% 16.4% 22.7% 24.9% 2,019,956 2,566,957 2,458,875 1,099,735 1,200,965 1,397,727 1,882,049 2,472,142 2,789,614 27.1% -4.2% -55.3% 9.2% 16.4% 34.7% 31.4% 12.8% % Cambio Margen Operacional (%) Compañía privada productora de gas natural y crudo que tiene una participación del 100% de Meta Petroleum, el cual opera los campos de crudo pesado Rubiales y Quifa; el 100% de Pacific Stratus, que opera el campo de gas La Creciente y ha adquirido el 100% de Petrominerales (dueña de activos de crudo liviano y pesado en Colombia). La compañía tiene presencia principalmente en Colombia y en menor medida en Perú, Guatemala, Brasil, Guyana y Papúa Nueva Guinea. Sus acciones cotizan en la bolsa de Toronto y en la Bolsa de Colombia. Recientemente anunciaron el deslistamiento de sus BDR (certificados de depósito) en Brasil % Cambio Gráfico 2 .Participación accionaria total Utilidad Neta Margen Neto (%) 52.0% 55.5% 49.7% 34.2% 38.9% 44.6% 49.0% 52.5% 53.7% 527,729 416,634 -1,334,835 -613,989 -505,905 -135,061 223,709 472,549 394,391 13.6% 9.0% -27.0% -19.1% -16.4% -4.3% 5.8% 10.0% 7.6% 2015e 2016e 2017e 2018e 2019e 2020e Fuente: Pacific Rubiales, Cálculos Corficolombiana Tabla 4. Balance General (miles de dólares estadounidenses) 2012 2013 2014 Activo Corriente 1,237,500 2,246,499 1,547,276 1,694,516 1,420,515 1,186,551 1,498,856 951,502 1,655,244 Activo No Corriente 5,838,327 8,941,837 8,614,632 7,773,811 7,460,953 7,452,023 7,412,470 7,313,247 7,179,312 Total Activo 7,075,827 11,188,336 10,161,908 9,468,327 8,881,468 8,638,574 8,911,326 8,264,749 8,834,556 Pasivo Corriente 1,526,025 2,403,217 2,360,034 1,460,200 1,481,864 1,367,549 1,408,638 1,579,772 1,744,437 Pasivo No Corriente 1,576,204 4,558,186 5,147,226 5,986,032 5,877,032 5,877,032 5,877,032 4,577,032 4,577,032 Total Pasivo 3,102,229 6,961,403 7,507,260 7,446,232 7,358,896 7,244,581 7,285,670 6,156,804 6,321,469 Total Patrimonio 3,973,598 4,226,933 2,654,648 2,022,095 1,522,572 1,393,994 1,625,656 2,107,945 2,513,086 Total Pas.+Patrim 7,075,827 11,188,336 10,161,908 9,468,327 8,881,468 8,638,574 8,911,326 8,264,749 8,834,556 Tabla 5. Cifras Operacionales Lazard, 13.6% Capital Group, 5.1% Janus , 2.7% Margen EBITDA (%) Fuente: Pacific Rubiales, Cálculos Corficolombiana Alfa SAB, 19.0% Otros, 59.7% Fuente: Bloomberg 2012 2013 2014 2015e 2016e 2017e 2018e 2019e 2020e Producción Neta (bpe/d) 97,657 129,386 147,440 150,563 137,072 129,425 146,873 167,198 179,508 Volumen de Ventas (bpe/d) 108,980 134,621 158,026 163,031 148,423 140,143 159,036 181,043 194,372 WTI (USD/bl) 94.2 98.0 92.9 55.0 60.0 65.0 70.0 75.0 77.0 Precio Venta O&G (USD/bl) 97.4 94.2 85.8 52.6 56.9 61.2 66.2 71.2 73.2 Costos Operativos (USD/bl) 36.9 34.7 34.9 30.0 29.1 28.3 28.8 29.4 29.6 Netback O&G (USD/bl) 60.2 60.8 54.8 23.4 29.0 34.5 39.3 44.2 46.2 62.3% 64.7% 64.2% 44.5% 51.0% 56.5% 59.6% 62.2% 63.2% 2017e 2018e % Netback O&G Gráfico 3. Tipo de inversionísta en PRE - Colombia* 100% 6% 80% 60% 4% 16% 5% 16% 6% 15% 26% 31% 49% 30% 40% 20% 45% 42% 44% 39% 11% Fuente: Pacific Rubiales, Cálculos Corficolombiana 12% 9% 10% 39% 45% 23% 0% 2009 PN** Tabla 6. Ratios Deuda 2012 26% 2020e 3,084,218 Margen Bruto (%) EBITDA 2019e 3,211,414 % Cambio Tabla 1. Perfil de la compañía 2018e 4,950,022 2,298,342 Utilidad Operacional 2017e 4,626,859 % Cambio MANTENER Precio Objetivo 2015 (COP): Precio Cierre 7 Abril (COP): Potencial Valorización 2016e 2010 2011 2012 2013 2014 SCB*** Sector Real AFP Fuente: PREC; Cálculos Corficolombiana **Persona Natural - ***Sociiedad Comisinista de Bolsa *Corresponde a acciones depositadas en Decevl (30,254,577 de 316,081,862) 2013 2014 2015e 2016e 2019e 2020e Covenant Deuda Financiera (USD m) 1,287,932 4,437,598 4,704,652 5,221,803 5,112,803 5,112,803 5,112,803 3,812,803 3,812,803 Apalancamiento Financiero 1.1x 1.2x 0.8x 2.6x 0.3x -20.2x 1.8x 1.4x 1.2x Cobertura de Intereses 22.1x 15.8x 9.4x 4.0x 4.5x 4.8x 6.5x 8.5x 12.7x >2.5x Deuda/EBITDA 0.6x 1.7x 1.9x 4.7x 4.3x 3.7x 2.7x 1.5x 1.4x <3.5x y <4.5x Deuda Neta/EBITDA 0.5x 1.5x 1.8x 4.2x 3.9x 3.4x 2.6x 1.7x 1.3x Fuente: Pacific Rubiales, Cálculos Corficolombiana. USD m: miles de dólares Tabla 7. Métricas de Valoración Múltiplo Tabla 2. Gerencia Serafino Iacono Co-Director Miguel de la Campa Co-Director Ronald Pantin CEO 2015e 2016e 2017e 2018e 2019e 2020e -0.6x -1.3x -1.7x -6.3x 3.9x 1.9x 2.3x P/E Ratio Fwd -1.3x -1.6x -6.2x 3.8x 1.9x 2.3x EV/EBITDA 2.4x 6.1x 5.3x 4.5x 3.3x 1.7x EV/EBITDA fwd 5.3x 5.6x 4.6x 3.3x 2.5x 1.5x 11.4x 13.1x 12.8x 13.3x 12.2x 7.7x 8.1x ROA -12.5% -6.3% -5.5% -1.5% 2.5% 5.5% 4.6% VP Relación con Inversionistas ROE -38.8% -26.3% -28.5% -9.3% 14.8% 25.3% 17.1% ROIC -9.6% -1.1% -1.3% -4.1% 7.1% 10.8% 8.0% www.pacificrubiales.com EV/Reservas (2P) Fuente: Pacific Rubiales, Cálculos Corficolombiana *Datos al 16 de Marzo 2 1.7x Presidente José Francisco Arata Frederick Kozak Actual* P/E Ratio PACIFIC RUBIALES: Navegando en la tormenta Mantener | Inicio de Cobertura PACIFIC RUBIALES: Navegando en la tormenta Pacific Rubiales Energy es la compañía privada de petróleo y gas más grande de Colombia con una producción promedio neta en 2014 de 147,4 kbpe/d, lo cual representa aproximadamente el 15% de la producción total de Colombia. Llegar a esta posición ha sido el resultado de una estrategia de producción que combina un elevado conocimiento del sector, junto con una serie de adquisiciones relevantes que por varios años rindieron frutos dentro de su plan de desarrollo. Sin embargo, actualmente la preocupación sobre la viabilidad de la compañía se ha hecho evidente dentro de los analistas e inversionistas. La compañía ha tenido un importante crecimiento en su producción al haber pasado de 34,1 kbpe/d en el año 2009 a 147,4 kbpe/d al año 2014 (CAGR del 34.0%), el cual obedece en gran parte al aumento en la producción que logró en Campo Rubiales - Pirirí (operador con una participación entre el 40% y 50% junto a Ecopetrol), a quien le debe su apellido y gran parte de su producción. Actualmente este campo se encuentra en una fase de declinación en su nivel de producción debido a su grado de maduración, lo cual la empresa ha venido sorteando por medio de un proceso de diversificación de sus fuentes de producción (Gráficos 4 y 5). Gráfico 5. Participación por tipo de crudo - producción Gráfico 4. Producción Pacific Rubiales 160 147.4 140 129.4 kbpe/d 120 100 86.5 80 10.6 57.0 60 40 20 34.1 7.4 24.4 19.2 97.7 10.7 25.0 10.5 23.6 22.1 80% 42.5 54.8 59.3 Fuente: PREC; Cálculos: Corficolombiana 22% 3% 17% 5% 6% 11% 22% 23% 19% 8% 18% 60% 23.7 60.4 36% 7% 16% 40% 72% 75% 63% 61% 20% 54% 41% 0% 2011 Quifa SW 2012 2013 Gas Otros Campos 2014 . 2009 2010 Rubiales/Pirirí Fuente: PREC; Cálculos: Corficolombiana En este sentido, si el crecimiento orgánico de la empresa ha sido notable, lo cual se puede evidenciar no solamente en Rubiales sino también en otros campos como Quifa SW, el cual pasó de un poco más de 300 bpe/d (en el 2009) hasta un máximo de 23,685 bpe/d en 2014, su crecimiento inorgánico ha sido destacado a partir de un conjunto de adquisiciones financiadas con recursos provenientes de su elevada generación de caja interna y emisión de títulos de deuda durante periodos de precios altos del petróleo. Dentro de las adquisiciones más importantes que realizó se encuentran C&C Energía por USD 533 millones, Petromagdalena por USD 226 millones, Petrominerales por USD 1 mil millones y Farm-ins por USD 501 millones. Sin embargo, aquellos tiempos de adquisiciones y crecimientos estrepitosos parecen haber llegado a su fin de la mano de los bajos precios del petróleo, elevado endeudamiento (hasta el punto de tener un serio riesgo de incumplir sus covenants crediticios), Capex conservador e impacto en ingresos, producción y reservas luego de la entrega de Campo Rubiales a Ecopetrol a mediados del año 2016. Este es un escenario poco alentador en donde la compañía tendrá que “navegar en la tormenta”, así que la forma cómo la sortee determinará la expectativa de sus resultados futuros y la capacidad de la empresa para poder continuar con el curso normal de sus operaciones. En esta coyuntura iniciamos cobertura de Pacific Rubiales con un Precio Objetivo de COP $6,291 para el cierre de 2015 y una recomendación de “Mantener”, lo cual implica un potencial de valorización del 4.3% con respecto al precio de cierre del 07 de abril de 2015. Dicho precio implica un múltiplo EV/EBITDA de 2.4x y un múltiplo EV/Reservas (2P) de USD 11.4. El cálculo del precio objetivo está basado en un Flujo de Caja Descontado hasta el año 2020 y de allí en adelante un estimado del valor de de sus reservas 2P esperadas utilizando la metodología de Valor Neto del Activo (NAV por sus siglas en inglés). Sin embargo, aclaramos que la recomendación aplica para un perfil de inversión de tipo especulativo, pues el factor de incertidumbre es muy elevado, y la especie está sujeta a una alta volatilidad, explicada tanto por factores coyunturales del negocio, como por elementos relacionados con su Gobierno Corporativo, situación que retomaremos en la parte final de este documento. 3 2% 12% 10.3 0 2009 2010 Rubiales/Pirirí 6% 53.0 9.9 70.2 100% 2011 Quifa SW 2012 Gas 2013 Otros Campos 2014 PACIFIC RUBIALES: Navegando en la tormenta I. Mantener | Inicio de Cobertura FACTORES CLAVE A continuación analizamos los factores más importantes que tienen incidencia en el valor de la compañía y en los supuestos utilizados en nuestro modelo de valoración. PRODUCCIÓN: Un entorno desafiante Ante la difícil coyuntura actual, creemos que en 2015 la producción de la petrolera canadiense se ubicará en niveles muy similares a los presentados en 2014 (147,423 bpe/d frente a los 150,563 bpe/d esperados), debido a que estimamos que una parte importante de la inversión en Capex estaría destinada a perforación de desarrollo e instalaciones, especialmente en sus campos más rentables. Por este motivo, creemos que es poco probable que la compañía logre alcanzar las metas de producción anunciadas a inicios de 2014, las cuales incluían, entre otras, el reemplazo de la producción de Campo Rubiales en 2017 (Gráficos 6 y 8). Gráfico 7. Participacción producción estimada Corficolombiana por campo Gráfico 6. Producción neta según estimaciones Corficolombiana 180 167.2 160 147.4 kboe/d 140 150.6 129.4 137.1 179.5 2020e 2019e 146.9 129.4 2018e 2017e 120 97.7 100 2016e 80 2015e 60 2014 40 2013 20 2012 0 2012 Rubiales Quifa 2013 2014 CPE-6 Rio Ariari 2015e 2016e Crudo Liviano 2017e Gas 2018e Perú 2019e 2020e Crudo pesado - otros 0% Rubiales Crudo Liviano 20% 40% Quifa SW Gas 60% CPE-6 Perú 80% 100% Rio Ariari Crudo pesado - Otros Fuente: PREC; Cálculos Corficolombiana Fuente: PREC; Cálculos Corficolombiana Gráfico 8. Producción neta según estimaciones Pacific Rubiales 200.0 210 200.0 Gráfico 9. Participacción producción estimada Pacific Rubiales 210.0 180 kboe/d 120 2016e 147.4 150 2017e 129.4 2015e 97.7 2014e 90 2013 60 2012 30 0 2012 2013 Rubiales Crudo Pesado (Esc. Alto) Fuente: PREC; Cálculos Corficolombiana 2014 2015e Crudo Pesado (Esc. Bajo) Exploración no prevista 2016e Gas Natural Crudo Liviano 2017e 0% 20% Rubiales/Pirirí Gas Natural Exploración no prevista Fuente: PREC; Cálculos Corficolombiana Considerando que nuestro análisis se basa en un escenario “conservador”, teniendo en cuenta los retrasos que ha presentado el incremento en la producción de dos de sus campos más prometedores (CPE-6 y Rio Ariari), junto con la declinación de sus campos más maduros (en especial Rubiales), estimamos que solamente hasta el 2018 Pacific podrá volver a recuperar los niveles de producción presentados durante 2014, teniendo en cuenta que el contrato de explotación del Campo Rubiales vence en junio de 2016. Por otro lado, el crudo liviano de la compañía (incluido en la adquisición de Petrominerales) representará en el periodo de proyección 2015 - 2020 entre un 35% y 40% de la producción total (Gráfico 7). De hecho, los campos de crudo liviano fueron los que permitieron que la compañía aumentara su producción total en 18 kbpe/d en 2014 frente a 2013 a pesar de una disminución en la producción del Campo Rubiales. Por último, en reiteradas ocasiones la compañía ha manifestado que junto con la evolución de campos de crudo liviano, el desarrollo de los campos CPE-6 y Rio Ariari permitirán reemplazar una gran parte de la producción del Campo Rubiales. Sin embargo, como veremos más adelante, no creemos que éste vaya a ser el caso en el corto plazo. Dado que actualmente cada uno de estos campos presenta realidades diferentes y agruparlos en un único análisis sería inapropiado, a continuación presentamos un análisis más detallado de la evolución de cada uno y sus expectativas para el largo plazo. 4 40% 60% 80% 100% Otro Crudo Pesado (escenario bajo) Crudo pesado (escenario alto) Crudo liviano PACIFIC RUBIALES: Navegando en la tormenta Mantener | Inicio de Cobertura a. Rubiales sin Rubiales Campo Rubiales, la “joya de la corona”, campo al que se le debe gran parte de su éxito, está llegando a un nivel de maduración tal que su nivel de declinación natural aumenta año tras año de forma significativa. Esto dificulta su viabilidad económica, especialmente porque sus niveles de corte de agua son de aproximadamente 97% (es decir, que por cada 100 barriles de petróleo equivalente que se extrae en dicho campo, 97 son agua y los restantes son petróleo). De este modo, si tenemos en cuenta que la producción total de crudo del campo fue de 166,052 bpe/d en el 4T14, al mismo tiempo se está extrayendo la suma de aproximadamente 3.6 mmbp/d de agua, los cuales tienen que ser vertidos, inyectados o reutilizados, este es un desafío importante tanto en términos operacionales como financieros para cualquier compañía petrolera (Gráfico 10). Este hecho, junto a condiciones climatológicas adversas, ocasionó una disminución en su producción en 2014 de aproximadamente 14% A/A. Sin embargo, buscando mitigar esta situación, el año pasado, Pacific inició la construcción del proyecto Agrocascada, el cual busca tratar 1,000 kbp/d (por medio de dos plantas) con destino a diferentes proyectos de riego en un área de 1,000 hectáreas. De ser un éxito, Pacific estima que la producción total del campo podría aumentar hasta en 20,000 bpe/d, reutilizar el 90% del agua extraída, y disminuir sus costos hasta en USD 2/bl. Consideramos que dicho proyecto ha pasado de ser una estrategia innovadora a un elemento esencial en la viabilidad del campo; no obstante, la demora en las aprobaciones de licencias ambientales regionales (en cabeza de Cormagdalena) han impedido la puesta en marcha del proyecto. Adicionalmente, como si el reto de tratar de mantener la sostenibilidad de un campo maduro y responsable de la mayor producción en Colombia fuera sencillo, la compañía canadiense tendrá que entregar Rubiales el 30 de junio del 2016 según como determinó Ecopetrol hace pocos días, a menos que presente una oferta que le represente un beneficio importante a la compañía estatal. Cabe recordar que en 2014 Pacific le propuso evaluar el uso de la tecnología STAR (Recobro Adicional Térmico Sincronizado) a Ecopetrol, una técnica de recobro secundario que permitiría, en el mejor de los casos, duplicar el factor de recobro de los campos (se estima que actualmente está entre el 10% y 12% en Rubiales). Aunque las pruebas que se realizaron en el proyecto piloto en Quifa SW mostraron un aumento en el factor de recobro, que de acuerdo a tres evaluadores independientes se ubicó entre un 28% y 32%, Ecopetrol mostró cierto escepticismo sobre el éxito de las pruebas y más aún sobre la aplicabilidad de dicha técnica a gran escala. Debido a esta situación, junto a un aumento considerable en el corte de agua, una coyuntura de bajos precios del petróleo, y con ello la imposibilidad de aplicar técnicas de recuperación secundaria (más costosas), dentro de nuestro escenario base no contemplamos la renovación de dicho contrato, con lo cual la producción neta del campo en 2015 se ubicaría en 55,775 bpe/d, mientras que en 2016 la producción promedio sería de 22,310 bpe/d, debido a que la entrega se realizaría en junio de ese año (Gráfico 11). Dicho escenario toma en cuenta la entrada en funcionamiento de Agrocascada en el segundo semestre de 2015, pues sin éste la declinación en la producción neta del campo podría ubicarse entre 2,000 boe/d y 3,000 boe/d para los años 2015 y 2016 respectivamente. De igual forma, creemos que en caso de que el contrato sea renovado (manteniendo todas las condiciones actuales), se convertiría en un importante reto logístico, demandando inversiones de capital cada vez mayores, y limitando los recursos disponibles para el desarrollo de campos más jóvenes, situación que no sería conveniente para la compañía. Por lo tanto, aunque la decisión que tomó Ecopetrol con respecto a Rubiales ocasiona un impacto importante en los resultados de Pacific, esto permitirá rediseñar de nuevo sus operaciones las cuales estarían enfocadas en sus activos más rentables. 5 PACIFIC RUBIALES: Navegando en la tormenta Mantener | Inicio de Cobertura Gráfico 10. Producción Campo Rubiales Crudo y Agua Gráfico 11. Producción estimada neta Campo Rubiales 3,610 250 3,050 2,500 150 60 kbpe/d kbpe/d 165 70.21 70 181 177 kbp/d 200 80 3,500 209 124 60.37 59.29 55.77 50 100 2,000 50 1,250 0 2011 30 Producción de crudo Disposición de agua (der.) 750 2010 40 1,500 2012 2013 22.31 20 500 2012 2014 2013 2014 2015e 2016e Fuente: Pacific Rubiales, Cálculos: Corficolombiana Fuente: Pacific Rubiales b. Rio Ariari y CPE-6: ¿Los nuevos Rubiales? De acuerdo con lo expresado por Pacific, una parte importante de la producción que reemplazaría la del Campo Rubiales, provendría principalmente de los bloques de crudo pesado CPE-6 y Rio Ariari. Sin embargo, como se explica a continuación, consideramos que esta situación no será posible en 2016: CPE-6: Esperando a Repsol: El bloque CPE-6 tiene una superficie de 6,083 Km2 y está ubicado en los Llanos Orientales sobre el mismo “cinturón de petróleo” en donde se ubican, entre otros, Rubiales, Quifa y Rio Ariari. Pacific Rubiales es el operador del bloque con una participación del 50% mientras que Repsol (antes Talisman) posee la participación restante. Durante los primeros nueve meses de 2014 se realizó la perforación de nueve pozos y actualmente siete están produciendo crudo. Si bien este bloque ha presentado resultados exitosos, consideramos que existe un problema estructural debido a que su producción actual es de 1,500 bpe/d, lo cual contrasta con lo estimado por Pacific, dado que en la fase uno del proyecto (se esperaba lista en junio de 2014), la producción debió haberse ubicado en 8,000 bpe/d y luego aumentar gradualmente hasta llegar a un rango de 48,000 bpe/d a 68,000 bpe/d en 2016 (Gráfico 12). Sin embargo, a pesar de que se han construido las facilidades necesarias que le permitirían cumplir parcialmente con la producción de la “fase uno”, el largo proceso de venta de Talisman a Repsol retrasó notablemente el cronograma de actividades del campo. Pacific estima que este proceso puede terminar en el primer semestre de 2015 (un año de retraso frente al cronograma inicial) y menos de un mes después, comenzar la producción “a gran escala” del campo con los 8,000 bpe/d iniciales. De esta forma, consideramos que la producción aumentaría de forma gradual, pudiendo cumplir solamente hasta el periodo 2019-2020 con su estimado de producción (escenario bajo) que mantiene para finales de 2016 (Gráfico 13). Gráfico 13. Producción total CPE-6 estimada por Corficolombiana Gráfico 12. Producción total CPE-6 estimada por Pacific Rubiales 80 60 Escenario Bajo Escenario Alto 70 53.0 68 50 45.0 43 50 48 30 10 40 32.0 30 40 20 kbpe/d kbpe/d 60 23.0 16.0 20 33 18 18 3.5 10 Escenario Base 1.5 0 0 2014 Fuente: Pacific Rubiales. Cálculos: Corficolombiana 2015e 2016e 2014 2015e Fuente: Pacific Rubiales. Cálculos: Corficolombiana Rio Ariari: Problemas de seguridad atrasaron sus proyectos: Dentro del conjunto de bloques que Pacific adquirió tras la compra de Petrominerales, se destaca Rio Ariari (crudo pesado), que se encontraba aún en una etapa precaria de desarrollo en el momento de la adquisición. De acuerdo al informe de reservas de la empresa, este bloque representa un 5.4% de las reservas totales de la compañía (2P) y es equivalente al 64.7% de las reservas de Campo Rubiales. Cabe resaltar que su potencial se deriva del hecho de que el 75% del bloque permanece relativamente inexplorado. Por este motivo, de acuerdo a la información de la compañía, se esperaba que en diciembre de 2014 estuviera produciendo 12,000 bpe/d 6 2016e 2017e 2018e 2019e 2020e PACIFIC RUBIALES: Navegando en la tormenta Mantener | Inicio de Cobertura (fase 1), para luego adicionar a finales de 2016 entre 37,000 y 47,000 bpe/d (Gráfico 14). El bloque es 100% propiedad de Pacific. Sin embargo, este bloque actualmente está produciendo tan sólo 800 bpe/d, debido a tres razones fundamentales: i) demoras en la expedición de un cambio en la licencia (actualmente es sólo apta para exploración), ii) menores inversiones en el campo que se agudizarán con la reducción en el Capex anunciado (el Capex estimado por la compañía para desarrollar este bloque está entre USD 1.2 miles de millones – USD 1.7 miles de millones) y iii) el aumento de los ataques terroristas contra la infraestructura de este bloque. Esta última situación ha llevado a que la compañía considere en el mediano plazo poder controlar remotamente las principales actividades operacionales de Rio Ariari. De este modo, al igual que con CPE-6, estimamos que solamente hasta 2019 – 2020 Pacific logrará cumplir con las metas de producción (escenario bajo) que se habían planteado para 2016 (Gráfico 15). Gráfico 14. Producción total Rio Ariari estimada por Pacific Rubiales Gráfico 15. Producción total Rio Ariari estimada Corficolombiana 45 Escenario Bajo Escenario Alto 47 45 35.6 35 30 37 30 kbpe/d kbpe/d 40.6 40 25.6 30 25 16.6 20 25 15 15 9.6 10 12 5 0 1.6 0.8 0 2014 2015e 2016e Fuente: Pacific Rubiales. Cálculos: Corficolombiana 2014 2015e Fuente: Pacific Rubiales. Cálculos: Corficolombiana c. Por el lado del gas tampoco prevemos una mejoría Con datos al 4T14, el 7% de la producción neta total de la compañía proviene de campos de gas, especialmente de La Creciente (Pacific tiene participación del 100%), ubicado en el noroccidente del país. Su producción neta a finales de 2014 fue de 10,347 bpe/d, lo que lo convierte en el tercer campo más importante para la compañía luego de Rubiales y Quifa SW. Si bien su producción ha estado cercana a los 10,000 bpe/d, la idea de la compañía era duplicar su producción por medio de la construcción de la primera barcaza de licuefacción de gas natural del mundo, con la cual esperaban procesar hasta 70 millones de pies cúbicos diarios de gas (aproximadamente 12,400 bpe/d), así como la construcción de un gasoducto de 84 km de longitud y un terminal marítimo con el fin de exportar dicho gas a Centro América, gracias a un contrato celebrado con Gazprom por un periodo de cinco años. Sin embargo, dentro del plan de recorte de gastos, Pacific Rubiales anunció que aplazará la puesta en marcha del proyecto (estimado en USD 300 millones) a pesar de que la constructora de la barcaza (Exmar) ha anunciado que hará entrega del proyecto a mediados del 2015. Por el momento la compañía se ha limitado a informar que está evaluando diferentes alternativas, incluyendo la reubicación de la barcaza del Caribe a un sitio diferente y la renegociación del contrato con Gazprom. Debido a lo anterior, consideramos que la producción en La Creciente no presentará una variación significativa en su producción hasta que la compañía pueda volver a focalizarse en este tipo de proyectos. d. Adquisiciones: Diversificación en ubicación y calidad Adquisiciones con potencial… Pacific Rubiales ha presentado crecimientos importantes en producción y reservas tanto por el desarrollo de los campos propios, como por las adquisiciones que ha realizado desde 2011, de las cuales resaltamos las siguientes: Maurel & Prom Colombia (2011): A inicios de 2011 Pacific concretó la adquisición del 49.9% de participación que Maurel & Prom tenía en los campos Sabanero, Muisca, SSJN-9, CPO-17 y COR-15, con el fin de realizar actividades exploratorias en bloques cercanos a los ubicados en ese entonces por la empresa. El pago fue cercano a los USD 63.4 millones, más USD 74.3 millones invertidos en exploración en estos campos. Actualmente la 7 2016e 2017e 2018e 2019e 2020e PACIFIC RUBIALES: Navegando en la tormenta Mantener | Inicio de Cobertura producción del campo Sabanero (el más importante de los mencionados) se encuentra cercana a los 600 bpe/d. C&C Energía Ltd (2012): El 31 de diciembre de 2012 Pacific anunció la adquisición de C&C Energía por USD 533.6 millones. Dentro de sus activos más importantes se encontraban tres bloques de desarrollo (Cravoviejo, Cachimano y Llanos-19), los cuales hacen parte del portafolio de crudo liviano de la compañía. La adquisición representó un aumento en 16.9 mmbpe de reservas 2P netas para Pacific Rubiales (3.8% de las reservas al cierre de 2012) y una producción neta de aproximadamente 10,000 bpe/d en ese año. Petromagdalena (2012): En su estrategia por continuar diversificando su portafolio de producción y exploración, la compañía adquirió la totalidad de los activos de Petromagdalena por USD 226.6 millones. La producción neta en la fecha en que se perfeccionó la adquisición era de aproximadamente 3,000 bpe/d (a mediados de 2012); sin embargo, gracias al conocimiento de Pacific Rubiales, a finales de 2012 los campos recién adquiridos estaban produciendo 6,613 bpe/d. La adquisición significó un aumento en reservas 2P neto de 16.6 mmbpe (3.7% de las reservas de 2012). Petrominerales (2013): En septiembre de 2013 Pacific formalizó la adquisición de Petrominerales por un monto aproximado de USD 1.6 miles de millones (monto que disminuye a USD 1.3 miles de millones si se excluye la venta que realizó la petrolera del 5% de participación en Ocensa). La compra comprendió la adquisición de 18 bloques en Colombia, 4 en Perú, la participación en Ocensa y el 9.65% del Oleoducto Bicentenario. Las reservas 2P netas adquiridas fueron de 89 mmbpe (17.3% de las reservas en el 2013) y una producción cercana a los 21,000 bpe/d. Aunque la compra le permite a la compañía diversificar el tipo de crudo que produce, también le ha facilitado la utilización de este crudo liviano como diluyente, dado que parte de los principales campos (entre ellos Rubiales) producen crudo pesado. Como veremos más adelante, esta estrategia está mostrando importantes resultados. …Pero, ¿se justificaba el valor de las transacciones? De acuerdo con la compañía, dichas adquisiciones y su precio, son justificadas no tanto por lo que realmente se encontraba al momento de la adquisición, sino por el potencial que la compañía veía; sin embargo, analizando el monto de las transacciones (mirándolo desde la perspectiva de las reservas), observamos que la adición de reservas a partir de la adquisición de petróleo en sitio (oil in place) resultó similar a la adición de reservas por medio de inversión en exploración y desarrollo, salvo en el caso de C&C Energía. Consideramos que si los costos de encontrar (explorar) y desarrollar (perforar y terminar) facilidades, o F&D Costs, son más altos que los de adicionar reservas por medio de adquisiciones, la compra de una compañía sería justificada. Sin embargo, para el caso de C&C la situación fue contraria (sus F&D costs eran más bajos que el costo de adquisiciones por barril), mientras que para el caso de Petromagdalena y Petrominerales los dos costos fueron equiparables (Tabla 8). Tabla 8. Adquisiciones PRE 2012 - 2013 Adquisición Costo (USD mm) Producción Neta kbpe/d Costo por barril Reservas Netas 2P producido (kUSD/bl) mmboe Costo por reservas añadidas (USD/bl) F&D Costs* PRE USD/bl Exceso sobre F&D Costs (USD/bl) Exceso de Pago** (USD mm) C&C Energía (2012) 533.6 10.00 53.36 16.90 31.57 13.45 18.12 306.30 Petromagdalena (2012) 226.6 3.00 75.53 16.60 13.65 13.45 0.20 3.33 Petrominerales (2013) 1,600.0 21.00 76.19 89.10 17.96 17.90 0.06 5.11 Total 2,360.2 34.00 69.42 122.60 19.25 16.68 2.57 314.74 Fuente: Pacific Rubiales, Cálculos Corficolombiana. *Los F&D costs fueron calculados como la razón entre el Capex total de la compañía (ex cluy endo adquisiciones y otros proy ectos) y las reserv as añadidas para el periodo analizado ** El ex ceso de pago es calculado como los el ex ceso en los F&D costs multiplicado por las reserv as netas adquiridas USD mm: Millones de dólares En el caso de C&C, la transacción se realizó por medio de un intercambio de acciones, en donde por cada acción de la adquirida, sus accionistas recibieron 0.3528 acciones de Pacific Rubiales, caja por valor de USD 80 millones y una acción de una compañía recién creada llamada Platino Energy (TSX: PZE) donde el CEO y el VP de producción actuales pertenecían al equipo de C&C Energy. Por consiguiente, si bien la compañía ha incrementado su portafolio de producción y exploración a partir de adquisiciones, no se ha tratado necesariamente de buenos negocios desde el punto de vista del costo de oportunidad. Por este motivo, dado que Pacific debe 8 PACIFIC RUBIALES: Navegando en la tormenta Mantener | Inicio de Cobertura focalizarse en producción rentable en el corto plazo, no estamos considerando nuevas adquisiciones ni Farm-ins. PRECIO DEL PETRÓLEO: Futuro incierto El precio del crudo ha sido uno de los temas más discutidos en los últimos meses, y no es para menos, luego de presentarse una caída de más del 49.7% en el WTI entre el 07 de abril de 2015 (USD 53.98/bl) y su precio más alto en 2014 (USD 107.26/bl). De esta forma, es innegable que ésta ha sido la variable que más ha incidido en la tendencia (a la baja) de la cotización de la acción y su elevada volatilidad. Para el escenario de valoración, se ha escogido como precio de venta del crudo de la compañía (~90% de su producción) el precio de referencia WTI (el cual suele tener un descuento sobre la referencia Brent debido a su mayor grado de viscosidad). Lo anterior, debido a que la participación de crudo liviano dentro de la producción total de Pacific es cada vez más importante y de igual forma nos permite mantener un escenario conservador frente al estimado de la compañía, que consideran que su precio de realización de crudo se encontraría entre USD 1/bl – 2/bl por encima de la referencia WTI. De este modo, estimamos que el precio de venta de crudo de la compañía se ubicará en USD 55/bl para 2015 (ligeramente por debajo del rango inferior de precios estimados por la compañía) y para los siguientes años el precio tenderá a buscar un equilibrio a largo plazo que se encontrará cercano a los USD 77/bl hacia finales de la década (Gráfico 17). De acuerdo de acuerdo con la información dada por el CEO, Pacific está esperando un precio del WTI de USD 45/bl para el 1T15, USD 50/bl en 2T15, USD 55/bl en 3T15, y USD 60/bl en 4T15. Gráfico 16. WTI / Brent / Precio deventa Gráfico 17. Estimativo de precios Corficolombiana 120 115 110 USD/bl 102.9 95 99.1 90 89.5 80 98.9 89.5 70 65 55 Precio Promedio Brent 45 2011 2012 2013 70.6 55 35 2012 2014 Fuente: B.loomberg; Cálculos Corficolombiana Nuestros estimados se encuentran en línea con los pronósticos realizados por la EIA (U.S Energy Information Administration) que en su pronóstico de inicios del mes de abril, consideran que el precio promedio para el 2015 del Brent se ubicará en USD 59/bl y del WTI en USD 52/bl, mientras que para 2016 nuestro estimado está por debajo del esperado por dicha agencia (estimamos USD 60/bl, frente a USD 70/bl). La EIA ha incrementado su pronóstico de precios a partir de un crecimiento mayor en la demanda de petróleo, debido a los menores precios de la gasolina, y una desaceleración en la oferta proveniente de Canadá y EEUU. Sin embargo, persiste el “riesgo” de una sobreoferta proveniente de Irán para 2016 en caso de que le levanten las sanciones actuales (negociación actual sobre la producción energética de Irán), esto reduciría el precio de 2016 entre USD 5/bl y USD 15/bl, y podría incidir en los precios de 2015 a partir de las expectativas de una mayor producción futura. A continuación explicaremos de forma breve los principales argumentos que justifican el comportamiento conservador que estimamos en la cotización del crudo. Por un lado se ha generado una sobreoferta de crudo ocasionada principalmente por el aumento en la producción estadounidense a raíz del auge del shale oil (petróleo de esquisto), que le permitió a éste país pasar de una producción de 3,980 kbpe/d en 2008 (septiembre 2008) a 9,226 kbpe/d al mes de diciembre de 2014 (Gráfico 18), al tiempo que su nivel de importaciones fue disminuyendo hasta llegar a 291,003 kbp mensuales, niveles que no se presentaban desde 1990 (Gráfico 19). Sin embargo, en la medida en que varios de sus proyectos de shale oil dejen de ser económicamente viables con los precios actuales del crudo, se esperaría una disminución de los niveles de producción de Estados Unidos y 9 77 65 2010 2010 75 60 60 Fuente:B.loomberg; Cálculos Corficolombiana Precios de Venta realizados (2010- 2014) 75 Precio Promedio WTI Precio de Venta PRE 70.6 Precios de Venta Estimados (2015- 2020) 99.1 85 USD/bl 98.9 100 70 102.9 105 2014 2016e 2018e 2020e PACIFIC RUBIALES: Navegando en la tormenta Mantener | Inicio de Cobertura con ello una recuperación gradual del precio a partir de una menor oferta. De hecho, en el caso de Eagle Ford, Bakken y Niobrara, tres de las formaciones más importantes en Estados Unidos para la extracción de este tipo de crudo, de acuerdo a diferentes estimaciones, los costos de producción de éstos estarían alrededor de USD 60/bl, USD 69/bl, y USD 63/bl respectivamente, con lo cual no resultarían rentables en los niveles actuales de precio. De igual forma, mientras que para los miembros de la OPEC el costo por barril (incluyendo costos de extracción y almacenamiento) es cercano a los USD 30/bl, el shale oil de los principales campos de Estados Unidos estaría en un nivel que rondaría los USD 64/bl, razón por la cual el nivel de extracción y perforaciones deberían disminuir en diversas zonas del país. Gráfico 18. Producción de Crudo U.S 1. Importaciones de crudo Gráfico 19.Gráfico Importaciones de crudo mensuales U.S 9,000 500,000 9,226 8,000 450,000 7,000 400,000 350,000 kbp kbpe/d 6,000 5,000 291,003 300,000 4,000 250,000 3,000 2,000 200,000 1,000 150,000 0 1981 1985 1989 1993 1997 2001 2005 2009 100,000 1990 2013 1996 2002 2008 Fuente: EIA Fuente: EIA Esta situación y la negativa de los miembros de la OPEP (encabezados por Arabia Saudita) de reducir sus niveles de producción por debajo de los 30 millones de barriles de crudo diario (actualmente poseen una participación cercana al 32.6% de la producción mundial), llevaron a que en 2014, se profundizara una situación de sobreoferta de mercado (Tabla 9), aunque dicha brecha ha estado disminuyendo gradualmente. Tabla 9. Balance de Oferta y Demanda de crudo 2013 - 2014 (mmbpe/d) Periodo 2013 1T14 2T14 3T14 4T14 2014 Demanda Mundial 90.2 Oferta No-OPEP 54.24 90.15 90 91.75 92.68 91.15 55.62 55.93 56.24 57.13 OPEP NGLs y no convencionales 56.23 5.65 5.73 5.79 5.86 5.93 5.83 Oferta excluyendo crudo OPEP 59.89 61.35 61.72 62.1 63.06 62.06 Diferencia 30.31 28.80 28.28 29.65 29.62 29.09 Producción OPEP 30.2 29.84 29.77 30.27 30.24 30.03 Balance -0.11 1.04 1.49 0.62 0.62 0.94 Fuente: OP EP Aunque la caída estrepitosa en los precios del crudo se dio principalmente por una situación de sobreoferta, la demanda también ha presentado signos de desaceleración; mientras la oferta de crudo aumentó en 2 mmbpe/d en 2014, la demanda lo hizo en una proporción menor (+0.95 mmbpe/d) explicado en parte por una desaceleración de la demanda de China, el segundo mayor consumidor de crudo del mundo y primer importador, y en parte por el estancamiento en el crecimiento de las economías de la Zona Euro (Gráfico 20). Gráfico 20. Crecimiento estimado economías Zona Euro y China 4.0% 10.4% 2.0% 0.0% 12.0% 2.0% 1.6% 9.3% 9.2% -2.0% Zona Euro -4.0% -4.5% 0.8% -0.7% 1.2% 1.4% 10.0% -0.4% 8.0% 7.7% 7.8% 7.4% 6.8% China (Der.) 6.3% -6.0% 6.0% 4.0% 2009 2010 2011 2012 2013 2014 p 2015e 2016e Fuente: Fondo Monetario Internacional (FMI) A partir de las razones explicadas, hemos decidido asumir una curva de precios de crudo mucho más conservadora a largo plazo que la estimada por la EIA. 10 2014 PACIFIC RUBIALES: Navegando en la tormenta Mantener | Inicio de Cobertura Por este motivo, para la estimación de los precios de venta del petróleo de Pacific Rubiales utilizamos el pronóstico del precio del WTI, obteniendo precios que varían entre USD 55/bl y USD 77/bl, y para los precios de venta del gas y trading (compras y ventas realizadas con el fin de aprovechar diferenciales de precios de mercado), se realizó un cálculo teniendo en cuenta los diferenciales que han presentado con respecto al comportamiento del precio de venta de crudo de la compañía (Gráfico 21). Gráfico 21. Precios estimados realizados de venta 80 USD/bl 60 40 52.6 56.8 2015e 2016e 61.1 66.0 71.0 73.0 20 0 2017e 2018e 2019e 2020e Precio de venta Petróleo Precio de venta Gas Precio de Venta Trading Precio Realizado PRE* Fuente: Corficolombiana *Incluye crudo, gas y trading COSTOS: Reducción razonable Pacific ha implementado la reducción de sus costos operativos como una de sus estrategias más importantes. La empresa estima que estos costos se podrían ubicar en USD 28/bl para el año 2015, pero ¿podrá la compañía lograr dichos objetivos? USD 28/bl de crudo, no es imposible: En el informe revisado de expectativas que dio a conocer la compañía el 14 de enero, informó que espera que sus costos operativos de crudo (es decir, aquellos relacionados con operación, transporte y diluyentes) se sitúen en USD 28/bl, los cuales estiman lograr por medio de la materialización de sus planes de reducción de costos implementados en años anteriores, menores costos por parte de los proveedores y una depreciación del peso colombiano. De hecho, durante 2014 los costos operativos se ubicaron en USD 30.5/bl, mientras que en 2013 se ubicaron en USD 33.18/bl. Dentro de los costos operativos totales (incluyendo crudo y gas) que presentaron una mayor reducción durante 2014 se encuentran los costos de diluyentes (USD -2.85/bl A/A), luego de la adquisición de crudo liviano que ha ayudado a reemplazar otro tipo de diluyente que era más costoso, y los costos de transporte (disminución de USD 0.4/bl A/A en el 4T14), debido a que el volumen transportado vía carrotanques fue menor, en línea con una mayor disponibilidad del oleoducto Bicentenario (Gráfico 22). Gráfico 22. Costos Operativos PRE* 40 35 33.4 USD/bl 30 25 20 15 32.8 29.5 19.2 22.6 30.2 Costos Operativos Gas Costos Operativos Totales Costos Operativos Petróleo 10 5 0 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Fuente: Pacific Rubiales * Excluyendo overlift/underlift y otros costos Teniendo en cuenta que los costos operativos totales para 2014 se ubicaron en USD 30.23/bl (USD 30.5/bl incluyendo a otros costos), para los años siguientes consideramos que gradualmente se irán consolidando varias de las iniciativas de reducción de costos de la compañía, hasta poder alcanzar costos operativos totales entre USD 30/bl y USD 27/bl (Gráfico 23). Cabe resaltar que los costos relacionados con overlift/underlift y otros costos menores han sido incluidos como una constante dentro del modelo de valoración. A continuación explicamos los proyectos más importantes que tiene la compañía para lograr una disminución de estos: 11 PACIFIC RUBIALES: Navegando en la tormenta Mantener | Inicio de Cobertura Petroeléctrica de los Llanos (PEL): Dado que cerca del 40% de los costos de producción de la compañía provienen de la generación de electricidad, desde 2013 Pacific ha venido instalando la infraestructura necesaria para conectar los campos Rubiales y Quifa con la planta de generación Chivor por medio de 260 Km de líneas de transmisión y con esto reemplazar el diesel y la quema de petróleo usada para la autogeneración de electricidad. El proyecto está siendo implementado gradualmente, pero de acuerdo con Pacific, cuando esté terminado se esperan ahorros de USD 100 millones al año, lo que podría disminuir los costos de producción de petróleo USD 1/bl y USD 2/bl. Parte de estos ahorros se vieron reflejados en el 4T14. De esta forma, estimamos que se dará un ahorro de USD 1/bl el cual se irá materializando gradualmente hasta 2016. A largo plazo la compañía espera expandir la capacidad de la línea hasta 262 MW con el fin de conectar a Rio Ariari y CPE-6, estimaciones que no fueron incluidas dado que aún se encuentran en la fase de autorizaciones gubernamentales. Agrocascada: Por medio de la construcción de dos plantas de ósmosis inversa o plantas purificadoras en Campo Rubiales (cada uno con capacidad de procesar 500 kb/d de agua), este innovador proyecto busca poder irrigar agua en plantaciones aledañas al campo, con el fin de generar un beneficio compartido entre las comunidades aledañas (generación de empleo para 1,400 personas) y la compañía (disminución de costos de energía de inyección así, como un aumento en la producción del campo en 20,000 bpe/d). A inicios de este año la compañía informó que está a la espera de la última licencia necesaria para iniciar la operación de la primera planta, con lo cual la compañía esperaría aumentar la producción bruta del campo en 10,000 bpe/d y un ahorro en costos de USD 1/bl de petróleo. Dentro de nuestro modelo consideramos que la compañía sólo pondrá en funcionamiento la primera planta de ósmosis, pero dicho ahorro se materializará de forma gradual desde mediados de 2015 y será parcialmente contrarrestado por el aumento en el corte de agua del campo (lo que aumenta los costos de producción), con lo cual el ahorro neto en 2015 sería cercano a USD 0.3/bl. Diluyentes: Uno de los grandes logros de la compañía en términos de reducción de costos está relacionado con diluyentes, al pasar de USD 13.8/bl en 2011 a USD 2.16/bl en 2014. Dicha disminución se logró por medio del remplazo gradual de diluyente importado (especialmente gasolina) por producción propia de crudo liviano para ser mezclada con el crudo pesado de campos como Quifa SW y Campo Rubiales. Los ahorros estimados son cercanos a los USD 35 millones al año, lo que equivaldría a USD 0.66/bl. Dado el gran avance que han logrado en esta materia, estimamos que el costo por diluyentes se mantendría en USD 2/bl de petróleo en el largo plazo. De esta forma estimamos costos que gradualmente irán disminuyendo, pero que se mantendrían alrededor de los USD 27/bl en el largo plazo (Gráfico 23). Gráfico 23. Costos Operativos estimados 35 30 30.5 2.2 29.2 27.8 2.1 26.5 26.7 26.8 26.9 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 12.3 11.9 11.8 11.9 11.9 12.0 15.1 13.7 12.8 11.7 11.7 11.8 11.8 2014 2015e 2016e 2017e 2018e 2019e 2020e USD/bl 25 20 13.0 15 10 5 0 Costos de Producción Costos de Transporte Costos de Diluyente Otros Costos . Fuente: Pacific Rubiales, Cálculos Corficolombiana Teniendo en cuenta dichos costos, así como los precios del crudo, proyectamos que el netback de la compañía podría oscilar entre USD 23/bl y USD 46/bl (Gráfico 24), con lo cual va a ser muy difícil que Pacific vuelva a presentar los niveles de USD 60/bl de años anteriores (USD 60/bl). 12 PACIFIC RUBIALES: Navegando en la tormenta Mantener | Inicio de Cobertura Gráfico 24. Netback y costo operativo PRE 120 100 94.0 36.4 33.2 USD/bl 80 34.0 64.5 60 40 49.5 85.3 30.5 52.6 22.9 22.6 29.2 60.2 58.2 20 Precio de Venta: 6,8% Netback (USD/bl) Costo Operativo (USD/bl) . 96.6 92.2 60.8 41.6 26.9 61.1 56.8 26.5 27.8 66.0 26.7 54.8 23.4 34.5 29.0 39.3 71.0 73.0 26.8 26.9 44.2 46.2 CAGR 2015e - 2020e 0 2009 2010 2011 2012 2013 Netback: 14,6% 2014e 2015e 2016e 2017e 2018e 2019e 2020e Fuente: PREC; Cálculos Corficolombiana Cuando se analizan los cash-costs, es decir, los costos operativos y aquellos no operativos que generan salida de caja para la compañía, esperamos que éstos presenten niveles de estabilidad entre USD 45/bl y USD 50/bl en el largo plazo (Gráfico 25). Aparte de los esfuerzos de reducción de costos que vimos anteriormente, los cash-costs se verían beneficiados de una estructura con una menor carga administrativa (G&A costs), reducciones que estimamos en un 35% en 2015 (reducción menor frente al 37% que ha indicado la compañía). Sin embargo, consideramos que los costos administrativos se mantendrían en niveles más bajos a los actuales así el precio del crudo se recupere, dado que los recortes que se están realizando podrían dejar de ser temporales para pasar a ser parte del funcionamiento normal de la compañía. Por último, hay que tener en cuenta que en un entorno de depreciación del peso colombiano, los costos y gastos de la compañía se ven beneficiados dado que están denominados mayoritariamente en pesos, mientras que sus estados financieros se presentan en dólares. Gráfico 25. Cash-cost estimados Pacific Rubiales 70 65.5 66.5 59.2 60 USD/bl 50 46.3 40 38.6 30 3.9 5.8 20 10 21.6 3.7 5.2 30.3 2.8 5.6 39.5 2.6 7.8 44.5 54.7 3.4 7.1 4.9 6.7 36.5 39.1 2013 2014 45.8 45.4 45.3 5.1 4.6 5.5 4.8 33.6 32.6 50.5 44.2 46.6 6.3 4.9 5.5 4.4 4.9 3.9 3.4 3.8 31.7 32.3 32.9 33.1 0 2009 2010 Costos Operativos 2011 2012 Gastos Administrativos 2015e 2016e 2017e 2018e 2019e 2020e Gastos Financieros Gastos Impositivos Otros Gastos . Fuente: PREC; Cálculos Corficolombiana CAPEX: Recortes y cambios en el mix de inversión Con el fin de ser consecuentes con la coyuntura actual de bajos precios del crudo, recientemente la compañía anunció que su Capex podría situarse en un rango entre USD 1.1 miles de millones y USD 1.3 miles de millones, asumiendo un precio del WTI entre USD 55/bl y USD 60/bl. Este valor resulta en un recorte de más de la mitad del Capex que la compañía ejecutó en 2014 (USD 2.4 miles de millones), e incluye una revisión que Pacific realizó sobre un estimado inicial revelado en diciembre de USD 1.5 miles de millones. La mayoría de los recursos del Capex estarán destinados a perforación de desarrollo e instalaciones, y una cantidad pequeña a exploración, con el fin de privilegiar la producción antes que los nuevos descubrimientos, lo cual está en línea con un escenario desafiante donde la prioridad debe ser el mantenimiento del negocio en el corto plazo. Por este motivo, creemos que el Capex que se ejecutará en 2015 será cercano a los USD 1.1 miles de millones y aquellas partes que no estén relacionadas con producción (actividades de exploración y otros proyectos) sufrirán un importante recorte (Gráfico 26). Luego de 2015 estimamos que el Capex crecerá de forma proporcional al precio del petróleo hasta llegar a USD 1.6 miles de millones en 2020. No estamos considerando que la compañía realice alguna adquisición o farm-in. 13 Costos Operativos: -1,6% PACIFIC RUBIALES: Navegando en la tormenta Mantener | Inicio de Cobertura Gráfico 26. Inversión en Capex por segmentos 3,000 2,382 2,500 2,066 USD mm 2,000 1,548 1,500 1,100 1,096 1,000 500 1,200 1,300 1,400 1,500 1,570 764 404 0 2009 2011 2013 Facilidades Facilidades principales Otros proyectos 2015e 2017e 2019e Acitividades de exploración Perforación de desarrollo Fuente: PREC, Cálculos Corficolombiana RESERVAS: Se mantiene el riesgo de revisiones a la baja Los factores económicos y las revisiones técnicas (relacionadas con el bajo nivel de precios del petróleo), fueron los factores determinantes en la reducción de reservas publicada por Pacific Rubiales, pasando de 619,3 mmbpe en 2013 a 510,7 mmbpe al cierre de 2014 (-17% A/A). Hacia adelante consideramos que se mantienen algunos factores de corrección a la baja como la entrega de Campo Rubiales a Ecopetrol y la expectativa de que los campos Río Ariari y CPE-6 pasen a ser auditados por evaluadores diferentes a Petrotech. La posibilidad de una baja en la certificación de reservas es uno de los riesgos más importantes dentro de nuestro modelo de valoración dado que el valor terminal es calculado por medio del Valor Neto del Activo, el cual se basa tanto en la producción como en las reservas. Nuestro escenario de valoración estima un aumento moderado en las reservas de la compañía las cuales son explicadas por los bajos precios del petróleo, la disminución en el Capex destinado a exploración, la entrega de Campo Rubiales y un posible cambio en uno de los evaluadores de reservas: Informes de reservas con supuestos ajustados para los precios del petróleo: Los certificadores de reservas independientes utilizados por la compañía, que son RPS Canadá (Quifa SW y Campo Rubiales), Netherland, Swell and Associates (campos offshore en Perú), Degolyer and MacNaughton (algunos campos de Pacific Stratus y el campo “Los Ángeles” Perú) y Petrotech (restante), toman dentro de sus variables más importantes la producción actual y estimada, los cambios en el desempeño de los campos, el nivel de precios, las condiciones económicas y las restricciones gubernamentales. De este modo, las revisiones económicas y técnicas tuvieron un importante impacto en la evaluación de reservas del año pasado (Gráfico 27). Gráfico 27. Reservas 2P estimadas e incorporación neta 700 30 650 54 613 78 mmbpe 600 550 511 500 450 400 2013 Reservas 2013 2014 Adiciones Producción Periodo Revisiones Reservas Periodo Fuente: PREC; Cálculos Corficolombiana Menos Capex para exploración: Las inversiones de capital de USD 1.1 miles de millones en 2015 (inversión 54% menor a la del año anterior) irán mayoritariamente a perforación de desarrollo e instalaciones y una pequeña proporción a exploración; por esto no esperaríamos sorpresas en las reservas para 2016 dado el limitado capital para invertir en perforaciones y desarrollos. También consideramos que la compañía no podrá realizar compras de reservas en sitio mediante la adquisición de otras compañías, como lo hizo en el pasado con Petrominerales y sus bloques que en su momento adicionaron 89 mmbpe en reservas 2P. Podrían volverse a presentar revisiones en Rubiales y Quifa: La declinación del Campo Rubiales, así como del de Quifa, y la entrega de este primero en junio de 2016 hacen prever 14 PACIFIC RUBIALES: Navegando en la tormenta Mantener | Inicio de Cobertura disminuciones futuras en sus aportes a las reservas netas de la compañía. En la última revisión (cierre de 2014), las reservas 2P de Campo Rubiales (constituidas 100% por reservas P1) declinaron de 67 mmbpe a 32 mmbpe, aunque cabe resaltar que este campo representa solamente el 6% de las reservas 2P de la compañía. Mientras tanto, las reservas 2P de Quifa declinaron de 71 mmbpe a 60 mmbpe en la última revisión. De este modo, aunque nuestra mayor preocupación sea una continuación del bajo nivel de precios a partir del cual se realicen nuevas evaluaciones de reservas, en el caso de estos dos campos el grado de maduración podría ocasionar mayores revisiones futuras a la baja. Petrotech, un certificador que nos genera dudas: Nos genera incertidumbre que la compañía que está certificando los grandes descubrimientos de Pacific (Río Ariari y CPE-6), no realice esta actividad para ninguna compañía que le reporte a la SEC. En el caso de las compañías petroleras que le reportan a esta entidad, el certificador debe reportar los procesos de control interno de la petrolera que se está certificando, y para el cálculo y la presentación de los estimados de reservas, debe realizar un reporte de certificación cumpliendo con las definiciones y los requerimientos de reporte de la SEC. Consideramos que para tener mayor credibilidad sobre las adiciones de reservas de la compañía, sería deseable que la certificación fuera realizada por una empresa con mayor reconocimiento, además de contar con experiencia práctica en el cumplimiento de los requerimientos de reporte de la SEC. En el caso de CPE-6 por ejemplo, dado que dicho campo se está explorando en asociación con Repsol (anteriormente Talisman), y Repsol debe cumplir con los estándares de dicha entidad, es probable que se presenten diferencias importantes en las certificaciones de reservas que sobre este campo reporten las dos compañías. Por esto, consideramos que las reservas netas 2P de Pacific podrían sufrir revisiones adicionales a la baja que serían parcialmente compensadas por la eficiencia del Capex de la compañía para lograr adiciones. Esta eficiencia la calculamos por medio de los F&D costs de Pacific, ajustándolos a un menor ritmo de adición debido a la disminución del plan de perforación (Gráfico 28). Asimismo, dentro de nuestra proyección estamos descartando el incremento de reservas a partir de la aplicación de la tecnología STAR, que de acuerdo con Pacific, puede potencialmente duplicar las reservas de crudo de los campos en donde se aplique adecuadamente. Gráfico 28. Reservas estimadas 2P Pacific Rubiales 800 619 514 mmbpe 600 511 499 474 515 2014 2015e 2016e 2017e 407 594 555 626 400 200 0 2011 2012 2013 Rubiales Rio Ariari Otros Crudo Liviano Quifa SW Otros Crudo Pesado Campos Gas Natural 2018e 2019e 2020e CPE-6 Bloques Petrominerales Block Z-1 Fuente: PREC; Cálculos Corficolombiana Al analizar el comportamiento de las reservas históricas y proyectadas (Gráfico 29), se observa un deterioro en el índice de reposición de reservas (adición/producción), aunque hasta 2013 había estado por encima de 200%. Sin embargo, en línea con lo presentado durante este año, estimamos que este índice continuará deteriorándose hasta 2016 y solo hasta 2017 esperamos que Rubiales vuelva a incrementar sus reservas. De esta forma, creemos que los años de reservas se mantendrán entre 9 y 10 años. Gráfico 29. Años de Reservas e Índice de Reposición de Reservas 18 16 14 12 10 8 6 4 2 0 538% 600% 14.4 500% 13.1 12.9 9.5 398% 10.9 9.1 324% 79% 10.4 9.7 9.6 400% 300% 186% 91% 175% 164% 149% 50% 200% 100% 0% 2011 2012 2013 2014 2015e 2016e 2017e 2018e 2019e 2020e Años de Reservas 2P Fuente: Pacific Rubiales, Cálculos: Corficolombiana 15 9.5 (IRR) Índice de Reposición Reservas (Der.) PACIFIC RUBIALES: Navegando en la tormenta Mantener | Inicio de Cobertura DEUDA: Covenants, la palabra de moda Para el cierre de 2014, la deuda de la compañía ascendía a USD 4,654 millones, de los cuales USD 4,062 millones correspondían a bonos con vencimientos entre 2019 y 2025, y el resto (USD 592 millones) correspondía a deuda bancaria (Gráfico 30). De igual forma, la compañía logró mejorar su perfil de vencimientos de deuda por medio de una emisión de bonos en septiembre del año pasado por USD 750 millones con vencimiento en 2025, con el fin de reemplazar el 30% de la deuda que vencía en 2021. Sin embargo, el nivel de endeudamiento de la compañía aumentó hasta USD 5.16 miles de millones, luego de que hiciera uso de una facilidad de crédito por USD 1,000 millones, que se utilizó tanto para pagar deuda de corto plazo (USD 484.3 millones), como para aumentar el nivel de caja de la compañía (USD 515.7 millones). Adicionalmente, dicho endeudamiento está sujeto a covenants que la empresa tiene el riesgo de incumplir en 2015. Teniendo en cuenta lo anterior, estamos considerando que la compañía lograría un acuerdo para aplazar el pago de dicha facilidad de crédito debido a que, en caso contrario, se presentaría una importante presión sobre la caja disponible. Gráfico 30. Perfil de vencimiento de créditos Amortizaciones 1,300 1,400 1,200 1,000 USD mm 1,000 800 600 1,100 662 483 400 200 109 0 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Fuente: PREC; Cálculos Corficolombiana Las restricciones sobre la deuda o covenants, son compromisos para realizar o abstenerse de realizar ciertas acciones mientras esté vigente una obligación crediticia. El incumplimiento de éstos por parte del deudor implica una penalidad convenida anteriormente entre el prestamista y el prestatario. En el caso de Pacific Rubiales, sus bonos están sujetos a incurrence covenants (covenants de incurrencia), los cuales solamente son evaluados en el momento en que la compañía solicite un nuevo crédito, mientras que su facilidad de crédito por USD 1,000 millones está sujeto a maintenance covenants (covenants de mantenimiento), los cuales deben ser evaluados de forma permanente. Los indicadores financieros a los que está sujeta a compromisos son principalmente los indicadores Deuda/EBITDA y EBITDA/Intereses (Tablas 10 y 11). Tabla 10. Deuda sujeta a covenants de incurrencia Instrumento de Deuda 5.375% - Notas 2019 Monto (USD mm) 1,300 7.25% - Notas 2021 662 5.125% - Notas 2023 1,000 5.625% - Notas 2025 1,100 Covenant Incurrencia Límite Deuda / EBITDA > 3.5x EBITDA / Intereses < 2.5x Tabla 11. Deuda sujeta a covenants de mantenimiento Instrumento de Deuda Monto (USD mm) Facilidad de crédito Fuente: Pacific Rubiales Fuente: Pacific Rubiales El incumplimiento de estos indicadores, en términos generales, restringiría la posibilidad de acceder a nuevo endeudamiento, con lo cual se tendrían que realizar desinversiones de activos y se restringiría el pago de dividendos a los accionistas. Sin embargo, en el caso de los maintenance covenants, existe la posibilidad de declarar un default técnico, lo que conduciría a la aceleración del pago de parte o la totalidad de la deuda asociada. Consideramos que esta situación es de vital importancia dado que, según nuestras estimaciones, Pacific podría violar los covenants en 2015 (maintenance e incurrence), 2016 (incurrence) y 2017 (incurrence), a través de indicadores Deuda/EBITDA, lo cual podría poner en riesgo la operación normal de la compañía (Gráfico 31). En contraste, estimamos que el índice de cobertura de intereses (EBITDA/Intereses) se cumplirá durante todo periodo de proyección (Gráfico 32). 16 Covenant Mantenimiento Límite Deuda / EBITDA > 4.5x EBITDA / Intereses < 2.5x 1,000 PACIFIC RUBIALES: Navegando en la tormenta Mantener | Inicio de Cobertura Gráfico 31. Evolución histórica Deuda/EBITDA 5.0x Gráfico 32. Evolución histórica EBITDA/Intereses 25.0x 4.7x 4.3x 4.0x 3.7x 22.7x 22.7x Límite Covenant 20.0x 3.5x 2.1x 1.7x 2.0x 1.0x 15.8x 2.7x 3.0x 0.8x 0.6x 0.6x EBITDA/Intereses 21.8x 15.0x 12.7x 11.9x 1.9x 1.5x 1.4x 11.4x 10.0x 8.5x 0.8x 6.5x 6.2x 4.0x 5.0x 4.5x 4.8x 2.5x 0.0x 2008 2010 2012 Deuda/EBITDA 2014 2016e Límite Covenant Inc. 2018e 2020e 0.0x 2008 Límite Covenant Man. 2010 Fuente: PREC; Cálculos Corficolombiana Fuente: PREC; Cálculos Corficolombiana Si tenemos en cuenta que el EBITDA mínimo para mantener el indicador Deuda/EBITDA por encima de 3.5x asciende a USD 1.49 miles de millones, y que nuestro modelo está incorporando las variables sobre las que tiene más control la compañía, vemos que para que Pacific logre el nivel de EBITDA requerido para 2015, el precio del petróleo se deberá ubicar por encima de los USD 66/bl en el promedio del año. El EBITDA mínimo para cumplir con el maintainance covenant de 4.5x de la facilidad de crédito rotativo es USD 1.16 miles de millones (Gráfico 33). En el mes de marzo, Pacific logró la “relajación” de este covenant por parte de los acreedores al pasar de 3.5x a 4.5x, lo que implica una menor exigencia requerida sobre la generación de caja de la compañía. 7.0x 6.5x 6.0x 5.5x 5.0x 4.5x 4.0x 3.5x 3.0x 2.5x 2.0x 2.00 Deuda/ Ebitda Deuda/Ebitda incurrencia Deuda/EBITDA mantenimiento EBITDA (der.) 1.80 1.60 1.40 1.20 1.00 0.80 USD miles de millones Deuda/EBITDA 22. Costos Operativos Gráfico 33. Gráfico Sensibilidad EBITDA y covenantPRE* Deuda/EBITDA 0.60 50 52 54 56 58 60 62 WTI: USD/bl 64 66 68 70 Fuente: Pacific Rubiales. Cálculos: Corficolombiana Desde el año pasado, el tema de los covenants le ha generado castigos a la cotización de la acción, y a la de los bonos emitidos por la compañía. Sin embargo, la desvalorización de los bonos se vio aún más afectada luego de que se presentaran preocupaciones por un incumplimiento (no justificado) en el pago de la deuda luego de revelarse que Gran Colombia Gold no honró el pago de los intereses de su deuda senior al cierre de 2014, cuyo valor ascendía a USD 100 millones. La relación entre Pacific y esta compañía se limita solamente a que comparten dos miembros en sus juntas directivas: Serafino Iacono y Miguel Campa. Teniendo en cuenta la asociación entre las empresas y que para el cuarto trimestre de 2014 la cotización del petróleo había retrocedido 41.6% (referencia WTI), a mediados de enero de 2015 la acción de Pacific y su deuda fueron castigadas de forma importante (Gráfico 34). Sobre este punto aclaramos que aunque hay una relación (así no sea jurídica) entre Gran Colombia Gold y Pacific Rubiales, la situación de liquidez de una empresa no tiene que ver con la otra, salvo en el contexto global de la cotización de los commodities. Gráfico 34. Comportamiento bonos Pacific Rubiales Tasa de rendimiento (%) 25 20 15 2019 2021 2023 2025 17.5 14.8 13.9 13.0 10 5 0 oct-14 nov-14 Fuente: Bloomberg. Datos al 09 de marzo 17 20.3 dic-14 ene-15 feb-15 mar-15 2012 2014 2016e 2018e 2020e PACIFIC RUBIALES: Navegando en la tormenta Mantener | Inicio de Cobertura Los bonos de Pacific son considerados de “grado especulativo”, es decir, no son “grado de inversión”. De hecho, Fitch recientemente bajó la calificación crediticia de BB+ a BB y puso la perspectiva (outlook) en negativo por lo cual es probable que la calificación siga bajando (en abril S&P también rebajó en un escalón su calificación). Con precios de WTI de USD 50/bl en 2015 y USD 60/bl en 2016, la calificadora espera relaciones de Deuda/EBITDA por encima de 4x, incumpliendo de esta forma los covenants de sus títulos de deuda (bonos), en línea con nuestras expectativas. Es importante tener en cuenta que de no mejorar la perspectiva de los precios del crudo, es indispensable que los proyectos de ahorro de costos lleguen a feliz término. La evolución de los Z-spreads sobre la deuda de la compañía (indicador de prima de riesgo crediticio) evidencian un gran deterioro durante el primer mes de 2015 a partir del default de Gran Colombia Gold mencionado anteriormente, seguido de una estabilización en niveles muy superiores a sus históricos. Estimamos que las primas de riesgo de los bonos de Pacific se van a mantener en niveles elevados y por encima de las de sus pares comparables hasta que su nivel de apalancamiento Deuda/EBITDA se ubique en niveles anteriores a diciembre de 2014 (Gráficos 35 y 36). Sin embargo, resaltamos la mejora en el comportamiento de los bonos de Pacific luego de la relajación del covenant de apalancamiento de la facilidad de crédito rotativo. Gráfico 35. Z-Spread PRE 2019 vs. Z-Spread Comparables Bloomberg Gráfico 36. Diferencia Z-Spread PRE 2019 vs. Comparables 2,500 1,200 PRECN 2019 2,000 1,928 1,000 Prom. Comparables Bloomberg 1,089 Diferencia Z-Spread PRECN 2019 vs. Comparables Bloomberg 800 1,500 1,103 1,000 747 pbs pbs 600 400 356 200 0 500 -200 0 10/14 11/14 Fuente: Bloomberg. Datos al 09 de marzo 12/14 01/15 02/15 03/15 -400 10/14 11/14 Fuente: Bloomberg. Datos al 09 de marzo Por este conjunto de factores y en concordancia con las metas de la empresa para 2015, consideramos que Pacific Rubiales va a restringir el endeudamiento al mínimo; sin embargo, suponemos que se mantiene la facilidad de crédito rotativo, y la utilización de la totalidad del cupo de endeudamiento permitido por esta facilidad durante los siguientes años, lo cual requerirá de una mayor colaboración por parte de los bancos que hacen parte del vehículo (aplazar pagos, no declarar default en caso de superar levemente el límite de 4.5x Deuda/EBITDA, y ampliar plazos), junto con el correspondiente incremento en las tasas de interés requeridas. 18 12/14 01/15 02/15 03/15 PACIFIC RUBIALES: Navegando en la tormenta II. Mantener | Inicio de Cobertura VALORACIÓN Iniciamos cobertura de Pacific Rubiales con un Precio Objetivo de COP $6,291 para el cierre de 2015 y una recomendación de “Mantener”, lo cual implica un potencial de valorización de 4.3% con respecto al precio de cierre del 07 de abril de 2015. Dicho precio implica un múltiplo EV/EBITDA de 2.4x y un múltiplo EV/Reservas (2P) de USD 11.4. El cálculo del precio objetivo está basado en un Flujo de Caja Descontado hasta 2020 y de allí en adelante un estimado del valor de de sus reservas 2P esperadas utilizando la metodología de Valor Neto del Activo (NAV por sus siglas en inglés). Nuestro escenario de valoración es conservador considerando que no esperamos que se vaya a dar una pronta recuperación en la producción de la compañía luego de la finalización del contrato de Campo Rubiales, no incluimos reservas o producción adicional a partir de la realización de proyectos como STAR, ni esperamos el funcionamiento de otros proyectos que se están llevando a cabo, como el barco de licuefacción de gas natural, según como mencionamos anteriormente. Si bien creemos que la compañía puede tener un potencial interesante en el largo plazo, su precio actual en bolsa continuará afectado por la coyuntura de bajos precios del petróleo, su nivel de apalancamiento, la reorganización de sus planes de inversión y una posible desaceleración en la adición de sus reservas 2P, además de la alta volatilidad que históricamente ha tenido la especie, la cual en parte podría ser explicada por el riesgo que conlleva invertir en una compañía con debilidades en la estructura de su gobierno corporativo (como analizaremos más adelante). Nuestro modelo de valoración asume que la compañía va a realizar desinversiones de sus activos en 2015 por un monto cercano a los USD 0.4 mil millones, los cuales provendrían de la posible venta del 30% de su participación en Pacific Midstream por USD 200 millones (recordemos que Pacific ya había vendido un 43% de su participación en esa empresa a la Corporación Financiera Internacional por un monto de USD 320 millones) y de la venta de una parte del 41% de participación en Pacific Infrastructure, la cual es dueña de Puerto Bahía y Olecar (dos proyectos que aún no han presentado importantes avances), por USD 240 millones. Consideramos que el año 2015 será desafiante para la compañía, dado que presentaría una disminución en sus ingresos de 35.1% A/A, explicados por una caída en los precios realizados de venta de crudo de 38.6% A/A, ligeramente compensada por el aumento en la produción de 2.1%, la cual creemos que será impulsada por el desarrollo que alcanzará la compañía en sus campos livianos, el avance en Rio Ariari y CPE-6, y un comportamiento favorable de Quifa SW. En términos de costos de producción y operacionales, estamos considerando disminuciones graduales desde 2015, lo que junto a un gasto de DD&A de USD 1.2 miles de millones (63.4% A/A debido a que en 2014 se realizó un reconocimiento por deterioro de activos ante la caída del precio del petróleo), gastos Generales y Administrativos de USD 180 millones (30% A/A explicado por disminuciones en gastos de publicidad y de personal), y una caída de 39.2% A/A en los gastos relacionados con Compensación Basada en Acciones (debido a una menor ejecución de opciones por los bajos precios de la acción), darán como resultado una pérdida operacional de USD 89.9 millones. Este resultado se compara de forma “menos negativa” con la pérdida operacional de USD 790 millones en 2014. De esta forma, estimamos que el EBITDA de la compañía para 2015 se ubicará en USD 1.1 miles de millones, disminuyendo 55.3% frente al presentado en 2014. Finalmente estimamos que presentará una pérdida neta de USD 620 millones, lo cual representa una reducción frente a la pérdida de USD 1,334 millones en 2014. Un mayor detalle de las cifras se presenta en la página 2 de este informe. En términos de caja, estimamos que debido a los malos resultados de 2015, los cuales serán compensados parcialmente por la disminución del Capex de la compañía (-52% A/A a USD 1.1 miles de millones), y un efecto contable ocasionado por liberación de capital de trabajo y desinversiones, la compañía presentará un flujo negativo de USD 398.6 millones que será compensado por un flujo positivo en años siguientes. 19 PACIFIC RUBIALES: Navegando en la tormenta Mantener | Inicio de Cobertura De esta forma, utilizando estas estimaciones, calculamos el valor presente de los flujos de caja de la compañía hasta 2020, y un valor terminal determinado mediante la utilización de la metodología NAV. Asumimos un costo de capital (WACC) de 13.3% basado en el valor de mercado tanto de su patrimonio como de su deuda (incluyendo la tasa de mercado de sus bonos con vencimiento al 2019), una tasa libre de riesgo de 4%, un beta apalancado de 2.4 y una estructura óptima de capital de 40% Equity y 60% Deuda (Tablas 12 y 13). Tabla 12. Flujo de Caja Libre (USD m) Periodo 2015 2016 2017 2018 2019 2020 EBITDA 1,099,735 1,200,965 1,397,727 1,882,049 2,472,142 2,789,614 Taxes -134,433 -102,248 -88,627 -89,149 -278,702 -651,805 Var. En WK -443,015 86,904 26,074 -297,185 19,696 -15,288 CAPEX -910,800 -1,014,000 -1,120,600 -1,205,400 -1,290,000 -1,350,200 (+/-) Otros -10,000 -15,000 -20,000 -20,000 -20,000 -20,000 -398,513 156,620 194,574 270,314 903,135 752,321 (=) FCF Cálculos: Corficolombiana Tabla 14. Valoración DCF + NAV (USD m) Tabla 13. WACC Market Cap (USD mm) 799 Tasa Mercado Título 2019 17.0% Valor de Mercado Deuda (USD mm) 2,983 EV 3,782 Beta Apalancado VP Flujo de Caja Libre 1,025,896 VP Valor Temirnal 4,501,744 Enterprise Value 2.4 5,527,640 Caja y Equivalentes 616,819 Activos No Operativos 616,819 5,121,803 Tasa Libre de Riesgo 4.0% Pasivos Financieros Prima de Riesgo Equity 5.0% Otros Pasivos CDS Colombia 2.0% 201,576 Total Pasivos 5,323,379 Ke 18.1% Valor del Equity USD m Tasa impositiva 40.0% VaLOR DEL Equity COP mm Ponderación Equity 40% Ponderación Deuda 60% WACC 821,081 1,970,593 Acciones en Circul. 13.3% 313,255,047 Precio Acción COP 6,291 Precio Acción CAD 2.81 Cálculos: Corficolombiana Cálculos: Corficolombiana Tabla 15. Producción Neta PRE y Precio del WTI (P.O en COP) Pacific Rubiales Producción Neta (bpe/d) Precio WTI 2015 (USD/bl) 45 50 55 60 65 130,563 $ $ $ $ $ 671 2,313 4,087 6,335 8,991 140,563 $ $ $ $ $ 1,376 3,217 5,191 7,638 10,493 150,563 $ $ $ $ $ 2,078 4,118 6,291 8,937 11,991 160,563 $ $ $ $ $ 2,779 5,018 7,388 10,233 13,486 170,563 $ $ $ $ $ 3,479 5,961 8,485 11,528 14,979 Cálculos: Corficolombiana Tabla 16. WACC y Precio del WTI (P.O en COP) WACC Precio WTI 2015 (USD/bl) 45 50 55 60 65 Cálculos: Corficolombiana 20 12.3% $ $ $ $ $ 3,962 6,013 8,198 10,855 13,918 12.8% $ $ $ $ $ 3,046 5,091 7,270 9,922 12,981 13.3% $ $ $ $ $ 2,164 4,204 6,291 9,024 12,079 13.8% $ $ $ $ $ 1,316 3,351 5,518 8,160 11,211 14.3% $ $ $ $ $ 498 2,529 4,691 7,328 10,375 PACIFIC RUBIALES: Navegando en la tormenta Mantener | Inicio de Cobertura MÚLTIPLOS: ¿Transa debajo de sus pares? Sí, pero no… Históricamente se ha tenido la idea de que Pacific Rubiales está subvalorada frente a sus pares; de hecho, en el Investor Open House del año pasado, ellos se identifican como una compañía que está siendo subvalorada en el mercado. Sin embargo, este tipo de afirmaciones son suspicaces debido a que la “valoración relativa” depende de los comparables escogidos, y en todo caso debe haber un análisis sobre las causas de dicho descuento. Es decir, el mercado no “subvalora” o “sobreestima” una compañía sin un análisis sustentado sobre la misma. De hecho, múltiplos tales como EV/EBITDA, P/E, P/BV, etc, pueden ser analizados como un termómetro que mide el sentimiento del mercado sobre un sector, así que un descuento se podría presentar tanto por una baja expectativa de crecimiento de ingresos, como por una menor generación de caja. Por eso, consideramos que dicho análisis debe realizarse mirando factores adicionales al simple comportamiento histórico de estos indicadores frente a sus comparables. En el caso de Pacific Rubiales, decidimos escoger dos de los múltiplos más seguidos por el mercado para las compañías petroleras Junior, que son el EV/Reservas 2P y el EV/EBITDA fwd, y compararlos con diferentes variables que los inversionistas considerarían relevantes para una compañía de exploración y producción (E&P). De igual forma, hicimos este ejercicio para los comparables y con esto evaluamos aquellas expectativas que mejor se comportaban con dichos múltiplos. Cabe aclarar que decidimos escoger los mismos comparables que usó la compañía a lo largo de la presentación del Investor Open House de mayo del 2014 (con excepción de Canacol, por el cambio que ha presentado en su matriz de reservas y producción más enfocada a gas, y Afren, la cual está presentando serios problemas en la viabilidad de su negocio). Con este análisis buscamos demostrar que el “descuento” al cual negocia la compañía está soportado en variables propias de ésta, lo cual implica que los resultados de estos múltiplos no necesariamente muestran que la acción esté barata. Como resultado, vemos que existe una relación importante entre las expectativas de crecimiento de la producción y el múltiplo EV/Reservas 2P, es decir, que a mayor crecimiento esperado en la producción neta de petróleo de una compañía, es de esperar que transe a un mayor múltiplo (Gráfico 37). Gráfico 37. EV/Reservas 2P - Crecimiento producción EV/Reservas 2P $30 Parex Crescent $25 $20 Talisman $15 $10 $5 Baytex PRE Suncor Canadian Res. Penn West Bankers $-15% -5% 5% 15% Crecimiento Producción 2014 - 2015e R² = 0.5399 25% 35% Fuente: Bloomberg. Cálculos: Corficolombiana Nota: El tamaño de las burbujas indica el nivel de producción de la compañía respectiva Pacific Rubiales está transando a un múltiplo más bajo frente a sus comparables (el promedio es USD 12 mientras que Pacific transa a USD 10) debido a que el mercado tiene una expectativa moderada sobre el crecimiento de su producción, y de hecho, la especie se encuentra sobre la línea de tendencia de la gráfica, con lo cual consideramos que se encuentra dentro de un nivel “justo”. Esto explica en parte por qué Parex, una pequeña compañía petrolera con presencia en Colombia, presenta un múltiplo tan alto a pesar de que tan sólo produce 25 kbpe/d. Por otro lado, observamos también una importante relación entre el múltiplo EV/EBITDA fwd y el crecimiento esperado para el EBITDA en 2015, con lo cual, a mayor expectativa sobre el EBITDA, el múltiplo de la compañía debería ser igualmente mayor. Dicha relación se puede observar en el Gráfico 38. 21 PACIFIC RUBIALES: Navegando en la tormenta Mantener | Inicio de Cobertura Gráfico 38. EV/EBITDA fwd - Crecimiento EBITDA $10 EV/EBITDA Fwd Suncor Canadian Res. $9 Crescent $8 Baytex $7 Penn West $6 Talisman $5 $4 $3 PRE Parex Bankers R² = 0.508 $2 -60% -40% -20% 0% Crecimiento EBITDA 2014 - 2015e 20% 40% Fuente: Bloomberg. Cálculos: Corficolombiana Nota: El tamaño de las burbujas muestran el EBITDA de la compañía respectiva. En esta gráfica, Pacific Rubiales está transando a un múltiplo más bajo frente a la línea de tendencia, lo cual podría sugerir que el mercado sí esté subvalorando a la compañía (PRE: 2.3x, comparables: 6.2x), o en otras palabras, el múltiplo EV/EBITDA fwd debería estar transando un poco más alto dado que la variación del EBITDA para 2015 es “menos mala” de lo que percibe el mercado. Por último, vemos que los múltiplos de Pacific han presentado una disminución importante desde mediados de 2014, lo cual está en línea con la caída de los precios del petróleo, y ahora transan muy por debajo de sus promedios históricos de 3.6x en el EV/EBITDA fwd y de USD 14.5 en el EV/Reservas (Gráficos 39 y 40). Gráfico 40. Comportamiento histórico EV/Reservas 2P Gráfico 39. Comportamiento histórico EV/EBITDA Fwd 5.5 5.0 21.0 4.5 3.63 3.5 3.0 USD/bl 4.0 16.0 14.47 11.0 2.5 2.0 1.5 1.0 dic-2011 Fuente: Bloomberg 6.0 Series1 Promedio dic-2012 dic-2013 dic-2014 1.0 dic-2011 EV/Reservas 2P (USD/boe) Promedio dic-2012 Fuente: Bloomberg En conclusión, observamos que existe una relación entre los mútliplos a los que transa una compañía y las expectativas que el mercado tiene sobre ciertas cifras, las cuales en el caso de este análisis fueron el crecimiento en la producción y del EBITDA para el año 2015. Dichas expectativas, las cuales fueron tomadas del consenso de analistas de Bloomberg, nos permiten observar que los múltiplos a los cuales negocia Pacific Rubiales presentan cierto descuento frente a sus comparables, pero es en parte justificado por unas bajas estimaciones. En el caso de la relación entre el EV/EBITDA fwd y el crecimiento del EBITDA esperado vemos que aunque el descuento frente a sus comparables es justificado, el mercado ha sobredimensionado dicho descuento. Sin embargo, consideramos que parte de dicho efecto puede explicarse por una falta de credibilidad sobre la compañía, por el incumplimiento de las expectativas (guidance) de la petrolera, o por prácticas corporativas que no son bien vistas por el mercado. 22 dic-2013 dic-2014 PACIFIC RUBIALES: Navegando en la tormenta III. Mantener | Inicio de Cobertura GOBIERNO CORPORATIVO LO DESTACABLE: Un presente más transparente, más sostenible: Desde el año 2013 Pacific Rubiales se encuentra incluida en el índice de sostenibilidad del Dow Jones (DJSI) de Norteamérica, lo que implica el cumplimiento de ciertos requerimientos en materia económica, medioambiental y social. De igual forma, se destaca que su informe anual de sostenibiliad (2013) está basado en las directrices del Global Reporting Iniciative (GRI) el cual exige unos lineamientos estándar para la presentación de memorias anuales, en donde la compañía debe evaluar su desempeño económico, ambiental y social. Estos lineamientos se complementaron con los avances que la compañía ha tenido en la implementación de los principios del Pacto Global, el cual busca que las empresas que se acojan voluntariamente a estas directrices aporten al desarrollo humano por medio de 10 principios en derechos humanos, prácticas laborales, de medio ambiente y anticorrupción. Se destaca igualmente que dentro de los reconocimientos más importantes que ha obtenido la empresa, se encuentra el haber sido considerada por el World Finance como la compañía de Oil & Gas más sostenible de América Latina en 2012. En la actualidad, Pacific Rubiales cuenta con 12 miembros en su Junta Directiva, de los cuales 58% son independientes, de acuerdo a los estándares NI 58-101 de Canadá. Todos los miembros son elegidos anualmente en la Asamblea de Accionistas y pueden ser reelegidos de forma indefinida: Serafino Iacono (No Independiente) • Co-Director. Elegido en 2008 • Se desempeñó como Co-Presidente y Co-Fundador de Pacific Stratus Energy. • Actualemente es Director Ejecutivo y Co-Presidente de Gran Colombia Gold, CGX Energy y director de Pacific Coal. Miguel de la Campa (No Independiente) • Co-Director. Elegido en 2008 • Junto con Iacono, se desempeñó como Co-Presidente y Co-Fundador de Pacific Stratus Energy. • Al igual que Iacono, es Co-Director y Co-Presidente de Gran Colombia Gold, CGX y director de Pacific Coal. Ronald Pantin (No Independiente y CEO) • Director. Elegido en 2007 • Actualmente es CEO de Pacific Rubiales . Es reconocido por su conocimiento en el sector, luego del conocimiento adquirido en PDVSA. • Es director de Pacific Coal, CGX y US Oil Sands José Francisco Arata (No Independiente y Presidente) • Director. Elegido en 2008 • Actualemente es Presidente de Pacific Rubiales. anteriormente fue director y CEO de Pacific Stratus Energy. • Es también director de Pacific Coal y CGX. German Efromovich (No Independiente) • Director. Elegido en 2007 • Actualmente es director de Synergy Group, lel cual es propietario de Avianca, entre otras compañías. • Fue dueño de Petro Rubiales y del contrato del Campo Rubiales Neil Woodyer (Independiente) • Director. Elegido en 2008. • Socio Fundador del Grupo Endeavour en 1988. Actualmente es Director Ejecutivo en Endeavour Mining. • Socio del Instituto de Contadores Públicos de Inglaterra y Gales. Augusto López (Independiente) • Director. Elegido en 2008. • Fue Presidente de Bavaria durante más de 15 años. • Actualmente es director de Petroamérica , Gran Colombia y Sportsat. Miguel Rodríguez (Independiente) • Director. Elegido en 2008. • Actualmenmte es director de Pacific Coal y Endeavour Mining Hernán Martínez (Independiente) • Director. Elegido en 2011 • Fue Ministro de Minas y Energía desde el 2006 al 2010. También fue miembro de la Junta de Ecopetrol • Actualmente es Director Ejectuvio de Pacific Coal y director de Gran Colombia y CB Gold Inc. Victor Rivera (Independiente) • Director. Elegido en 2010 • Fue CEO de Hocol hasta el 2002, luego trabajó como Alto Comisionado para la Protección de la Infraestructura Energética. • Fue CEO de Petrotesting Colombia Dennis Mills (Independiente) • Director. Elegido en 2012 • Fue Vicepresidente y Director Ejecutivo de MI Developments desde el 2004 hasta 2011 y Viscepresidente de Magna International desde 1984 a 1987. Del 1988 a 2004 se desempeñó como Miembro del Parlamento Federal de Canadá. • Actualmente es director de CGX Energy Francisco Solé (Independiente) • Director. Elegido en 2012. • Actualmente es Director en el Grupo Planeta. También forma parte de la Junta Directiva de Mapfre Seguros Generales de Colombia y Mapfre Colombia Vida Seguros. Fuente: Pacific Rubiales. 23 PACIFIC RUBIALES: Navegando en la tormenta Mantener | Inicio de Cobertura Con respecto a sus principales ejecutivos (14), resaltamos que 4 de sus miembros también pertenecen a la Junta Directiva, como se muestra a continuación. Esta situación debe cambiar si la compañía tiene el propósito de cumplir con altos estándares de gobierno corporativo: *Serafino Iacono *Miguel de la Campa • Co-Director desde 2008 Eduardo Lima • VP Proyectos e Infraestructura desde 2008 • Co-Director desde 2008 Marino Ostos • Corporate VP, New Ventures *Ronald Pantin • CEO desde 2007 Jairo Lugo • VP, Exploración *José Francisco Arata • Presidente desde 2008 Luis Pacheco • VP estrategia y IT Carlos Pérez • CFO desde 2007 William Mauco • VP Trading Frederick Kozak • VP Relación con Inversionistas Luis Andrés Rojas • COO desde 2008 Leyda Vargas • VP Recursos Humanos Fuente: Pacific Rubiales. *Corresponden a miembros de la gerencia que pertenecen también a la Junta Directiva. Por último, Pacific Rubiales tiene comités de Auditoría, de Compensación y Recursos Humanos, de Gobierno Corporativo y Nominación, de Reservas, de Sostenibilidad, y de Nuevos Negocios y Oportunidades. A continuación se muestran los miembros de cada uno de los comités, los cuales están conformados por directores de la Junta Directiva: Comité de Auditoría (100% Independiente) • Encargado de implementar sistemas de controles internos así como de verificar la independencia de los auditores externos de la compañía. Se reúne no menos de 4 veces al año. • Composición: Dennis Mills, Hernán Martínez y Miguel Rodríguez. Comité de Compensación y Recursos humanos (100% Independiente) • Da el visto bueno en materia de remuneración para sus ejecutivos, y decide su respectiva estructuración. Evalúa el desempeño del CEO con el fin de determinar incentivos como bonos, opciones sobre acciones y recompra de acciones. • Está conformado por 3 miembros independientes (Francisco Solé, Miguel Rodríguez y Nel Woodyer), pero anteriormente perteneció Miguel de la Campa, creando un conflicto de intereses al pertenecer al Comité que determinaría su compensación siendo a la vez un ejecutivo de la compañía. Comité de Gobierno Corporativo y Nominación (100% Independiente) • Se encarga de evaluar las funciones de la Junta Directiva así como de monitorear el cumplimiento de las prácticas de gobierno Corporativo dentro de ésta. Otra responsabilidad es identificar candidatos a directores para elección en los encuentos con accionistas. • Miembros: Dennis Mills y Victor Rivera. Comité de Reservas (66.7% Independiente) • Es el encargado de realziar encuentros con los evaluadores independientes de reservas con el fin de discutir los resultados de los diferentes estudios y comunicárselos a la Junta Directiva. De igual forma podrá revisar las recomendaciones de la gerencia con respecto a cambios en los evaluadores independientes. • Miembros: José Francisco Arata, Hernán Martínez y Victor Rivera. Comité de Sostenibilidad (66.7% Independiente) Comité de Nuevas Oportunidades (100% Independiente) • Asiste a la Junta Directiva sobre directrices en materia de políticas de sostenibilidad y la responsabilidad de los directores y ejecutivos en esta materia • Miembros: José Francisco Arata, Hernán Martínez y Victor Rivera • Este Comité fue creado con el fin de revisar y aprobar las transacciones que se realizan por partes relacionadas. De igual forma, asegura que dichas transacciones estén en cumplimiento con las leyes y covenants vigentes. • Miembros: Migue Rodríguez, Dennis Mills, Victor Rivera y Hernán Martínez. Fuente: Pacific Rubiales. En términos generales, la compañía cuenta con una buena estructura de gobierno corporativo, teniendo en cuenta la exigente labor de revelación de información que realiza, la cual debe cumplir con las políticas GRI. De igual forma, pertenece al DJSI, la mayoría de sus miembros son independientes, y posee un equipo con amplio conocimiento del sector y un conjunto de comités que busca hacer más transpartente la gestión de la empresa. Sin embargo, es conocido que en el mercado existe cierto recelo sobre las prácticas corporativas de la compañía, razón que podría explicar en parte la elevada volatilidad de la especie en el mercado. Un ejemplo claro se presentó durante 2012 y 2013 cuando la participación de las AFP colombianas en Pacific Rubiales pasó de 12.8% al 4.7%, ante la negativa por parte de esta de incorporar a un representante de las AFP como miembro independiente de la Junta 24 PACIFIC RUBIALES: Navegando en la tormenta Mantener | Inicio de Cobertura Directiva. Para esta labor, las AFP postularon a Santiago Montenegro, Presidente de Asofondos. Las AFP realizaron la primera solicitud la en mayo de 2012, sin que esta llegara a buen término, luego, en mayo de 2013 realizaron una nueva solicitud y ante la nueva negativa de la petrolera, las AFP comenzaron el desmonte gradual de su posición (Gráfico 41). De acuerdo con Pacific Rubiales, en ninguna de las ocasiones Asofondos realizó el trámite requerido por las autoridades canadienses. Adicionalmente, Rubiales le comunicó a las AFP que esto le generaría restricciones similares a las que tienen los insiders para la compra y venta de acciones, entre las que se encuentran periodos de blackout (imposibilidad de comprar o vender) previos a las reuniones trimestrales (15 días) y anuales (30 días). Gráfico 41. Participación AFPs locales 14.0% 12.0% 11.8% 12.8% 12.7% 12.4% 11.5% 10.0% 8.3% 8.0% 6.0% 4.7% 4.0% 2.4% 2.0% 2.0% 1.4% 0.7% 0.3% 0.0% jun-12 oct-12 feb-13 jun-13 oct-13 feb-14 jun-14 oct-14 feb-15 Fuente: Pacific Rubiales; Cálculos: Corficolombiana LO QUE SE PUEDE MEJORAR: Aún hay camino por recorrer 1. ¿Los miembros “no independientes” deberían ser también los principales ejecutivos de Pacific Rubiales? Las Juntas Directivas tienen un papel fundamental en cualquier compañía al ser el “director de orquesta”, es decir, el órgano designado por los accionistas para dirigir la compañía en función de sus intereses, además de servir como órgano consultor de los ejecutivos de la compañía. Sin embargo, si la Junta Directiva debe ser la encargada de velar por los intereses de diversos grupos y principalmente de los accionistas, y con ello ser una especie de vigilante de las actuaciones de la alta gerencia, no parece apropiado que 4 de los 12 miembros de la Junta sean igualmente altos ejecutivos de Pacific y más aún que ocupen los puestos más relevantes al interior de la organización. Esta situación puede generar conflictos de interés al interior de la Junta y entorpecer el cumplimiento de los objetivos de la misma. 2. La mayoría de los miembros independientes tuvieron vínculos laborales con los “no independientes” en otras compañías Otro punto de buen gobierno corporativo está relacionado con el hecho de tener una mayoría de directivos independientes en la Junta (en el mejor de los casos, tres cuartas partes o más). En un nivel más exigente se buscaría que el Presidente de dicha Junta sea también independiente, buscando que las directrices de la compañía estén libres de un posible conflicto de intereses. Sin embargo, en el caso de Pacific Rubiales, una buena parte de los miembros independientes tienen o han tenido relación con algún miembro “no independiente” en otras compañías, con lo cual, la presencia de estos vínculos le puede restar independencia a la Junta Directiva, a pesar que de acuerdo a la ley canadiense el 58% de sus miembros pueden tener la denominación de independientes: 25 PACIFIC RUBIALES: Navegando en la tormenta José Arata fue Cofundador, director y Executive VP entre 2006 y 2009 Mantener | Inicio de Cobertura Neil Woodyer fue un Director de Coalcorp entre 2005 y 2008 Miguel de la Campa fue Co-fundador, director y Presidente entre 2006 y 2008 José Arata fue Director , y Executive VPde Exploración entre 2004 y 2009 Miguel de la Campa fue un Director entre 2004 y 2010 Augusto López fue un director entre 2006 y 2008 Serafino Iacono fue Co-fundador, director y CEO entre 2005 y 2008 Miguel Rodríguez fue un director entre 2007 y 2009 Coalcorp José Arata actualmente es un Director Medoro Serafino Iacono fue un Director entre 2004 y 2010 Peterl Volk es Consejero General Ronald Pantin actualmente es un Director Neil Woodyer fue un Director entre 2004 y 2008 Ronald Pantin actualmente es un Director Augusto López fue un director entre 2009 y 2011 José Arata actualmente es Director Miguel Rodríguez actualmente es un Director Serafino Iacono actualmente es un Director Pacific Coal Miguel de la Campa actualmente es un Director Miguel de la Campa actualmente es CoChairman de la Junta Serafino Iacono actualmente es CoChairman de la Junta CGX Hernán Martínez actualmente es Executive Chairman Augusto López es actualmente Director Ronald Pantin fue director en 2011 Hernán Martínez es actualmente Director Gran Colombia Gold Fuente: Pacific Rubiales. Nota: Los colores en verde corresponden a los miembros “No Independientes” y los de color azul a los “Independientes” De hecho, si citáramos la ley 962 de 2005 del Mercado Público de Valores, la mayoría de los miembros no pueden ser considerados independientes; sin embargo, al ser una compañía canadiense, Pacific no está obligada a cumplir con esa norma. Por este hecho, consideramos que el acatamiento de elementos de gobierno corporativo local sería muy bien visto por el mercado, como por ejemplo el diligenciamiento y publicación de cuestionarios como el “Código País”, el cual es realizado voluntariamente por los principales emisores del país. Vale la pena aclarar que los datos anteriormente citados fueron obtenidos de la información suministrada por la Compañía en el prospecto de la emisión de deuda realizada en septiembre de 2014. Con base en esta información, exceptuando a Víctor Rivera y Francisco Solé, los demás miembros independientes de la Junta Directiva han ocupado alguna posición (ya sea gerencial o directiva) en compañías donde también han participado miembros no independientes de Pacific Rubiales. 3. Transacciones con partes relacionadas Pacific realiza transacciones con partes relacionadas, dado que varios de los servicios complementarios son ofrecidos por compañías donde comparten asientos algunos de los miembros de Junta Directiva. Cabe aclarar que la compañía ha advertido que dichas 26 Dennis Mills actualmente es Director Augusto López es actualmente Director Petroamérica PACIFIC RUBIALES: Navegando en la tormenta Mantener | Inicio de Cobertura transacciones se realizan en condiciones similares a las de mercado o incluso en ciertos casos, en condiciones más favorables. Estos son los principales costos en los que anualmente incurre la compañía con relacionadas: José Arata Blue Pacific Miguel de la Campa Serafino Iacono Transmeta Germán Efromovich Petroleum Aviation Services Helicol Air Transmeta Transporte Aéreo Contrato de arrendamiento de las oficinas que cubren un total de 12,260 m2 por un valor mensual de USD 305.1 mil (anual de USD 3.6 millones). El contrato expira en 2020, el cual se ajusta a una variación anual del IPC + 3% Servicios de transporte de pasajeros sin un contrato fijo. En 2011 Pacific pagó USD 0.5 millones en 2012, USD 0.1 millones en 2013 y en los primeros meses del 2014 la suma de USD 0.1 millones. Transmeta Petroleum Aviation Helicol Air Provee servicios de transporte de crudo. La compañía realizó pagos por USD 47.1 millones en 2011, USD 40.7 millones en 2012, USD 34 millones en 2013 y USD 4.7 millones en los primeros seis meses de 2014. Acuerdos de transporte aeronáutico. Los pagos fueron por USD 9.5 millones 2011, USD 14.3 millones en 2012, USD 14.3 millones en 2013 y USD 0 los primeros seis meses del 2014. Acuerdo de transporte de pasajeros. Los pagos fueron USD 1.3 millones en 2011, USD 2.5 millones en 2012, USD 0.6 millones en 2013 y USD 6 millones en los primeros seis meses del 2014 respectivamente. Fuente: Pacific Rubiales. Nota: de acuerdo a información publicada por Bloomberg, Miguel de la Campa y Serafino Iacono poseen una participación en Pacific Rubiales del 0.03% y 0.01%, respectivamente 4. Los altos salarios de los ejecutivos no son bien vistos por el mercado En la administración moderna está bien visto compensar a los gerentes de las compañías por medio de bonificaciones que estén atadas al desempeño de algún parámetro que pueda evaluar su trabajo, como puede ser el caso del precio de la acción de la compañía. Si bien ésto ha resultado ser un mecanismo eficaz para alinear los intereses de la gerencia con los de los accionistas, también puede generar incentivos negativos como la búsqueda de resultados cortoplacistas que no le generan valor a la compañía en el largo plazo. En el caso de Pacific Rubiales, las compensaciones por concepto de bonos y opciones sobre acciones han sido una parte fundamental en la remuneración de sus 4 ejecutivos más importantes (De la Campa, Iacono, Pantin y Arata) hasta llegar al punto de que los cuatro han estado en la prestigiosa lista de los 100 CEOs mejor remunerados de todo Canadá de 2008 a 2013, de acuerdo al Canadian Centre for Policy Alternatives, que anualmente realiza un informe sobre este aspecto. Aunque la elevada remuneración a los ejecutivos es común en las empresas del sector petrolero, es importante aclarar que dentro de esta lista no es común ver a tantos miembros de una misma compañía (Tabla 14 a 17). Hasta 2013, la elevada remuneración de los altos ejecutivos estuvo en línea con los buenos resultados de la compañía, lo que haya pasado con esta variable en 2014, año de malos resultados para Pacific, va a ser especialmente tenido en cuenta por el mercado. Tabla 17. Salario Anual Serafino Iacono (Valores en dólares canadienses) Año Salario Base Bonos* Total Puesto Ranking** 128,843 11,294,791 10 0 2009 525,500 367,850 0 2,508,000 144,458 3,545,808 84 2010 580,200 596,777 0 9,813,507 147,521 11,138,005 16 2011 711,900 508,500 0 3,245,819 209,644 4,675,863 74 2012 816,313 1,249,500 0 2,707,580 161,685 4,935,078 72 2013 995,118 1,595,405 5,212,862 117,169 7,920,554 45 Total 2,339,037 1,473,127 26,110,337 630,466 30,654,467 **Dicho número representa el puesto que ocuparon dentro de los 100 CEOs mejor pagados 101,500 10,543,011 Otros 521,437 *Bonos corresponden a bonificaciones 101,500 Opciones 2008 Fuente: Canadian Centre for Policy Alternatives 27 Acciones PACIFIC RUBIALES: Navegando en la tormenta Mantener | Inicio de Cobertura Tabla 18. Salario Anual Miguel de la Campa (Valores en dólares canadienses) Año Salario Base Bonos* Acciones Opciones Otros Total Puesto Ranking** 2008 521,437 0 101,500 10,543,011 128,027 11,293,975 11 2009 525,500 367,850 0 2,508,000 154,964 3,556,314 81 2010 580,200 596,777 0 9,813,507 173,185 11,163,669 14 2011 711,900 508,500 0 3,245,819 209,502 4,675,721 75 2012 816,313 1,249,500 0 2,707,580 161,685 4,935,078 72 2013 995,118 1,595,405 0 5,212,862 151,413 7,954,798 43 Total 2,339,037 1,473,127 101,500 26,110,337 665,678 30,689,679 Fuente: Canadian Centre for Policy Alternatives *Bonos corresponden a bonificaciones **Dicho número representa el puesto que ocuparon dentro de los 100 CEOs mejor pagados Tabla 19. Salario Anual Ronald Pantin (Valores en dólares canadienses) Año Salario Base Bonos* Opciones Otros Total Puesto Ranking** 2008 495,317 101,500 4,795,027 85,504 5,477,348 55 2009 525,500 367,850 2,508,000 124,514 3,525,864 85 2010 580,200 596,777 9,813,507 133,947 11,124,431 17 2011 711,899 508,500 3,245,819 209,502 4,675,720 76 2012 816,313 1,249,500 2,707,580 161,685 4,935,078 72 2013 995,118 1,595,405 5,212,862 110,594 7,913,979 46 Total 2,312,916 1,574,627 20,362,353 553,467 24,803,363 Fuente: Canadian Centre for Policy Alternatives *Bonos corresponden a bonificaciones **Dicho número representa el puesto que ocuparon dentro de los 100 CEOs mejor pagados Tabla 20. Salario Anual José Francisco Arata (Valores en dólares canadienses) Año Salario Base Bonos* Opciones Otros Total 2008 Puesto Ranking** 0 2009 525,500 367,850 2,508,000 148,055 3,549,405 83 2010 580,200 596,777 9,813,507 163,263 11,153,747 15 2011 672,495 508,500 3,245,819 198,518 4,625,332 78 2012 769,300 1,249,500 2,707,580 150,951 4,877,331 75 2013 946,288 1,595,405 5,212,862 131,296 7,885,851 47 Total 1,778,195 1,473,127 15,567,326 509,836 19,328,484 Fuente: Canadian Centre for Policy Alternatives *Bonos corresponden a bonificaciones **Dicho número representa el puesto que ocuparon dentro de los 100 CEOs mejor pagados Como se pudo observar en las tablas anteriores, la parte más importante de la remuneración de estos ejecutivos ha sido la compensación basada en opciones. Aunque esta es una práctica que consideramos favorable dentro de la adminsitración modena, su uso en exceso puede no ser bien visto por el mercado y al mismo tiempo puede llegar a generar un caso de dilución accionaria importante como ocurre en Pacific Rubiales (Gráfica 42 y 43): Gráfico 42. Acciones totales y diluciones 318 7.55 Millones de acciones 320 7 5.95 310 313 292 300 6 5 290 4 280 3 270 268 3.48 3.41 2.65 2 260 1 250 0 2010 2011 Opciones ejecutadas Fuente: Pacific Rubiales, Cálculos: Corficolombiana 28 8 323 2012 2013 2014 Acciones en circulación 3.0% Millones de acciones 330 Gráfico 43. Porcentaje de opciones ejercidas sobre monto en circulación 2.5% 2.8% 2.0% 1.8% 1.5% 1.0% 1.2% 1.1% 0.8% 0.5% 0.0% 2010 2011 Fuente: Pacific Rubiales, Cálculos: Corficolombiana 2012 2013 2014 PACIFIC RUBIALES: Navegando en la tormenta Tabla 21. Glosario Término Mantener | Inicio de Cobertura Definición EBITDA Ganancias antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización (Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation and Amortization) Apalancamiento Financiero Grado en el cual la compañía usa sus activos de renta fija. En este caso es la medida de sensibilidad de cambios en el EPS a cambios en el EBIT como resultado de cambio en la deuda Cobertura de Intereses Deuda/EBITDA EBITDA / Gastos Financieros (Porción Corriente Deuda + Porción Corriente Leasing + Deuda Largo Plazo + Leasing Largo Plazo) / EBITDA Muestra que tanto los inversionistas están dispuestos a pagar en el mercado por una unidad de ganancias. Si es forward se utilizan las ganancias estimadas en los siguientes 12 meses EV/EBITDA EV/Reservas (2P) EBIT / (EBIT-Gastos Financieros) Determina que tan fácil una compañía puede pagar intereses de su deuda vigente Mide el grado de sostenibilidad de endeudamiento de una compañía P/E Ratio Valor de Mercado por acción / Ganancias por acción Enterprise Value to EBITDA (Market Cap + Deuda Financiera - Caja e Inversiones + Int. Minoritario) / EBITDA Enterprise Value to Reserves 2P (Market Cap + Deuda Financiera - Caja e Inversiones + Int. Minoritario) / Reservas 2P de la compañía ROA Return on Assets Utilidad Neta / Valor en Libros promedio Activos ROE Return on Equity Utilidad Neta / Valor en Libros promedio Patrimonio ROIC Return on Invested Capital EBIT*(1-t) / (Capital Invertido – Caja) Farm-in Adquisición de participación en proyectos petroleros Farm-out Venta de participación en proyectos petoleros Covenant Promesa con respecto a acuerdos de deuda sobre ciertas actividades que no deben llevarse a cabo. Algunas son medidas por medio de indicadores financieros Capex Capital Expenditures Tabla 22. Abreviaciones Abreviación Definición bpe/d Barriles de petróleo equivalente por día kbpe/d Miles de barriles de petróleo equivalente por día mmbpe/d bl EBITDA Millones de barriles de petróleo equivalente por día Barril de petróleo Ganancias antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización (Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation and Amortization) WTI West Texas Intermidiate - crudo con calidad similar a la producida en los campos occidentales del Estado de Texas Brent Petróleo de alta caldiad (baja viscosidad) que se extrae del yacimiento británico de Brent, y cuyo precio se toma en Europa como referencia para el precio de los crudos Netback Valor neto entre los costos operativos de llevar el petróleo o gas al mercado y el precio de venta de dicho combustible PRE Pacific Rubiales Energy O&G Oil and Gas bpe Barril de petróleo equivalente CAGR F&D Costs USD 29 Cálculo Tasa Anual de Crecimiento Compuesto (Compound Annual Growth Rate) Costos de encontrar y desarrollar reservas Dólares estadounidenses USD m Miles de dólares estadounidenses USD mm Millones de dólares estadounidenses USD bn Miles de millones de dólares estadounidenses USD/bl Dólares estadounidenses por barril PACIFIC RUBIALES: Navegando en la tormenta Mantener | Inicio de Cobertura Nota importante El presente informe fue elaborado por el área de investigaciones económicas de Corficolombiana S.A. con la colaboración del área de análisis y estrategia de Casa de Bolsa S.A. Comisionista de Bolsa. La información contenida en el presente documento es informativa e ilustrativa Corficolombiana S.A. y Casa de Bolsa S.A. Comisionista de Bolsa no extienden ninguna garantía explícita o implícita con respecto a la exactitud, confiabilidad, veracidad, integridad de la información obtenida de fuentes públicas, no incluye ni se fundamenta en información privilegiada o confidencial. Las estimaciones y cálculos son meramente indicativos y están basados en asunciones, o en condiciones del mercado, que pueden variar sin aviso previo. La información contenida en el presente documento fue preparada sin considerar los objetivos de los inversionistas, su situación financiera o necesidades individuales, por consiguiente, ninguna parte de la información contenida en el presente documento puede ser considerada como una asesoría. En caso que la presente información sea utilizada para adoptar decisiones por los destinatarios de este documento, se entenderá que las mismas serán adoptadas con base en criterios y análisis propios de los destinatarios, y en ningún momento constituye ni constituirá, responsabilidad alguna para los funcionarios, empleados, representantes, accionistas, asesores, directivos y en general personas vinculadas a Corficolombiana S.A. y Casa de Bolsa S.A. Comisionistas de Bolsa. Información de Interés. Corficolombiana S.A. y Casa de Bolsa S.A. Comisionista de Bolsa pueden tener o han tenido una participación accionaria en la sociedad objeto de este documento, sus funcionarios participan o han participado en su Junta Directiva, le prestan o han prestado diverso tipo de asesoría y/o consultoría a la sociedad sobre la que está efectuando el análisis presentado en este informe, en consecuencia el posible conflicto de interés que podría presentarse se administrará conforme las disposiciones contenidas en el Código de Ética aplicable para cada entidad. Las acciones de Corficolombiana S.A. se encuentran inscritas en el RNVE y cotizan en la Bolsa de Valores de Colombia por lo tanto la sociedad a la que se hace referencia en este informe haya sido, es o podría ser accionista de la Corporación. De igual manera es posible que la sociedad haya sido, es o posiblemente será cliente de Corficolombiana S.A. o alguna de sus filiales. 30
