Ecopetrol SA

INICIO DE COBERTURA
06 de septiembre de 2013
ECOPETROL S.A. (Colombia)
P.O COP$ 4.420
www.ecopetrol.com.co
Mantener
Andrés Sánchez Franco
Alista Senior de Valoración
[email protected]
(571) 3394540 ext. 4060
Razón Social ECOPETROL S.A Domicilio Bogotá Sector Energético BVC ECOPETL NYSE EC TSX ECP
Ecopetrol S.A. es la mayor compañía de Colombia en ingresos,
utilidad, activos y patrimonio neto. Ecopetrol es la única
compañía colombiana de petróleo crudo y gas natural
verticalmente integrada, con operaciones en Colombia, Brasil,
Perú y la Costa del Golfo de los Estados Unidos. Actualmente la
compañía divide su operación en tres segmentos de negocio: A)
Exploración y producción, B) Refinación, y C) Transporte, y
realizando ventas locales y exportaciones.
En 2012 la producción promedio año (Ecopetrol S.A. más su
participación en filiales y subsidiarias) alcanzó 754,0 Mbpe/d,
con un crecimiento de 4,1% frente al promedio de producción
de 2011. Y cuenta con reservas probadas de 1.877 MMbpe, con
un índice de reposición en 2012 de 109%.
Los ingresos crecieron 5,4% en comparación con 2011 y se
ubicaron en COP$ 59.524,6 MMM con un EBITDA de
COL$27.572,6 MMM, que representa un Margen EBITDA de
46%. La utilidad neta de Ecopetrol S.A. en el año 2012 fue de
COP$14.972,9 MMM, equivalente a COL$364,16 por acción.
Tiene activos por COP$ 100.648 MMM y pasivos por COP$
35.389 MMM; y tiene calificación de BBB- por Standard &
Poor´s y Fitch Rating y Baa2 por Moody´s.
Cap Bur 180,7 b COP$ Acciones 41.116 MM Flotante 11,51% % IGBC 18,00% %COLCAP 19,54% Precio COP$ 4.415 Max52 5.747 Min52 3.845
El segmento de Transporte ha sido tercerizado con su filial
Cenit, lo cual le ha permitido brindar mas claridad en las tarifas
cobradas a terceros, sin embargo, esto le ha traído mayores
costos operacionales que se espera sean compensados con las
utilidades de esta filial 100% perteneciente al grupo Ecopetrol
S.A.
160
140
Colcap
120
Ecopetrol
100
80
sep-13
jul-13
may-…
ene-13
mar-13
nov-12
jul-12
sep-12
may-…
mar-12
nov-11
ene-12
jul-11
sep-11
may-…
mar-11
ene-11
60
Fuente: Bloomberg; elaboración propia Helm Comisionista de Bolsa, datos
normalizados a partir del 2 de enero de 2011
Valoración
2013 e
2014 p
2015 p
2016 p
2017 p
Margen EBITDA
EV/EBITDA
P/E
UPA (EPS)
PVL
Operación COP Billones
Ingresos operacionales
EBITDA
Deuda Neta
Dividendo COP/acción
28,0%
7,8
13,6
324
2,25
31,3%
5,9
10,0
440
1,84
32,2%
4,5
7,6
584
1,64
32,1%
4,6
7,7
571
1,50
31,8%
4,7
8,2
539
1,37
83
23
53
291
98
31
57
296
124
40
65
306
124
40
64
274
122
39
63
259
Fuente: Helm Comisionista de Bolsa
Tesis de inversión
La compañía presenta una integración vertical para el negocio
petrolero, donde cuenta con un segmento dedicado a la
Exploración y Producción de Hidrocarburos que se destaca por
los amplios márgenes operacionales que aporta al consolidado
de la compañía, y por el valor de sus recursos comerciales.
El segmento de Refinación, en el momento no presenta los
mejores márgenes operacionales, pero es sujeto de importantes
inversiones de modernización de sus refinerías, que en el
mediano y largo plazo le permitirán presentar mejores
resultados operacionales y aportar mayor valor a la compañía.
Dada la consolidación de sus tres segmentos, encontramos una
compañía con una gran capacidad de generación de caja, con
márgenes operacionales competitivos frente a los presentados
en el sector, respaldada por una fuerte estructura de activos, y
saludables niveles de endeudamiento, que le permitirán tener
acceso a recursos frescos en la medida que lo llegue a necesitar,
sin afectar su estructura de balance ni poner en riesgo
compromisos ya adquiridos con terceros.
El segmento que más le genera caja a la compañía es el de
Exploración y Producción, y es en este segmento dónde
percibimos gran incertidumbre para
la compañía,
específicamente en la generación de reservas de hidrocarburos
adicionales, Sin embargo, vemos como un buen factor, la
estrategia de inversión y exploración, a la cual le están
asignando un presupuesto cercano a los USD 71.000 millones a
2020, con la cual esperan incrementar sus reservas de
hidrocarburos en cerca de 6.300 MMbpe.
Dado lo anterior, encontramos a Ecopetrol S.A., como una
sólida compañía y le proyectamos un P.O por acción de COP
4.420, presentando un potencial de valorización de 0.1% dado
su nivel actual de COP 4.415 y recomendamos mantener la
especie.
Este material no representa una oferta ó solicitud de compra o venta de ningún instrumento financiero y tampoco es un compromiso de Helm Comisionista de Bolsa S.A. para entrar en
cualquier tipo de transacción. El presente documento constituye la interpretación del mercado por parte del área de Investigaciones Económicas. La información contenida se presume
confiable, pero Helm Comisionista de Bolsa S.A no garantiza que sea completa o cierta. En ese sentido el alcance o la certeza de la información pueden cambiar sin previo aviso y se
distribuye únicamente con propósitos informativos. Las interpretaciones y/o decisiones que se tomen con base en esta información, no son responsabilidad de Helm Comisionista de Bolsa.
Inicio de cobertura – Ecopetrol S.A.
06 de septiembre de 2013
Contenido
ECOPETROL S.A (ECOPETROL)
3
INTRODUCCIÓN
3
EL SECTOR DE HIDROCARBUROS
5
REGALÍAS
ENTIDADES DEL SECTOR
INDICADORES DEL SECTOR PETROLERO
HISTORIA
GRUPO EMPRESARIAL
GOBIERNO CORPORATIVO
INTEGRACIÓN VERTICAL
5
5
5
7
8
9
10
ASPECTOS FINANCIEROS
14
INDICADORES FINANCIEROS
BALANCE
ESTADO DE RESULTADOS
INVERSIONES
DEUDA
14
15
16
18
18
VALORACIÓN
19
METODOLOGÍA
SUPUESTOS MACROECONÓMICOS
FACTORES DE RIESGO
PROYECCIONES
RESULTADOS FINANCIEROS PROYECTADOS
RESULTADOS DE VALORACIÓN
SENSIBILIDADES DE VALORACIÓN
19
20
20
21
25
26
27
MÚLTIPLOS
28
COMPARABLES
29
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Inicio de cobertura – Ecopetrol S.A.
06 de septiembre de 2013
ECOPETROL S.A (ECOPETROL)
Introducción
Ecopetrol es una entidad descentralizada del orden nacional, creada por autorización de la Ley 165 de 1948, mediante Decreto 0030
de 1951, identificada con el NIT 899-999-068-1, organizada como Sociedad de Economía Mixta con base en lo establecido en el
Artículo 2° de la Ley 1118 de 2006, vinculada al Ministerio de Minas y Energía, y cuyos Estatutos Sociales están contenidos de
manera integral en la Escritura Pública 5314 del 14 de diciembre de 2007 y sus sucesivas modificaciones, todas ellas otorgadas en la
Notaría Segunda del Círculo de Bogotá D.C. e inscritas en la Cámara de Comercio de Bogotá.
El objeto social de Ecopetrol es el desarrollo, en Colombia o en el exterior, de actividades comerciales o industriales
correspondientes o relacionadas con la exploración, explotación, refinación, transporte, almacenamiento, distribución y
comercialización de hidrocarburos, sus derivados y productos. Adicionalmente, forman parte del objeto social de Ecopetrol: 1) La
administración y manejo de todos los bienes muebles e inmuebles que revirtieron al Estado a la terminación de la antigua Concesión
De Mares. 2) La exploración y explotación de hidrocarburos en áreas o campos petroleros que, antes del 1º de enero de 2004: a) se
encontraban vinculadas a contratos ya suscritos o, b) estaban siendo operadas directamente por Ecopetrol 3) La exploración y
explotación de las áreas o campos petroleros que le sean asignadas por la Agencia Nacional de Hidrocarburos - ANH-. 4) Exploración
y explotación de hidrocarburos en el exterior. 5) Refinación, procesamiento y cualquier otro proceso industrial o petroquímico de los
hidrocarburos, sus derivados, productos o afines. 6) Compra, venta, importación, exportación, procesamiento, almacenamiento,
mezcla, distribución, comercialización, industrialización, y/o venta de hidrocarburos, sus derivados, productos y afines, en Colombia
y en el exterior. 7) Transporte y almacenamiento de hidrocarburos, sus derivados, productos y afines, a través de sistemas de
transporte o almacenamiento propios o de terceros, en el territorio nacional y en el exterior, con excepción del transporte comercial
de gas natural en el territorio nacional. 8) Realizar la investigación, desarrollo y comercialización de fuentes convencionales y
alternas de energía. 9) Realizar la producción, mezcla, almacenamiento, transporte y comercialización de componentes oxigenantes
y biocombustibles. 10) Realizar la operación portuaria. 11) Realizar cualquier actividad complementaria, conexa o útil para el
desarrollo de las anteriores. 12) Garantizar obligaciones ajenas cuando ello sea estrictamente necesario dentro del giro de sus
negocios y en el marco de su objeto social, previa autorización de su Junta Directiva. Por otra parte, es importante señalar que
Ecopetrol podrá celebrar todos los actos, contratos y negocios jurídicos y actividades que sean requeridas para el adecuado
cumplimiento de su objeto.
En 2012 presentó ingresos operacionales por COP$ 59.524,6 MMM con un EBITDA de COL$27.572,6 MMM, que representa un
Margen EBITDA de 46%, y la utilidad neta fue de COP$14.972,9 MMM, equivalente a COL$364,16 por acción. Tiene inscritas sus
acciones en el RNVE - Registro Nacional de Valores y emisores; y en la BVC - Bolsa de Valores de Colombia (ECOPETROL) sujeta a las
normas mercantiles de la República de Colombia, en el NYSE- New York Stock Exchange (EC) Y EN TSX - Toronto Stock Exchange
(ECP).
Tabla 1
Resumen principales actividades
Actividad
Producción
Refinación (incluye Cartagena)
Transporte
Mbpd
Cargas a
refinerías
Kbdc
Margen bruto de
refinación
US$/bl
Crudo
transportado
Kbdc2
Crudo refinado
transportado
Kbdc3
362
426
482
569
591
310,1
295,9
293,0
302,8
294,0
4,5
4,4
7,6
8,9
9,5
542,3
576,2
770,9
1204,0
1218,0
209,5
223,3
264,9
289,0
302,0
Crudo y gas
Crudo total
Cifras en
Mbpde
2008
2009
2010
2011
2012
447
520
616*
724*
754*
Fuente: Ecopetrol S.A. Helm Comisionista de Bolsa
*Grupo empresarial
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Tabla 2
Resumen financiero y de exploración
Finanzas
Cifras en
2008
2009
2010
2011
2012
Exploración
Ingresos
operacionales
Utilidad
operacional
Ebitda
Utilidad neta
Sísmica
Ecopetrol
Pozos A3
Billones $
33
28
36,6
56,4
59,5
Billones $
13
8
13
24
23
Billones $
14,7
10,4
16,4
28,1
27,5
Billones $
11,6
5,2
8,3
15,4
15,0
Kms Equi
5633,0
9.543*
15.961*
5.516*
1655,0
Cantidad
15,0
16,0
19,0
21,0
32*
Fuente: Ecopetrol S.A.; Helm Comisionista de Bolsa
*Grupo empresarial
Ilustración 1
Estructura organizacional
Dirección de Auditoría
Interna
Presidencia
Secretaría General
Vicepresidencia Corporativa
de Estrategia y Crecimiento
Vicepresidencia Jurídica
Oficina de control
Disciplinario
Vicepresidencia de Talento
humano
Dirección estratégica de
abastecimiento
Vicepresidencia Corporativa
de Finanzas
Vicepresidencia de HSE y
sostenibilidad Operativa
Dirección de seguridad
Física
Dirección de Gestión
social
Dirección de HSE
Vicepresidencia de
información y tecnología
Vicepresidencia Ejecutiva
de Exploración y
Producción
Vicepresidencia Ejecutiva
de Downstream
Vicepresidencia de
Transporte y Logística
Dirección centro de
servicios Compartidos
Gerencia de nuevos
negocios de
Doownsteam
Dirección Instituto
colombiano del Petróleo
Gerencia de nuevos
negocios E y P
Dirección de Tecnología
de la Información
Gerencia general filial
América Inc
Vicepresidencia de
Refinación Y Petroquímica
Gerencia general filial
Brasil
Vicepresidencia de
Suministro y Mercadeo
Gerencia General Filial
Perú
Vicepresidencia Técnica de
desarrollo
Vicepresidencia de
Exploración
Vicepresidencia de
Exploración
Fuente: Ecopetrol S.A. Helm Comisionista de Bolsa
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06 de septiembre de 2013
El sector de hidrocarburos
En Colombia el Estado es propietario del subsuelo y de los
i
recursos naturales no renovables , lo que implica que ninguna
persona puede explotar dichos recursos a titulo propio, y
siempre se requiere de una autorización del Estado,
representado por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH)
quien es la autoridad encargada de promover el
aprovechamiento óptimo y sostenible de los recursos
hidrocarburíferos del país, administrándolos integralmente y
armonizando los intereses de la sociedad, el Estado y las
empresas del sector.
Para desarrollar su tarea e incentivar la exploración y
producción en el país la ANH comenzó a ofrecer las áreas sin
explorar mediante dos tipologías de contrato: 1) Contratos de
exploración y producción (E&P), que proporcionan a las
empresas el 100% de la producción bajo un esquema de regalías
entre el 8% y el 25% de acuerdo con la ley 756 de 2002, y 2)
TEAs, que le proporciona a las empresas acceso a zonas más
amplias a un menor costo para evaluaciones preliminares, antes
de comprometerse con programas de exploración más amplios.
En mayo del 2012, la ANH publicó el acuerdo 04 de 2012
mediante el cual modificó los procedimientos de adjudicación
de áreas, adjudicándolas de forma general con procesos
competitivos y excepcionalmente por contratación directa y
modificó la metodología de calificación, introduciendo
requisitos de responsabilidad social, ambiental y corporativa.
Los procesos se pueden llevar se pueden realizar mediante
licitaciones públicas (procesos abiertos) y mediante invitaciones
a grupos específicos de empresas (Procesos cerrado); en ambos
procesos la ANH seleccionará los proponentes de acuerdo con
la oferta más favorable.
Con la nueva metodología de asignación de los contratos de
Exploración y Producción,
cambió significativamente la
percepción del país y del sector en específico, ya que los nuevos
contratos el operador tiene los derechos de todas las reservas,
la producción y los ingresos de cualquier nuevo bloque de
exploración, sujeto al pago de regalías e impuestos por ingresos
inesperados en campos de producción.
En la Ronda Colombia 2012, los contratos de Exploración y
Producción se modificaron para incluir hidrocarburos no
convencionales (Petróleo de esquisto), anotando, que solo las
empresas que estén capacitadas para explotar hidrocarburos no
convencionales tendrán el derecho exclusivo de explorar y
producirlos. En esta ronda, la ANH subastó cerca de 15 millones
de acres para entrar en proceso de exploración, de las cuales
30% tienen perspectivas de hidrocarburos no convencionales,
dónde Ecopetrol se ganó 32 bloques.
Regalías
Las regalías son una contraprestación económica de propiedad
del Estado que se causa por la explotación de un recurso natural
no renovable. Estas se pagan ya sea en un contrato de
Asociación o en uno de Exploración y Producción que se
encuentre en la etapa de producción.
De acuerdo a la ley 756 de 2002, el pago de regalías se
discrimina de a acuerdo a los niveles de producción del campo,
tal y como se muestra en la siguiente tabla:
Tabla 3
Regalías de acuerdo al nivel de producción
Bbl/D
Tasa de regalía
Hasta 5.000
5.000 a 125.000
125.000 a 400.000
400.000 a 600.000
Mayor a 600.000
8%
8% - 20%
20%
20% - 25%
25%
Fuente: ANH.; Helm Comisionista de Bolsa
La tasa de regalía puede variar para nuevos descubrimientos de
crudo con grados API iguales o menores a 15, o si es gas natural
explotado en tierra o costa afuera. De la misma forma, los
contratos que declararon descubrimientos comerciales antes
del la ley 756 de 2002, pagan una tasa diferente de regalía.
En general, el 90% de los recursos provenientes de las regalías
se invierten en proyectos prioritarios del plan de desarrollo del
municipio o departamento. Del 10% restante se destina 5% para
gastos de interventora técnica, y el restante 5% para el
funcionamiento y operación de los proyectos.
Entidades del sector
Las principales entidades gubernamentales que regulan el
sector de hidrocarburos son el Ministerio de Minas y Energía y
la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), donde el
ministerio es el encargado de la gestión y regulación de los
recursos naturales no renovables mediante la definición de
políticas nacionales en materia de Exploración, Producción,
Transporte, Refinación y Distribución de minerales,
hidrocarburos y electricidad; Mientras que la CREG que es una
unidad administrativa especial del Ministerio de Minas y
energía, se encarga de la regulación y el establecimiento de
normas para la explotación y uso de la energía y gas natural.
Dentro de las entidades de control del sector se encuentra la
Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, y dado
que el mercadeo y distribución de gas natural se consideran
servicios públicos; la Superintendencia de Sociedades es quién
supervisa las sociedades con domicilio en Colombia; la
Superintendencia Financiera que monitorea, promueve y regula
a los emisores del mercado de valores.
Indicadores del sector Petrolero
Dentro de los principales indicadores se destacan los niveles de
reservas, el nivel de producción y los precios internacionales.
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Inicio de cobertura – Ecopetrol S.A.
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Precios
La producción de crudo colombiana se vende en el mercado
internacional bajo varias referencias, que dependen de la
tipología de crudo que se esté comercializando. Entre las
principales referencias internacionales que se utilizan se
encuentra el WTI, Brent, Vasconia, Castilla y crudo Maya.
Reservas
En nivel de reservas en los últimos años ha presentado una
tendencia creciente, pero el nivel de producción también de tal
forma que ha hecho el nivel de reservas / producción pase de
7,9 años de producción a 6,8 años de producción, presentando
una pendiente negativa de -0.084.
Ilustración 2
Precios internacionales USD/bbl
Ilustración 4
Reservas Crudo de Colombia Mbbl; R/P años
140
2.500
120
2.377
y = -0,084x + 8,173
2.000
100
1.500
80
60
1.000
40
500
20
-
9,0
8,0
7,0
6,0
5,0
4,0
3,0
2,0
1,0
0,0
0
WTI
Brent
Vasconia
Reservas Crudo
Reservas /producción
Maya
Producción
Tendencia R/P
Fuente: ANH; Helm Comisionista de Bolsa
Fuente: Bloomberg.; Helm Comisionista de Bolsa
Producción
Hoy en día existen dos formas de producir crudo en Colombia,
una mediante contratos de asociación con Ecopetrol y otra con
contratos de la ANH. En términos generales la producción en los
últimos años presenta una tendencia creciente con una
pendiente de 21,6%. Que ha llevado los niveles de producción
de crudo en enero de 2010 de 742 Mbbl a los 984 Mbbl en
diciembre de 2012.
Por su parte, las reservas de Gas han presentado niveles más
estables si se comparan con las reservas de crudo, pero la
tendencia de reservas sobre producción, presenta un tendencia
mucho más negativa, que ha reducido en indicador de 29,5 años
en el 2001 a 17,5 años en el 2012, lo cual presenta una
pendiente negativa de -1,45.
Ilustración 3
Producción de crudo en Colombia Mbbl/d
Ilustración 5
Reservas Gas Colombia Gpc; R/P años
1.200
9.000
1.000
8.000
35,0
7.000
30,0
800
6.000
600
5.000
y = -1,504x + 37,1
25,0
20,0
4.000
400
15,0
3.000
200
Contratos ANH
Tendencia Prod crudo
Fuente: ANH; Helm Comisionista de Bolsa
Ecopetrol y asociados
nov-12
jul-12
sep-12
may-12
mar-12
nov-11
ene-12
jul-11
sep-11
may-11
ene-11
mar-11
sep-10
nov-10
jul-10
may-10
ene-10
mar-10
0
40,0
2.000
10,0
1.000
5,0
-
0,0
Reservas Gas
Reservas / producción
Producción
Tendencia R/P
Fuente: ANH; Helm Comisionista de Bolsa
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Inversión extranjera
En los últimos años, la inversión extranjera directa ha tenido un
comportamiento dinámico con una tendencia creciente; donde
el sector petrolero en el 2012, fue el destinatario de cerca del
34% (USD$5.376 MM) del total de inversión extranjera en el
país (USD$15.823 MM). Los principales orígenes de la inversión
extranjera en el 2012 fueron: 1) Chile con USD$3.070 MM, 2)
Panamá con USD$699 MM, 3) Inglaterra con USD$573 MM, 4)
Anguila con USD$480 MM, 5) Estados Unidos con USD$472
MM, 5) Brasil con USD$346 MM, 7) Luxemburgo con USD$242
MM y 8) Canadá con USD$212 MM.
En 1970, adopta el primer estatuto Orgánico, transformándose
de esta forma en una empresa Industrial y Comercial del Estado
colombiano, vinculada directamente al Ministerio de Minas y
Energía.
Ilustración 6
Inversión extranjera en Colombia (Miles de millones USD$)
Para fines de la década de los 70, con el ánimo de ingresar en el
negocio de comercialización minorista de combustibles,
Ecopetrol estructuró la compañía Terpel. Sin embargo, en los
años 90, una parte de dicha compañía fue vendida y Ecopetrol
solo conservó un porcentaje minoritario en Terpel Antioquia,
que en 2003 también fue vendido.
2012 (P)
2011 (P)
2010 (P)
2009 (P)
2008 (P)
2007 (P)
2006 (P)
2005 (P)
2004 (Pr)
2002
2003 (Pr)
2001
2000
1999
1998
1997
En 1983, como producto de la actividad exploratoria en
asociación con la OXY, se da el descubrimiento del campo caño
Limón, con reservas probadas de más de 1.100 MMbbl, con lo
que Colombia recobra su autosuficiencia petrolera y en 1986
hace del petróleo uno de sus principales productos de
exportación.
1996
MMM USD$
18
16
14
12
10
8
6
4
2
(2)
En 1974 Ecopetrol adquirió por US$35 millones a Intercol la
refinería de Cartagena, la cual estaba conectada con el terminal
del oleoducto de la Andean National Corporation y contaba con
las facilidades portuarias propias de esa bahía; además, el valor
incluía el 40% de las acciones del Oleoducto del Pacífico,
también perteneciente a Intercol.
Inversión extranjera total
Inversión extranjera Sector Petrolero
Fuente: Banco de la República; Helm Comisionista de Bolsa
Pr:. Provisional; P: Preliminar
Historia
Nacida el 25 de agosto de 1951 como producto de la reversión
de la concesión De Mares al Estado colombiano por la Tropical
Oil Company, La Empresa Colombiana de Petróleos (Ecopetrol)
inició sus operaciones con la administración del campo La CiraInfantas y los ductos que unían dicho campo con el puerto de
Cartagena y la refinería de Barrancabermeja (22.000 barriles por
día) administrada en esa época por la International Petroleum
Colombia Limited (Intercol).
Con su creación, se incrementaron las actividades de
exploración en el país y fue así como en 1954 se realizó la
primera sísmica nacional dentro de la concesión De Mares, la
cual abrió el camino para que se lograra el descubrimiento del
campo Llanito en 1960 por cuenta de geólogos colombianos.
En 1961, Ecopetrol asumió directamente la operación de la
refinería de Barrancabermeja, que para ese momento tenía una
capacidad de 38.000 Mbbl/d y continuó el desarrollo la misma
para convertirla en un complejo industrial y el principal centro
de producción de combustibles, lubricantes y productos
petroquímicos del país.
En 1989, en asociación con la BP se descubrió en el
departamento del Casanare el campo Cusiana. Y en 1993 se dio
el descubrimiento del campo Cupiagua también en el
departamento del Casanare. Con la evolución en las áreas de
exploración, explotación y refinación durante la década de los
90, y junto con la consolidación del sistema de transporte de
crudo y productos derivados, la construcción de puertos de
exportación y la red para conectar refinerías con los principales
centros de consumo del país, se presentó una curva ascendente
que llevó la producción a superar los 800 mil barriles por día en
1999.
En 2003, se convierte en sociedad pública mediante el decreto
El Decreto Ley 1760, y se cambia su Nombre a Ecopetrol S.A., en
ese mismo año se crea la Agencia Nacional de Hidrocarburos
(ANH) para asumir las funciones de administradora del recurso
petrolero del país.
En 2006, el Congreso de la República autorizó la capitalización
de la Empresa a través de la emisión de hasta un 20% del capital
accionario. En agosto de 2007, se llevó a cabo la apertura de
oferta pública que resultó en la emisión de 4.087.723.771
acciones distribuidas en 482.941 nuevos accionistas y se
consiguieron recursos por $5,72 billones por la venta de 10,1%
ii
del capital accionario. En septiembre de 2008 listó su ADR en la
Bolsa de Valores de Nueva York. Y en 2009 el se listó el ADR en
la Bolsa de Valores de Lima.
En abril de 2008, compra Polipropileno del Caribe S.A.
(Propilco), el mayor proveedor de polipropileno de Colombia, y
se constituye el grupo empresarial Ecopetrol.
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Inicio de cobertura – Ecopetrol S.A.
06 de septiembre de 2013
En 2009, gracias a su presencia en la Bolsa de Nueva York logró
una exitosa colocación de bonos externos por USD$ 1.500
millones.
En febrero de 2009, en asociación con la compañía coreana
Korea National Oil Corporation (KNOC), adquiere
adquieren el 100% de
Offshore International Group Inc. (OIG,, empresa dedicada a
desarrollar actividades de exploración y producción en el Perú.
En ese mismo mes, a través de su subsidiaria Andean Chemicals
se convirtiéndose de manera indirecta en el único dueño d
de
Refinería de Cartagena S.A.
Fuente: Ecopetrol S.A. Helm Comisionista de Bolsa
Presencia
En los últimos años ha formado alianzas con socios estratégicos
para la búsqueda de petróleo y Gas en Colombia y otros países,
así como para desarrollar proyectos de biocombustibles y
petroquímica. De esta forma, la compañía actualmente tiene
presencia en Brasil, Colombia, Estados Unidos y Perú.
Ilustración 7
Presencia de Ecopetrol
En marzo de 2009, Ecopetrol también firmó un acuerdo con la
compañía canadiense Enbridge Inc, de acuerdo con el cual
adquirió el 100% de su participación en Oleoducto Central S.A.
(Ocensa), incrementando de esta manera su par
participación en
Ocensa de 35,3% a 60%. Para años 2009 y 2010 amplia su
presencia exploratoria en Estados Unidos, Brasil y Perú, y entra
en funcionamiento la Planta de Hidrotratamiento de
Barrancabermeja.
En agosto de 2011, realiza una segunda ronda de emisi
emisión de
acciones en la que adjudicó 644.185.868 acciones, para un
monto total
otal colocado de $2,38 billones, y 219.054
adjudicatarios.
En junio de 2012, constituyó en Colombia la sociedad Cenit
Transporte y Logística de Hidrocarburos S.A.S. (“Cenit”), filial
100%
00% de propiedad de Ecopetrol, la cual es una compañía
especializada en transporte y logística de hidrocarburos en
Colombia.
Fuente: Ecopetrol S.A. Helm Comisionista de Bolsa
Grupo empresarial
Tabla 4
Principales descubrimientos
Nombre
La Cira-Infantas
Año de
Descubrimiento
Tibú
Casabe
Velásquez-Palagua
Yariguí
Provincia-Payoa
Río Zulia
Orito
Castilla
1918
1940
1941
1946
1954
1960
1962
1963
1969
Chuchupa
1972
Apiay-Suria
Caño Limón
San Francisco
Cusiana
Cupiagua
Guando
Gibraltar
1981
1983
1985
1989
1993
2000
2003
Reservas
Millones de
Barriles
800
270
300
300
200
300
140
240
320
7 Terapies
cúbicos de
gas
215
1250
150
750
510
130
630 Gcg
15 MMbbl
Actualmente el Grupo Empresarial Ecopetrol se conforma de
iii
iv
filiales , subsidiarias y participación accionaria en diversas
compañías relacionadas con el objeto
obje de Ecopetrol.
Tabla 5
Grupo empresarial
Filiales
Participación
Negocio
Equion
51%
E&P
Cenit
100%
Transporte
Black Gold Re
100%
SPV
Andean Chemicals Limited
100%
SPV
Hocol Petroleum Limited
100%
SPV
EPI Limited
100%
SPV
Ecopetrol Capital A.G
100%
SPV
Ecopetrol Global energy SLU
100%
SPV
Ecopetrol Global Capital SLU
100%
SPV
Participación
Negocio
Ecopetrol Perú
100%
E&P
Ecopetrol Brasil
100%
E&P
Ecopetrol América
100%
E&P
Subsidiarias
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Hocol S.A
100%
E&P
OCENSA
73%
Transporte
Oleoducto Bicentenario
56%
Transporte
65%
Transporte
Oleoducto de Colombia
73%
Transporte
Propilco S.A
100%
Petroquímica
Comai
100%
Petroquímica
Oleoducto de los
Orientales (ODL)
Llanos
100%
Refinación
Bioenergy
91,43%
E. Alterna
Bionergy Zona franca
91,43%
E. Alterna
Santiago Oil Co
51%
SPV
Colombia Pipelines Limited
65%
SPV
Col Finance S.A
100%
SPV
Participación
Negocio
OFF-Shore International Group
50%
E&P
Serviport S.A.
49%
Transporte
Ecodiesel
50%
50%
Invercol S.A.
43,35%
SPV
Concentra
7,19%
SPV
Energía de Bogotá
6,87%
SPV
ISA
5,32%
SPV
Reficar
Participación Accionaria
Fuente: Ecopetrol S.A. Helm Comisionista de Bolsa
EQUION ENERGIA LIMITED
Antes como BPX Colombia y ahora como Equión, es una
empresa que tiene como accionistas a Ecopetrol S.A. (51%) y
Talisman Energy de Canadá (49%). Y durante los últimos 25 años
ha venido desarrollando actividades de producción y
exploración de Hidrocarburos en el departamento del Casanare,
donde son operadores de cuatro Contratos de Asociación con
Ecopetrol: Piedemonte, Recetor, Tauramena y Río Chitamena
(estos dos últimos, en compañía de Emerald Energy).
CENIT Transporte y Logística de Hidrocarburos S.A.S
Es una empresa especializada en transporte y logística de
Hidrocarburos, que opera con un modelo abierto que permite
que quienes lo requieran puedan acceder a su infraestructura.
Esta compañía tiene activos de transporte de hidrocarburos con
un valor cercano a los COP$ 13,6 billones, que corresponden a
los activos de transporte, logística y almacenamiento que
pertenecían a Ecopetrol y que fueron aportados por la misma.
Inversiones Andean Chemicals
ANDEAN CHEMICALS es una sociedad constituida en Bermuda,
que tiene por objeto social, permitir gestionar los negocios
asociados con la operación de Ecopetrol S.A., y es propietaria
en el 51% de Refinería de Cartagena, de Comai en 0,57% y
Propilco en 50.1%.
Hocol Petroleum Limited
Es una empresa colombiana de exploración y producción de
petróleo que mantiene presencia en campos de la cuenca del
Valle Superior Magadalena y en Los Llanos.
Propilco S.A.
Empresa Colombiana,
dedicada a la producción y
comercialización de resina de polipropileno, ubicada en la
ciudad de Cartagena, y actualmente es el productor líder en el
mercado de polipropileno en Colombia.
Refinería de Cartagena – REFICAR
Con la compra del 51% de las acciones a Glencore International
A.G., por un valor de US$545 millones, Ecopetrol se convirtió en
propietaria, directa e indirectamente, del 100% de la Compañía.
Gobierno corporativo
La junta directiva de la compañía está conformada por nueve
miembros, donde tres representan a la Nación y los demás son
miembros independientes; de esta forma, la junta directiva
aprobada por la asamblea general en marzo de 2012 quedó
conformada de la siguiente manera:
Representantes de la Nación
-
Ministro de Hacienda y Crédito Público
Ministro de Minas y energía
Director del Departamento Nacional de Planeación
Miembros Independientes
-
Fabio Echeverri Correa
Joaquín Moreno Uribe
Jorge Gabino Pinzón Sánchez
Luis Carlos Villegas Echeverri
Amylkar Acosta Medina (representante de los
departamentos productores de hidrocarburos)
Roberto Steiner Sampedro (Representante de los
accionistas minoritarios).
Black Gold Re
Constituida con el fin de gestionar todos los negocios asociados
a la suscripción total o parcial, directa o indirecta del seguro y
reaseguro de los riesgos de Ecopetrol y de sus empresas
subordinadas. Es una herramienta para gestionar los procesos
de financiación y manejo de riesgos, para la protección de los
activos y operaciones de Ecopetrol S.A.
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Inicio de cobertura – Ecopetrol S.A.
06 de septiembre de 2013
Integración vertical
Ecopetrol es una empresa de crudo y gas integrada
verticalmente con operaciones en Colombia y en el exterior, con
operaciones que se dividen en cuatro segmentos de negocio: A)
exploración y producción; B) transporte; C) refinación;
anotando que l segmento de suministro y mercadeo se dejó de
tener en cuenta como segmento independiente en el primer
trimestre de 2013.
Exploración y Producción (E&P)
El principal objetivo del segmento de exploración es el
incremento de nuevas reservas de hidrocarburos mediante el
hallazgo de nuevos campos de de petróleo o gas, ya sea de
forma directa, en asociación con terceros y/o mediante la
compra.
Actualmente realiza actividades de exploración de
hidrocarburos en 32 bloques del territorio colombiano de
manera directa y en 15 adicionales participa en riesgo con otras
compañías.
Respecto a la Ronda de la ANH 2012, Ecopetrol presentó las
mejores ofertas para 12 bloques exploratorios, en los cuales
Ecopetrol tiene una participación del 100% en 6 y en los
restantes 6 se presentaron ofertas con Anadarko, Exxon Mobil,
Repsol y Hocol. La extensión total de dichos bloques es de
aproximadamente 3,1 millones de hectáreas y están ubicados
en las cuencas Llanos, Valle Medio del Magdalena, CaguánPutumayo, Catatumbo, Cordillera y el Offshore del Caribe
colombiano); de otro modo, presentó descubrimientos en los
bloques Caño Sur, Quifa, Playón, Tisquirama y RC 5.
Durante el año 2012 se adicionaron 252 Mbpe a las reservas
probadas y la producción neta fue de 232 Mbpe. El índice de
reposición de reservas del año 2012 fue de 109%. Con lo que
dadas las reservas totales de la compañía (1.877 MMboe) y los
niveles de producción actuales (754 Mboe/d; 634,7 Mbbl/d de
crudo y 119,3 mbpe/d de gas) ), tiene una vida de reservas de
8,1 años.
En términos de producción, el 51% estuvo representado por
crudo pesado en el 2012; y del total producido, 53%
(373mbpe/d) correspondió a campos en operación asociada.
La producción equivalente de crudo y gas de Ecopetrol S.A en el
2012 fue de 702 kbped, y de Ecopetrol consolidado fue de 754
kbped, que representa un crecimiento del 4,1% respecto al
2011.
Ilustración 9
Producción crudo discriminada
700
600
500
400
300
200
100
0
Pesado
Medio
Liviano
Fuente: Ecopetrol S.A. Helm Comisionista de Bolsa
Durante el 2012, el crudo pesado representó el 51% de la
producción de crudo total, para el primer trimestre de 2013, la
producción de crudo pesado representa el 56,2%, la de crudo
medio el 35,2% y el restante 8,4% es de crudo liviano. Del total
de la producción de Ecopetrol consolidado, el 94,03% es
producido por Ecopetrol S.A., y el restante mediante asociación
tal y como se muestra a continuación.
Ilustración 10
Producción Crudo 1T 3013
Savia
0,83%
Equión
1,67%
Ecopetroal
94,03%
Otros
5,97%
Ecopetrol
America
0,21%
Ilustración 8
Producción Bruta, incluida filiales y subsidiarias
Hocol
3,26%
1.000
800
600
400
Fuente: Ecopetrol S.A. Helm Comisionista de Bolsa
200
may-13
ene-13
mar-13
Crudo
nov-12
sep-12
jul-12
may-12
Gas Natural
mar-12
ene-12
nov-11
sep-11
jul-11
may-11
mar-11
0
Ecopetrol realiza sus actividades de producción de manera
directa o en asociación con otras compañías como las que se
muestran a continuación:
Fuente: Ecopetrol S.A. Helm Comisionista de Bolsa
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Inicio de cobertura – Ecopetrol S.A.
06 de septiembre de 2013
El primer trimestre de 2013 presentó un incremento en los
volúmenes transportados, impulsado en gran parte por los
incrementos de producción.
Tabla 6
Socios de Producción de Ecopetrol
Campo
Hidrocarburo
Compañía
Torosentado West
Crudo Medio
Cepcolsa
Corazón West
Rubiales
Rubiales
Under River
Pauto
Matachín Norte
Abarco
Moriche
Caño Rondón
Querubín
Chipiron
Serafín
Cajua
Palagua
Crudo Medio
Crudo Pesado
Crudo Pesado
Crudo Pesado
Crudo Liviano
Crudo Medio
Crudo Pesado
Crudo Pesado
Crudo Medio
Crudo Pesado
Crudo Medio
Gas
Crudo Pesado
Crudo Pesado
Petrosantander
Metapetroleum
Metapetroleum
Mansarovar
Equión
Petrobras
Mansarovar
Mansarovar
Occidental de Colombia
Petroleos del Norte
Occidental de Colombia
Petroleos del Norte
Metapetroleum
Insmocol, Joshi y Parko
Fuente: Ecopetrol S.A. Helm Comisionista de Bolsa
Transporte
El siguiente eslabón en la cadena de valor de la compañía es el
transporte de hidrocarburos, el cual se desarrolla a través de un
v
vi
vasto sistema de oleoductos y poliductos , que comunican los
campos productores con las refinerías y puertos del país. En el
momento cuenta con 8.500 Km de poliductos y oleoductos, 53
estaciones de bombeo y diversos centros de almacenamiento.
Actualmente, el negocio del transporte se realiza a través de su
filial Cenit transporte y Logística de Hidrocarburos S.A.S.,
sociedad que nació como un vehículo de Ecopetrol S.A. para
atender las necesidades de transporte de los productores del
país de forma más transparente, gracias a que separó los roles
de dueño, planeador y operador de los sistemas de transporte.
En 2012, transportó un volumen de 1.218 Mbpe/d, donde 916.2
Mbpe/d correspondieron a crudos y 302.7 Mbpe/d a productos
refinados., los volúmenes transportados presentaron un
incremento de 1,2% respecto al 2011; explicado en parte por los
incrementos de capacidad en oleoductos y poliductos.
Ilustración 11
Volúmenes Transportados (Mbpd)
1.400,0
1.200,0
1.000,0
800,0
600,0
400,0
200,0
Crudos
feb-13
mar-13
dic-12
ene-13
oct-12
nov-12
sep-12
jul-12
ago-12
jun-12
abr-12
may-12
feb-12
mar-12
dic-11
Refinados
ene-12
oct-11
nov-11
sep-11
jul-11
ago-11
jun-11
-
Entre las mejoras al sistema de oleoductos en el 2012 se
destacan; El incremento de la capacidad de transporte en el
sistema Vasconia –G RB-Galán en 12 Mbbl/d, que modificó la
capacidad nominal de 168 a 180 Mbbl/d; El incremento de la
capacidad del sistema Oleoducto Transandino en 12 Mbbl/d,
cambiándola de 48 a 60 Mbbl/d; y el Incremento de la
capacidad de bombeo en el corredor Ayacucho – Coveñas en
14,5 Mbbl/d, Pasando de 60,5 a 75 Mbbl/d.
Por su parte las mejoras al sistema de poliductos se destacan
por; el aumento de 40 Mbpd en transporte de diluyente por
ducto desde Apiay a los campos de producción Acacias,
Chichimene y Castilla; y por el Incremento de capacidad en el
sistema Pozos Colorados–Galán, en 15 Mbbl/d pasando de 90 a
105 Mbbl/d.
De otra parte, en lo corrido del 2012 también presentó mejoras
significativas en la red de oleoductos aferentes, y en la red de
gasoductos; así como contratos para mejorar su infraestructura
con empresas como Cepsa, Petrominerales de Colombia
Limited, Mansarovar Energy Colombia, Occidental de Colombia
entre otras.
La red de oleoductos con la que cuenta la compañía mediante
su filial CENIT viabiliza la evacuación de los crudos producidos
en los diferentes campos del país,
Tabla 7
Red de Oleoductos
SISTEMAS
DIAMETRO
PULGADAS
LONGITUD
KMS
18/20/24
18/20/24
770,9
187.0
24
16
18
299,5
280,5
123
18
14
20
8
185,9
188,7
171,6
190,5
ORIENTE
CAÑO LIMÓN – BANADÍA OCC
BANADÍA – AYACUCHO OCC
NORTE
AYACUCHO – COVEÑAS OCC
AYACUCHO – COVEÑAS L16″
COVEÑAS – CARTAGENA
MAGDALENA MEDIO
GALAN- AYACUCHO 18″
GALAN-AYACUCHO 14”
VASCONIA – GRB 20”
AYACUCHO – GALAN 8″
LLANOS
ARAGUANEY – MONTERREY
MONTERREY – PORVENIR (Viene
Araguaney)
MONTERREY – PORVENIR
SANTIAGO – PORVENIR
APIAY – MONTERREY 20″
MONTERREY-ALTOS-PORVENIR
ALTO MAGDALENA (Huila – Tolima)
YAGUARA – TENAY
SUR
ORITO – TUMACO (OTA)
SAN MIGUEL – ORITO (OSO)
MANSOYA – ORITO (OMO)
CHURUYACO – ORITO (OCHO)
41622
100
12
4,16
12
10
20
20
4,16
78,2
120
7,5
8
68,2
10/14/18
12
6
6
306,9
71,7
73,4
17,8
Fuente: CENIT S.A. Helm Comisionista de Bolsa
Fuente: Ecopetrol S.A. Helm Comisionista de Bolsa
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Inicio de cobertura – Ecopetrol S.A.
06 de septiembre de 2013
LONGITUD
kms
14″
14″
12″
180+247
107+480
103+691
4″-6″-12″
96+872
16″
12″
8″
16″
12″
8″
10″-12″-16″
114+353
116+230
107+000
249+114
252+778
138+000
163+460
10″
10″
6″,8″
6″-8″-10″
6″-12″-8″
235+960
157+700
210+983
157+700
102+700
12″
6″-8″
168+540
162+500
150
10″
8″
10″
6″
20″
20″
20″
109+437
107+670
43+310
9+510
174+00
259+00
101+000
0
Refinación
Este segmento de negocio, se encarga de la refinación y otros
procesos industriales de transformación del crudo; donde
dichas actividades se realizan en las refinerías de
Barrancabermeja con capacidad de 250 Mbbl/d y Cartagena con
capacidad de 80 Mbbl/d, las cuales en lo corrido del 2012
operaron con un factor de utilización de 75,7% el cual se ubicó
por debajo de lo reportado para el 2011. Sin embargo, para el
primer semestre de 2013 reportan un factor de utilización
cercano al 84%.
La refinería de Cartagena logró la consolidación de beneficios
acumulados de US$13,5 millones, gracias al uso de corrientes de
vii
nafta y butano en el blending (mezcla) de productos, la
entrega de 217 Kb de nafta para dilución de crudos pesados, el
inicio de la entrega de diesel de 50 ppm de azufre para la costa
norte y las certificaciones por cuarto año consecutivo en ISO
14001, 9001 y OHSAS 18001.
Ilustración 12
Carga(kbdc) y factor Utilización Refinerías
350
100,0%
90,0%
80,0%
70,0%
60,0%
50,0%
40,0%
30,0%
20,0%
10,0%
0,0%
300
250
200
ene-13
mar-13
nov-12
Carga* Cartagena
Factor. Utili. Barra
Fuente: Ecopetrol S.A. Helm Comisionista de Bolsa
sep-12
jul-12
may-12
mar-12
ene-12
nov-11
100
50
sep-11
ZONA NORTE
POZOS-AYACUCHO
AYACUCHO-GALÁN
CARTAGENA-BARRANQUILLA
ZONA ESTE
GALÁN-BUCARAMANGA
ZONA CENTRAL
GALÁN-SEBASTOPOL 16″
GALÁN – SEBASTOPOL 12″
GALÁN- SEBASTOPOL 8″GLP
SEBASTOPOL-SALGAR 16″
SEBASTOPOL-SALGAR 12″
SEBASTOPOL-SALGAR 8″GLP
SEBASTOPOL – MEDELLÍN 12″
ZONA OESTE
MEDELLÍN-CARTAGO
CARTAGO-YUMBO 10″
SALGAR-CARTAGO
CARTAGO-YUMBO 6″
YUMBO – BUENAVENTURA BIDIRECCIONAL
ZONA SUR
SALGAR-GUALANDAY
GUALANDAY-NEIVA
ZONA BOGOTA
SALGAR-MANSILLA 10″
SALGAR-MANSILLA 8″
MANSILLA – PUENTE ARANDA 10″
PUENTE ARANDA EL DORADO
SEBASTOPOL-SUTAMARCHÁN
SUTAMARCHÁN-APIAY
SUTAMARCHÁN-TOCANCIPÁ
Fuente: CENIT S.A. Helm Comisionista de Bolsa
Las inversiones realizadas en el 2012 para este segmento de
negocio fueron de US$406,2 millones ejecutados en 45
proyectos; donde se resalta el proyecto de modernización de la
refinería de Barrancabermeja, el cual busca adaptarla
infraestructura de la refinería para procesar crudos pesados y
actualizar su configuración para llevarla de media a alta
conversión y cuyo avance para el primer trimestre del 2013 es
de 67%. Otro proyecto de gran importancia es el Plan Maestro
de Desarrollo de Cartagena (PMDC), el cual busca ampliar la
capacidad de la refinería de Cartagena de 80 Mbbl/d a 160
Mbbl/d, y cuyo avance va en el 79,4% para el primer trimestre
de 2013.
DIAMETRO
PULGADAS
mar-11
SISTEMAS
jul-11
Tabla 8
Red de Poliductos
Por su parte, la refinería de Barrancabermeja también aportó al
cumplimiento de la nueva especificación de 50 ppm de azufre
en diesel para el país desde octubre, alcanzó cifras récord en la
producción de polietileno de 4.900 toneladas durante el mes de
julio y de nuevo logró la certificación del sistema de gestión en
las normas ISO 9001 y NTCGP 1000.
may-11
Respecto al transporte de productos refinados, también cuenta
con una red de poliductos distribuida a lo largo del país, que le
permite garantizar el abastecimiento de productos refinados.
Carga Barrancabermeja
Factor. Utili. Cart
Plan de modernización de las Refinerías
Durante el 2012 se realizaron trabajos de modernización de las
refinerías para asumir los nuevos retos de la industria;
impulsados principalmente por la necesitad de tratar crudos
pesados, los que hoy en día representan una gran parte de la
producción nacional, y la necesidad de mejorar los factores de
conversión; junto con mejoras necesarias para adaptarlas a las
nuevas regulaciones ambientales.
Respectoa a la modernización de la refinería de
Barrancabermeja, esta pretende adaptarla para el
procesamiento de crudos pesados, y actualizar su configuración
para llevarla de media a alta conversión. Para finales el cierre
del primer trimestre de 2013, el proyecto de presentaba un
avance de 15,2%, mientras que el Plan Maestro de servicios
Industriales, cuyo objetivo es el de aumentar la confiabilidad y
eficiencia en la generación de los servicios industriales en la
operación de la refinería de Barrancabermeja, a la vez que se
reduce el impacto ambiental tenía un avance del 67%.
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Inicio de cobertura – Ecopetrol S.A.
06 de septiembre de 2013
Por su parte, el plan de modernización de la refinería de
Cartagena, pretende ampliar la capacidad de 80 kbd a 160 kbd,
registrando un avance del 76,6%.
Con estos proyectos de modernización, la compañía busca
entrar en el mercado de productos de mayor valor agregado y
más amigable con el medio ambiente.
Ilustración 14
Distribución venta local a T2 2013
Destilados
Medios
37%
Suministro y Mercadeo
Éste segmento de la cadena de valor de Ecopetrol S.A., se
encarga de la venta de productos, ya sea crudo producido en los
campos de explotación o productos secundarios provenientes
de las refinerías; atendiendo la demanda tanto nacional como
Internacional. Este segmento también está relacionado con las
importaciones de productos como Nafta, para utilizarla como
diluyente del crudo pesado.
Durante el 2012, presentó ingresos por ventas de COP$59.525
miles de millones (USD$30.357 millones), de los cuales COP$
34.241 (USd$19.127 millones) correspondieron a Exportaciones.
En términos de volumen, las exportaciones en el 2012
crecieron 5,6% pasando de 494Mbpe/d en 2011 a 521 Mbpe/d,
donde se destaca el incremento en ventas de los crudos
Vasconia y Magdalena. En términos monetarios las
exportaciones crecieron en cerca de USD$ 4,85 por barril frente
a los precios de la canasta exportadora del 2011, lo cual se
explica por el mayor precio del crudo Maya (US$0,97 por barril)
y Brent (US$0,82 por barril) y el fortalecimiento que tuvieron los
crudos Castilla (US$5,37 por barril) y South Blend (US$5,41 por
barril).
Ilustración 13
Volúmen de ventas (kbped)
600
10,00%
500
8,00%
6,00%
400
4,00%
300
2,00%
200
0,00%
-2,00%
-
-4,00%
kbpd
100
mar-12
jun-12
sep-12
dic-12
mar-13
jun-13
Venta local
Venta de exportación
Venta Zona Franca
Venta total variación A/A
Fuente: Ecopetrol S.A. Helm Comisionista de Bolsa
Combustóleo
1%
Industriales y
Petroquímico
s
4%
Otros
9%
Crudo
12%
Gasolinas
21%
Gas Natural
20%
GLP y
Propano
5%
Fuente: Ecopetrol S.A. Helm Comisionista de Bolsa
Una de las estrategias de este segmento de negocio durante el
2012, fue el de diversificar el destino de sus productos, con el
fin de desconcentrar las exportaciones de crudo al golfo de
México en Estados Unidos, las cuales pasaron de representar el
52,4% de las exportaciones en 2011 al 43,5% en el 2012, y para
el primer trimestre del 2013 este destino representó el 41,8%
de las exportaciones.
Por su parte, las importaciones crecieron 13,8% en el 2012 en
comparación con el 2011 y pasaron de 80,1 Kbed a 91,1 Kbed,
debido a la compra de mayores volúmenes de nafta diluyente
para el bombeo de crudos pesados y a mayores requerimientos
de gasolina y diesel.
Respecto a las ventas nacionales, las ventas de gasolina
alcanzaron los 76.974 Bbl/d, significando un aumento de 3,3%
en comparación con el año anterior. En cuanto a las ventas de
diesel, éstas subieron 1,6% en comparación con el 2011 y se
ubicaron en los 110.746 Bbl/d, lo cual se explica por el
crecimiento de la industria minera y la demanda del sector
térmico para nuevos usos.
En productos petroquímicos e industriales, incluyendo Zona
Franca, se presentó una disminución del 11% en volumen y de
14% en ingresos frente al 2011, debido a la menor
disponibilidad de producto, obligando a importar PGR
(Propileno Grado Refinería), bases lubricantes y parafinas para
cumplir los compromisos comerciales.
Durante 2012, Ecopetrol comercializó 498 Gbtud de gas natural
lo que significó una disminución del 14% con respecto a 2011 en
ventas totales a terceros (mercado nacional y exportación, sin
autoconsumos).
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Inicio de cobertura – Ecopetrol S.A.
06 de septiembre de 2013
Ilustración 15
Exportaciones por destino Crudos
Ilustración 17
Precio canasta de productos de exportación Ecopetrol
125,0
60,00%
120,0
50,00%
115,0
110,0
40,00%
105,0
30,00%
100,0
20,00%
95,0
mar-13
ene-13
nov-12
sep-12
jul-12
may-12
mar-12
ene-12
nov-11
sep-11
jul-11
80,0
may-11
0,00%
USD/Bbl
85,0
mar-11
90,0
10,00%
Brent (Promedio Periodo)
Precios Productos Expo. Ecopetrol
Fuente: Ecopetrol S.A. Helm Comisionista de Bolsa
2011
2012
Fuente: Ecopetrol S.A. Helm Comisionista de Bolsa
Ilustración 16
Destino exportaciones productos
La canasta consolidada de productos de exportación muestra
una diferencia promedio de precios respecto a la referencia
Brent de 13,8 USD/bbl; mientras que el precio de la canasta de
crudos presenta una diferencia de 10,3 USD/bbl.
Ilustración 18
Precio canasta de crudos exportados
60,00%
125,0
50,00%
120,0
115,0
40,00%
110,0
30,00%
105,0
100,0
20,00%
95,0
90,0
10,00%
85,0
0,00%
Brent (Promedio Periodo)
2011
2012
Fuente: Ecopetrol S.A. Helm Comisionista de Bolsa
En lo referente a precios de venta de productos de la compañía,
estos se relacionan en su mayoría con el Brent, Maya y Platts
No. 6. En este sentido, la cantidad de productos referenciados
con el Brent oscilaron entre el 77% y el 62%, las cantidades de
productos referenciadas al Maya oscilan entre el 21% y el 37%,
las cantidades de productos referenciadas al Platts No.6
mantienen una tendencia constante del 3%, y con cantidades
que en promedio representan el 1% está el USGC.
mar-13
ene-13
nov-12
sep-12
jul-12
may-12
mar-12
ene-12
nov-11
sep-11
jul-11
may-11
mar-11
USD/Bbl
80,0
Canasta de Venta de Crudos
Fuente: Ecopetrol S.A..; Helm Comisionista de Bolsa
Aspectos financieros
Indicadores Financieros
Los resultados financieros consolidados de la compañía a partir
del primer trimestre de 2013 incluyen los resultados de su filial
CENIT por tanto, la consolidación incluye además de los
resultados de Ecopetrol S.A., las siguientes subordinadas
Ecopetrol Oleo e Gas Do Brasil, Ecopetrol América Inc, Ecopetrol
del Perú S.A., Hocol S.A., Hocol Petroleum Limited, Bioenergy
S.A., Andean Chemicals Limited, ECP Global Energy, Propilco
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Inicio de cobertura – Ecopetrol S.A.
06 de septiembre de 2013
S.A., Comai, ODL Finance S.A., Black Gold Re Ltd., Ecopetrol
Pipelines Limited, Oleoducto de Colombia, Ocensa S.A., Reficar,
Oleoducto Bicentenario, Ecopetrol Capital A.G., Equión Energía
Limited, Ecopetrol Global Capital SLU, Cenit Transporte y
Logística de Hidrocarburos S.A.S. (“Cenit”).
La presentación de los estados financieros consolidados no
cambia mucho de los estados sin consolidar en los aspectos más
generales, ya que Ecopetrol S.A. pesa más del 94% de la
compañía consolidada, sin embargo, al mirar de forma
discriminada algunas partidas financieras, se pueden observar
diferencias significativas.
Las inversiones tanto de corto plazo como las de largo plazo que
a finales del diciembre de 2012 representaban cerca del 20% del
total de los activo, estaban dadas por inversiones en renta
variable y renta fija; donde del total de los COP 18,6 Billones,
corresponden a renta variable COP 13,9 billones, repartidos en
93% en sociedades controladas, 6% en sociedades de influencia
importante y 1,6% en sociedades no estratégicas. Para el primer
trimestre del 2013 el portafolio de inversiones rondaba los COP
19,9 billones.
Por su parte, los activos consolidados corresponden a
COP113.879.578 millones, y están discriminados de la siguiente
forma:
Balance
Ilustración 21
Activo discriminado – Consolidado, Dic 31 2012
Ilustración 19
Activos – no consolidados a Dic. 31 2012
Recursos
naturales
16%
Propiedad
planta y
equipo
33%
17,79%
COP
100,6
billones
Cuentas por
cobrar LP
0%
82,21%
Recursos
entregados
en Admi
0%
Otros LP
25%
Inversiones
CP
1%
Otros
36%
inventarios
3%
Total activos corrientes
Total activos no corrientes
Fuente: Ecopetrol S.A.; Helm Comisionista de Bolsa
Efectivo y
Cuentas por
equivalentes
cobrar CP
7%
5%
Fuente: Ecopetrol S.A.; Helm Comisionista de Bolsa
Otros CP
5%
Inversiones
LP
5%
Al cierre del 2012, los activos no consolidados de Ecopetrol S.A.
ascendían a COP 100.647.980 millones; donde los activos de
Corto plazo representan cerca del 17,8% del total. A
Continuación se muestra de forma discriminada la composición
de activos de la compañía no consolidada.
Con la consolidación del balance, se presentan cambios
importantes en la Propiedad, Planta y equipo, que pasa de
representar el 23% al 33% del total de activos, y las inversiones
que pasan de cerca del 20% al 6%.
Ilustración 20
Activo discriminado – Sin consolidar, Dic. 2012
Ilustración 22
Pasivo Total – No Consolidado, Dic. 2012
Recursos
naturales
16%
Propiedad
planta y
equipo
23%
Cuentas y
por cobrar LP
2%
Recursos
entregados
en Admi
0%
Otros LP
23%
Inversiones
CP
1%
Pasivos
estimados y
provisiones
3%
Otros
48%
inventarios
2%
Efectivo y
Cuentas por
equivalentes
cobrar CP
5%
5%
Fuente: Ecopetrol S.A.; Helm Comisionista de Bolsa
Otros CP
4%
Inversiones
LP
19%
Obligaciones
laborales a
largo plazo
12%
Otros CP
21%
Pasivos
estimados y
provisiones
12%
Pasivos Corto
Plazo
46%
Cuentas por
pagar y
Obligaciones
vinculados
financieras
Obligaciones
30%
LP
financieras CP
14%
1%
Fuente: Ecopetrol S.A.; Helm Comisionista de Bolsa
Otros LP
7%
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Inicio de cobertura – Ecopetrol S.A.
06 de septiembre de 2013
Tanto para la compañía consolidada como sin consolidar, los
pasivos de largo plazo constituyen el 54% del pasivo total, lo
cual desencaja un poco con la estructura de activos, donde los
activos de largo plazo equivalen al 82% de la empresa sin
consolidar, y al 79% consolidada. Para el primer trimestre de
2013, la estructura de activos se mantiene prácticamente igual,
pero los pasivos de corto plazo presentan un incremento que
los ubica el pasivo de largo plazo en 45,8%.
Ilustración 25
Activo, Pasivo y Patrimonio COP$ B - Consolidado
Activos
64,74
113,88
Esta estructura de activos y pasivos podria cambiar de forma
que se vuelva mas coherente una con otra, o en ese sentido se
podría esperar que la deuda amplíe su duración y respalde un
poco mejor a los activos de la compañía.
46,54
Pasivos
Patrimonio
Fuente: Ecopetrol S.A.; Helm Comisionista de Bolsa
Ilustración 23
Pasivo Total – Consolidado, Dic. 2012
Pasivos
estimados y
provisiones
4%
Obligaciones
financieras LP
25%
Pasivos Corto
Plazo
46%
Cuentas por
pagar y
vinculados Obligaciones
23%
financieras
CP
5%
Fuente: Ecopetrol S.A.; Helm Comisionista de Bolsa
Obligaciones
laborales LP
9%
Pasivos
estimados y
provisiones
9%
Otros LP
8%
Ilustración 26
Resumen operacional sin Consolidar COP billones
60%
18
16
14
12
10
8
6
4
2
-
Billones
Otros CP
17%
Estado de Resultados
50%
40%
30%
20%
10%
0%
Total Ingresos
Utilidad Operacional
Total Costo de Ventas
MARGEN EBITDA
Por su parte, la estructura de capital de la empresa sin
consolidar refleja un patrimonio cercano al 65% y deuda por
cerca del 35%; lo cual refleja un nivel de apalancamiento
moderado.
Fuente: Ecopetrol S.A.; Helm Comisionista de Bolsa
Ilustración 24
Activo, Pasivo y Patrimonio COP$ B – Sin consolidar
Ilustración 27
Resumen operacional Consolidado COP billones
Activos
65,26
100,65
35,39
Pasivos
Patrimonio
20
18
16
14
12
10
8
6
4
2
-
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
Una vez consolidada la compañía, su estructura cambia un poco
pero sigue mostrando un nivel de apalancamiento moderado,
donde su nivel de endeudamiento pasa del 35% sin consolidar a
41% consolidada y el patrimonio pasa del 65% al 59%.
Billones
Fuente: Ecopetrol S.A.; Helm Comisionista de Bolsa
Total Ingresos
Total Costo de Ventas
Utilidad Operacional
MARGEN EBITDA
Fuente: Ecopetrol S.A.; Helm Comisionista de Bolsa
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Inicio de cobertura – Ecopetrol S.A.
06 de septiembre de 2013
Los resultados financieros consolidados
solidados de la compañía,
muestran u crecimiento conservador para el año 2012 respecto
a 2011, explicado por la baja generación de EBITDA del último
trimestre, especialmente en el segmento de transporte.
Ilustración 28
Discriminación ingresos No consolidados – COP Billones
18
30%
16
25%
14
20%
12
De los segmentos de la compañía, el de Exploración y
Producción (E&P) es el que más aporta a las ventas totales de la
compañía, seguido por el de refinación, suministro y por último
Transporte,, resaltando que el segmento de Suministro y
mercadeo a partir del 1T 2013 es eliminado
eli
de los reportes,
debido a que la comercialización con margen, que era la razón
de ser de dicho segmento sufrió un gran impacto con el cambio
de esquema de comercialización de las regalías, y el margen se
volvió muy pequeño y dejó de considerarse un negocio principal
de la compañía..
15%
10
10%
8
5%
6
4
0%
2
-5%
-
Ilustración 30
Ventas discriminadas por segmento, trimestrales
mar-13
-10%
T1-12
T2-12
T3-12
T4-12
T1-13
T2-13
Billones
mar-11
Ventas a Zona Franca
Ventas al Exterior
Ing total Var% A/A
Fuente: Ecopetrol S.A.; Helm Comisionista de Bolsa
Venta de Servicios
Ventas Nacionales
mar-13
El comportamiento de los ingresos presenta un crecimiento con
tendencia negativa que se explica por los menores volúmenes
vendidos y por el comportamiento
o del precio internacional del
crudo, tal y como se mostró en apartados anteriores. El
crecimiento negativo presentados en los periodos 4T 2012 y 1T
2013 y la leve recuperación del 2T 2013 es menor en la
empresa sin consolidar, debido a que presenta cier
cierto tipo de
diversificación de productos, mientras que las filiales tienen una
mayor exposición a los precios del petróleo; y es por es
eso, que
en el resultado consolidado se observa una caída mayo
mayor a nivel
porcentual en los ingresos en los momentos de precio
precios bajos y
una subida mayor en momentos de precios altos o de
recuperación de los mismos.
E&P
mar-13
mar-11
mar
mar-11
Refinación
Suministro
Transporte
Fuente: Ecopetrol S.A.; Helm Comisionista de Bolsa
Ilustración 31
EBITDA por segmento de negocio,
egocio, %
90%
80%
70%
Ilustración 29
Discriminación ingresos consolidados – COP Billones
50%
30%
40%
25%
30%
20%
20%
15%
10%
-5%
-10%
Billones
T1-12
T2-12
T3-12
T4-12
Venta de Servicios
Ventas Nacionales
Fuente: Ecopetrol S.A.; Helm Comisionista de Bolsa
T1-13
T2-13
Ventas al Exterior
Ing total Var% A/A
may-13
mar-13
ene-13
nov-12
sep-12
jul-12
may-12
mar-12
ene-12
nov-11
-20%
sep-11
0%
jul-11
5%
0%
-10%
may-11
10%
mar-11
20
18
16
14
12
10
8
6
4
2
-
60%
Margen Ebitda E&P
Margen Ebitda Petroquímica
Margen Ebitda Transporte
Margen Ebitda Suministro
Fuente: Ecopetrol S.A.; Helm Comisionista de Bolsa
El segmento que mejores márgenes de EBITDA presenta es el de
E&P, cuyo márgenes oscilan entre el 60% y 77%, con un
promedio de 69% contado desde el 1T 2013. El segmento de
Transporte es el segundo
do en términos de mayores márgenes de
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Inicio de cobertura – Ecopetrol S.A.
06 de septiembre de 2013
EBITDA, con un margen promedio de 33% desde 1T 2013,
resaltando que presentó un margen negativo de -14% en el 4T
2013, debido a que este segmento se vio afectado por el
incremento en actividades de mantenimiento y seguridad de la
infraestructura de transporte.
Inversiones
Ilustración 32
Inversiones USD$ Millones
7.215
8.000
7.000
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
-
6.316
2011
Producción
Transporte
Subordinadas
Exploración
Adquisiciones
Refin y Petroquím
Corporativo
Sum y Mercadeo
Total
Producción
Transporte
Subordinadas
Exploración
Adquisiciones
Refin y Petroquím
Corporativo
Sum y Mercadeo
Total
2012
Deuda
Al cierre de 2012 se tenía obligaciones financieras por cerca de
COP$ 5 billones, donde se destaca un crédito sindicado con
once bancos colombianos por COP$2,22 Billones destinados
para financiar programas de inversión de la empresa. Para
finales del 2012 ya había amortizado COP$ 620.510 millones, y
se estima una amortización en 2013 de COP$ 444.041 millones;
el préstamo en general tuvo las siguientes condiciones: Plazo de
7 años con dos de gracia, pago de intereses a partir de
noviembre de 2009 calculados con una tasa de DTF + 4%
trimestre anticipado, con amortizaciones semestrales.
Otro aparte importante de la deuda es el crédito externo
mediante emisión de bono, que obtuvo en octubre del 2009 por
USD$1.500 millones con un cupón de 7,625% pagadero
semestralmente los 23 de julio y enero de cada año empezando
en enero de 2010 y finalizando en julio de 2019.
El primero de diciembre de 2010 emitió bonos de deuda pública
interna por COP$ 1 Billón, discriminados por su vencimiento a 5,
7, 10 y 30 años con tasa de IPC más 2.8%, 3.3%, 3.94% y 4.9%
respectivamente; por montos de COP$ 97.100, COP$138.700,
COP$479.900 y COP$ 284.300 respectivamente
ix
Fuente: Ecopetrol S.A.; Helm Comisionista de Bolsa
Las inversiones del 2012 se redujeron en cerca de 12,5%,
explicado principalmente por retrasos en la obtención de
viii
licencias ambientales, mayores requerimientos sociales y
retrasos en la entrada en operación del oleoducto San Fernando
– Monterrey; los cuales incentivaron los bajos niveles de
inversión del 1S 2012, que presentaron un comportamiento
negativo respecto a los periodos comparables de 2011
principalmente por los segmentos de Adquisiciones que creció 100% en el 1T 2012 A/A y -98,7% en el 2T2012 A/A; y por el
segmento de exploración que es el que más pesa en las
inversiones, que decreció en el 1T2012 -78,5% A/A.
El contrato BOMT es un contrato suscrito en septiembre de
2008 entre Ecopetrol y la Unión Temporal Gas Gibraltar, para
financiar el diseño compra de equipos, suministros,
construcción pruebas, operación y mantenimiento por el lapso
de 15 años de las facilidades de superficie para el tratamiento
del gas del campo Gibraltar, por un valor de USD$ 37 millones.
También presenta un contrato de Leasing o Arrendamiento
financiero, para los pisos 4° y 5° del edificio COLGAS en Bogotá
por 60 meses, y que a 31 de diciembre de 2012 restaban 6
cánones que sumaban COP$3.292 millones; con opción de
compra por COP$476 millones.
Tabla 9
Obligaciones financieras COP$ Millones
Dic. 2011
Ilustración 33
Dic. 2012
Corriente
Inversiones por Segmento Trimestrales USD$ Millones
3.000,0
0,4
0,3
0,2
0,1
0
-0,1
-0,2
-0,3
-0,4
-0,5
2.500,0
2.000,0
1.500,0
1.000,0
500,0
T1-12 T2-12
Corporativo
Subordinadas*
Transporte
Producción
T3-12
T4-12
T1-13 T2-13
Adquisiciones
Suministro y Mercadeo
Refinacion y Petroquímica
Exploración
Préstamos banca nacional
Contratos BOMT - infraestructura
Contrato de leasing financiero - inmuebles
Total Corriente
No corriente
Crédito externo - Bonos
Préstamos banca nacional
Crédito público - Bonos emitidos
Intereses créditos obtenidos
Contratos BOMT - infraestructura
Contratos de leasing financiero - inmuebles
Total no corriente
Total Obligaciones Financieras Consolidadas, mar
2013
444.041
7.868
783
452.692
444.041
9.478
844
454.363
2.914.050
1.599.690
1.000.000
138.707
62.787
2.652.345
1.155.650
1.000.000
120.349
90.525
3.229
2.387
5.718.463
5.021.256
14.588.586
Fuente: Ecopetrol S.A.; Helm Comisionista de Bolsa
Fuente: Ecopetrol S.A.; Helm Comisionista de Bolsa
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Inicio de cobertura – Ecopetrol S.A.
06 de septiembre de 2013
Para la elaboración del modelo financiero de valoración, se tuvo
en cuenta los siguientes componentes claves de la metodología:
Ilustración 34
Consideraciones de la operación
Ingresos
Operacionales:
COP$ 68,8
Billones
los ingresos
por E&P
representaro
n más del
51%
el 64% de las
ventas
fueron al
exterior
EBITDA:
COP$29,2
Billones
El EBITDA del
4T 2012 fue
de apenas
34,5%
el 4T 2012
presentó
costos de
venta por
COP$ 11
billones
Margen EBITDA
42,4%
El segmento
de refinación
presenta
margenes en
promedio de
2%
El segmento
de transporte
en el 1T 2013
presenta
margenes de
30%
Fuente: Ecopetrol S.A.; Helm Comisionista de Bolsa
Horizonte de tiempo: el número de periodos futuros que se
proyectaron correspondió a 5 años; teniendo como primer
periodo al año 2013 y como último al 2018.
Flujos de caja de la firma: es el resultado de la Utilidad antes de
Intereses e Impuestos “UAII” (EBIT) – Impuestos a la Renta +
Depreciaciones + Amortizaciones de gastos diferidos + Otras
causaciones que no requieren caja (+-) Corrección monetaria Inversiones activos fijos - Variación en capital de trabajo.
Valor de perpetuidad: Se utiliza el valor a perpetuidad para
estimar la capacidad de generación de caja a futuro, en los
periodos posteriores a los que se está realizando la proyección
específica en el modelo financiero.
Tasa de descuento: la tasa de descuento se estimó con base a la
metodología WACC (Weighted Average Cost of Capital) en
español costo Promedio Ponderado del capital, conforme a la
siguiente fórmula:
Valoración
Metodología
La metodología que se implementó para determinar el valor de
Ecopetrol S.A. (ECOPETL) fue el de Flujo de Caja Libre
descontado, segmentado por Exploración y Producción de
crudos (E&P), refinación y productos, y transporte y logística de
hidrocarburos. Donde en una primera instancia se calcularon las
cifras del segmento de E&P; luego en una segunda instancia se
calculan los resultados del segmento de Refinación teniendo en
cuenta la actividad en las refinerías de Barrancabermeja y
Cartagena principalmente, y por último se calculó la operación
de logística y transporte de hidrocarburos.
El proceso metodológico para realizar la valoración se muestra a
continuación:
=
- Ingresos
operativos
- Egresos
operativos
- Inversiones
Financiación
- Proyección EF
- Análisis tasa de
descuento
- Proyección FCLO - Escenarios de
- Proyección FCLD valoración
- Tesis de
-Proyección FCI
inversión
+
+
+
Donde:
Kd =
Costo promedio de la deuda para el primer año
después de descontado el beneficio tributario en de
5,4% E.A., el cual se explica en gran parte por las
obligaciones de largo plazo de la compañía
Tx =
D=
Tasa impositiva
Deuda Total; La estructura de deuda se asumió de
acuerdo a lo expuesto en el título Aspectos Financieros
y dadas las condiciones actuales de liquidez de la
compañía no se asume una rotación de deuda, y por
tanto en el largo plazo la estructura de capital estará
representada en su totalidad por el aporte de los
accionistas.
Equity Total; donde en la estructura de tiende a 70%
durante el plazo de la proyección. Sin embargo este
porcentaje cambia en la medida que se paga deuda.
Costo del Equity; calculado mediante la metodología
CAPM, que se presenta a continuación:
Ilustración 35
Proceso de Valoración
Recopilación y análisis de información
existente
1−
E=
Ke =
=
+
−
Donde:
Rf= Tasa libre de Riesgo
= Beta apalancado
(Rm-Rf)= Prima de Mercado
Dado lo anterior, la tasa de descuento resultante para cada
periodo proyectado se muestra a continuación:
Fuente: Helm comisionista de Bolsa
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Inicio de cobertura – Ecopetrol S.A.
06 de septiembre de 2013
WACC
9,50%
2013p
6,87%
9,00%
2014p
8,20%
8,50%
2015p
8,29%
8,00%
7,50%
2016p
8,46%
7,00%
2017p
8,52%
6,50%
2018p
8,64%
2013
2014
2015
2016
2017
2018
Fuente: Cálculos propios Helm Comisionista de Bolsa
El comportamiento descendente de la tasa de descuento, se
explica en gran parte por el des apalancamiento del beta a
medida que se va pagando la deuda; donde el beta des
apalancado que se ha tomado para el cálculo del WACC es de
0.88.
Supuestos macroeconómicos
Para el desarrollo de las proyecciones de ingresos, costos gastos
y otros, los cuales se afectan en algunos casos por variables de
tipo macroeconómico como la inflación, la tasa de interés de los
depósitos a término o la tasa representativa del mercado, los
cuales estarán sujetos a las siguientes proyecciones:
Tabla 10
Supuestos macroeconómicos
2013 e
2014p
2015p
2016p
2017p
2018p
IPC %
2,4%
3,5%
3,5%
3,5%
3,5%
3,5%
PIB % (var)
4,3%
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
1.870
4,3%
1.870
4,4%
1.870
4.5%
1.870
5.0%
1.870
5,0%
1.870
5,0%
Dólar
DTF E.A. %
Fuente: Helm Bank; Cálculos propios
Factores de Riesgo
Los factores de riesgo que pueden afectar el flujo de caja de la
compañía pueden depender tanto de factores endógenos como
exógenos; de forma que para poder incluirlos en la valoración,
se afectó el flujo, involucrando diversos escenarios de
producción, precios, e incluso niveles de costos y gastos
x
mediante la metodología de Simulaciones de Montecarlo , con
el objetivo de mostrar un flujo de caja que involucre los diversos
factores de riesgo que lo pueden afectar.
Fluctuación de precios
Se espera que los ingresos de la Compañía se deriven de la
extracción y venta de petróleo, gas natural y productos
refinados. El precio del petróleo puede verse afectado por
varios factores que están fuera del control de la Compañía;
donde caídas sostenidas en los precios internacionales pueden
retrasar o cambiar los planes de inversión, retrasando
actividades de exploración y producción.
Fluctuaciones de la tasa de cambio
A diciembre de 2012, cerca del 96% de los ingresos de la
compañía provinieron de crudo, gas natural y productos
refinados. Donde la mayoría de precios y ventas se realizan en
dólares americanos (USD), y consecuentemente, fluctuaciones
en la tasa de cambio Peso/dólar, tendrá efectos en los estados
financieros de la compañía. Cuando hay apreciaciones del peso
frente al dólar el valor de las exportaciones que se llevan a
pesos decrece, y por el contrario cuando el peso se deprecia, los
ingresos por exportaciones en pesos aumentan.
Caídas de demanda
Dado que los ingresos de la compañía dependen en su mayoría
de la venta de Petróleo, gas natural y productos refinados; bajas
sostenidas en las ventas afectan directamente el flujo de caja
de la compañía afectando negativamente los planes de
inversión y expansión de la compañía.
Riesgos crediticios de los clientes
Los clientes de la compañía pueden experimentar problemas
financieros con efectos negativos en sus líneas de crédito, en
este sentido, constantes problemas financieros de los clientes,
limitan la capacidad de la compañía para recolectar fondos y dar
cumplimiento a obligaciones respaldadas por contratos de
venta.
Riesgo de incremento de Reservas
El éxito del plan Estratégico definido por la compañía,
dependerá de su habilidad para encontrar en el largo plazo para
descubrir o adquirir nuevas reservas y ser exitosos en su
explotación. Las actividades de exploración los exponen a
riesgos inherentes a la actividad perforadora, incluyendo el
riesgo de no encontrar productos comercializables. En la
medida que no se adicione reservas, y se continúe con la
producción, el nivel de reservas se agotará y presentará
problemas para cumplir con las metas de producción, afectando
negativamente el flujo de la operación y condiciones financieras
generales de la compañía.
Riesgos Políticos y regulatorios
Los proyectos de la Compañía están localizados en diferentes
regiones del mundo, las cuales incluyen a Brasil, Bermuda,
Colombia, España, Estados Unidos Islas Caimán, Panamá, Perú,
Reino Unido y Suiza; y por consiguiente la Compañía estará
sujeta a ciertos riesgos que incluyendo fluctuaciones de la
moneda y posible inestabilidad política y económica para cada
país. En adición, la compañía también queda expuesta a
posibles cambios en la regulación de cada país en términos de
tierras, protección de la propiedad privada, ambientales y
tributarios, y otros específicos del negocio de petrólero.
Riesgos de exploración y perforación
Las actividades de exploración y perforación son intensivas en
recursos de capital y envuelven numerosos riesgos; el costo de
completar una perforación y volverla productiva es incierto, y su
operación puede ser finalizada, retrasada o cancelada por
factores como: 1) Condiciones inesperadas de perforación, 2)
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Inicio de cobertura – Ecopetrol S.A.
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problemas de seguridad, 3) ladrones, 4) sabotaje,
abotaje, 5) ataques
terroristas, 6) incidentes con la maquinaria, cancelación de
licencias, 7) condiciones atmosféricas no favorables o 8)
problemas para el envío de equipo y maquinaria. Por su parte, a
la exploración se destina la mayor parte del presupuesto, y al
riesgo de exploración se adiciona a parte de no encontrar
hidrocarburos, encontrar cantidades comercializables de
hidrocarburos.
Comunidades
En Colombia, algunas de las áreass de exploración de la
compañía se encuentran clasificadas
asificadas por el gobierno como
reservas indígenas (Resguardos)) y tierras afro
afro-Colombianas
(Territorios Colectivos). Para comenzar la exploración y
posterior producción en dichos territorios, es necesaria la firma
de un acuerdo con las comunidades que habiten
en el territorio a
explorar, Sin embargo, la firma de un acuerdo puede tardar seis
meses, o años como ha pasado con algunas comunidades que
han retrasado procesos hasta 20 años.
Demandas legales
Actualmente existen numerosos procesos legales en contra de
laa compañía, entre los procesos se incluyen demandas laborales
por trabajadores y retirados de la compañía, cerca de 2.700
reclamos de tipo civil, económico,, ambiental, administrativo y
tributario que a la larga podrían afectar el normal
funcionamiento de la compañía.
Financiación
El acceso al capital necesario para financiar los planes de
inversión es fundamental para lograr las metas de la compañía;
en los últimos años las condiciones del mercado han mostrado
una alta volatilidad, y en la medida que las co
condiciones del
mercado de crédito y capital se deterioren, será más difícil para
la compañía acceder a nuevos recursos que le faciliten la
obtención de recursos bajo buenas condiciones de crédito.
1) Región Noreste: sub-compuesta
compuesta por dos áreas;
áreas una en el
norte a lo largo de la Costa Atlántica (campos de gas de la
Guajira, y crudo y gas de Cusiana y Cupiagua) y otra por el
Piedemonte llanero,, en 2012 produjo aproximadamente
apro
47,8 Mbbl/d y 548,1 MMcfp/d.
2) Región del Magdalena Medio:
Medio comprendida el valle del
Magdalena a lo largo del rio Magdalena,
Magdalena en 2012 produjo
aproximadamente 100.3 MMbbl/d
Mbbl/d de crudo pesado y liviano
y 33.7 Mcfp/d de gas natural.
3) Región Centro: incluye la parte occidental del departamento
del Meta y tuvo para finales del 2012 una producción
promedio de 177.9 Mbbl/d de crudo mediano y pesado, y
una producción de 0.5 MMcfp/d
cfp/d de Gas Natural.
4) Región Oriental: comprende
e las zonas nororientales y
orientales del
el departamento del Meta, para finales de 2012
tuvo una producción promedio de 130,4 Mbbl/d.
5) Región del Catatumbo y Orinoquía: localizada en el Oriente
de Colombia llevando la frontera con Venezuela,
Venezuela produjo
para finales de 2012 un promedio de 69,6 Mbbl/d y 2,6
MMcfp/d de Gas.
6) Región Sur:: Comprendida en el Suroccidente de Colombia
produjo aproximadamente 56,9 Mbbl/d.
Las proyecciones de producción en Perú y el Golfo de Méjico se
realizaron de forma independiente.
Ilustración 36
Discriminación de Regiones de producción en Colombia
Ambientales
Dada la actividad de la compañía, ésta es sujet
sujeto de control por
parte de las Corporaciones Autónomas Regionales
egionales o las
autoridades ambientales de cada país donde opera, en la
medida que incumpla con cualquier regulación de este tipo,
puede ser sujeto de penas administrativas y criminales.
Proyecciones
Laa proyección de los estados financieros de la compañía se
realiza con base en la proyección inicial y discriminada de cada
uno de los tres segmentos de negocio principales de la
compañía, 1) Exploración y Producción, 2) Transporte y logística,
y 3) Refinación y Petroquímica.
Exploración y Producción
La exploración de la compañía se limitó a tres países, Colombia,
Perú y USA, enfocándose principalmente en Colombia. En lo
referente a la proyección de la producción
ucción de crudo y gas, se
agrupó la producción en seis regiones a lo largo de Colombia:
Fuente: Ecopetrol S.A.
Dados los niveles de reservass para cada región y el nivel de
producción de cada una, se clasificó cada una entre 1) Campo
Maduro,
aduro, 2) Campo Medio, 3) Campo Joven,
Joven donde los campos
maduros presentan funciones de producción estables con
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Inicio de cobertura – Ecopetrol S.A.
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tendencias decrecientes desde los primeros años proyectados,
los campos medios presentan tasas de crecimiento moderadas
en los primeros años proyectados seguidas de un agotamiento
natural del los campos, y los campos jóvenes presentan tasas de
crecimiento alta, con topes altos respecto a los niveles de inicio,
y con tasas de decrecimiento aceleradas al final de la
proyección; a continuación una muestra de las funciones para
cada tipo de campo:
Ilustración 40
Producción Consolidada crudo bbl/d
800
700
600
500
400
Ilustración 37
Campo maduro
300
200
Total Producción crudo
ago-18
mar-18
oct-17
may-17
dic-16
jul-16
feb-16
abr-15
sep-15
nov-14
jun-14
ene-14
ago-13
mar-13
oct-12
Kbped
100
Fuente: Helm Comisionista de Bolsa
Fuente: Helm Comisionista de Bolsa
Ilustración 38
Campo medio
Dado el nivel de producción actual y las reservas de la compañía
de 1.370 MMbble, proyectamos un tope de producción de
crudo de 700 kbped en el tercer trimestre de 2014, que empieza
a decaer hasta llegar a niveles por debajo de los 500 kbped a
finales del 2018.
Por su parte, el comportamiento de la producción presenta
niveles mas estables cercanos a los 120 kbped, que hacen que la
función de producción de crudo y gas de la compañía presente
el siguiente comportamiento:
Ilustración 41
Total producción Crudo y gas Kbped
ma…
ago…
oct-…
ma…
dic-…
jul-…
feb…
sep…
abr…
nov…
jun-…
ene…
ago…
ma…
Millares
Ilustración 39
Campos jóvenes
oct-…
Fuente: Helm Comisionista de Bolsa
900
800
700
600
500
400
300
200
100
-
Total Producción crudo
Producción Gas
Total Producción
Fuente: Helm Comisionista de Bolsa
Fuente: Helm Comisionista de Bolsa
Una vez calculada la producción de crudo de cada región, se
tienen la siguiente función de producción de crudo para la
compañía consolidada:
Refinación (Downstream)
El plan estratégico de la compañía destina cerca del 8% del
presupuesto de inversiones de capital de la compañía (20082020) de USD 31 billones, y enfoca dichos recursos para lograr
que las refinerías de Cartagena y Barrancabermeja le puedan
agregar más valor al negocio de refinación y petroquímicos,
mediante planes de modernización que amplían la capacidad
xi
instalada, incrementan el factor de utilización , permitan el
tratamiento de crudos pesados, y estén más alineadas con las
normas ambientales.
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Inicio de cobertura – Ecopetrol S.A.
06 de septiembre de 2013
Dado lo anterior, en la proyección se presentan escalones de
crecimiento en la producción a mediados del 2014, que se
explican por el ya mencionado plan de modernización de las
refinerías.
Ilustración 42
Producción refinería de Barrancabermeja (Mbpd)
para la cada vez creciente demanda de transporte de
hidrocarburos en el país.
En este sentido, CENIT cuenta con intereses en los sistemas de
oleoductos que se mencionan en el título “Transporte”, que se
despliegan a lo largo del territorio colombiano de la siguiente
manera:
220,00
200,00
180,00
160,00
140,00
Producción Refinados Barrancabermeja
120,00
jun-18
nov-18
ene-18
ago-17
mar-17
oct-16
dic-15
may-16
jul-15
feb-15
sep-14
abr-14
nov-13
jun-13
ene-13
100,00
Fuente: Helm Comisionista de Bolsa
El crecimiento en la producción de la refinería de
Barrancabermeja se explica por mejoras en la eficiencia para
convertir productos refinados, que una vez dadas las mejoras,
se espera que tenga un factor de conversión del 95%. Por su
parte, la refinería de Cartagena tendrá una ampliación de su
capacidad y mejoras en su eficiencia de conversión para
productos refinados, que harán que su crecimiento sea más
significativo.
Ilustración 43
Producción Refinería de Cartagena (Mbpd)
160,00
140,00
120,00
100,00
Fuente: Ecopetrol S.A.
Dado esto, y teniendo en cuenta el comportamiento histórico
de los volúmenes transportados, junto con los planes de
expansión de la capacidad instalada, mediante simulaciones de
Montecarlo se proyectaron los volúmenes transportados,
obteniendo resultados para el transporte de crudos en
oleoductos, y de productos refinados en poliductos, donde se
destaca la implementación del Oleoducto bicentenario en la
segunda mitad del 2014, obteniendo los resultados que se
muestran a continuación:
Ilustración 44
Transporte de Crudos y Refinados (Mbpd)
80,00
Producción Refinados Cartagena
60,00
1600
40,00
1400
20,00
1200
sep-18
may-18
ene-18
sep-17
may-17
sep-16
ene-17
may-16
ene-16
sep-15
may-15
sep-14
ene-15
may-14
ene-14
sep-13
ene-13
may-13
1000
Fuente: Helm Comisionista de Bolsa
800
600
400
200
Transporte Refinados
Transporte Crudo
ago-18
mar-18
oct-17
dic-16
may-17
jul-16
feb-16
sep-15
abr-15
jun-14
nov-14
ene-14
ago-13
oct-12
0
mar-13
Transporte
A partir de la segunda mitad del 2012, se incorpora CENIT, cómo
una subsidiaria 100% perteneciente a Ecopetrol que se encarga
de la logística y transporte de hidrocarburos en Colombia, que
le permite a la compañía mejorar en la prestación del servicio
Transporte Total
Fuente: Helm Comisionista de Bolsa
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Precios
Para el ejercicio de valoración, se realizó la proyección de el
WTI, Brent y Maya, los cuales se correlacionaron o los precios
de la Canasta de Crudos y la canasta de productos refinados;
obteniendo los siguientes resultados:
Ilustración 45
Proyección de precios (Usd/bbl; Usd/mcf)
140,00
10,00
120,00
9,00
100,00
8,00
80,00
7,00
60,00
6,00
40,00
5,00
20,00
4,00
Canasta Crudos USD/bbl
ago-18
mar-18
oct-17
may-17
dic-16
jul-16
feb-16
abr-15
sep-15
jun-14
nov-14
ago-13
3,00
ene-14
-
Canasta refinados USD / bbl
Los ingresos de la compañía se explican en un 70% por los
ingresos del segmento E&P, y en este sentido, este segmento es
el que explica la curva decreciente de los ingresos en los últimos
años de la proyección, lo cual se explica por el desgasto o
agotamiento natural de las reservas de hidrocarburos, que hace
que la producción vaya decreciendo a medida que los campos
productores vayan madurando. Por su parte, los segmentos de
refinación y transporte, muestran un comportamiento mas
estables, y características más sostenibles a través del tiempo,
haciendo que estos ingresos tiendan a ser más estables a través
del tiempo.
Inversiones de Capital y Gasto Operativo
La compañía actualmente cuenta con un plan estratégico a
2020, en el que asigna inversiones por cerca USD$ 84, 7
billones, donde USD$ 71 billones serán para exploración y
producción, USD$ 9 billones serán para mejorar las refinerías, y
cerca de USD$ 4,5 billones para el segmento de transporte.
Con base al plan estratégico, y al nivel de inversiones de los
últimos años, se proyectaron las inversiones de capital de la
siguiente manera:
Fuente: Helm Comisionista de Bolsa
Ingresos
La proyección de ingresos se discriminó en tres grupos
principales: a) Ingresos exploración y producción, b) Ingresos
del segmento de refinerías, y c) Ingresos por segmento de
transporte.
Ilustración 46
Ingresos discriminados COP Billones
140
124
124
122
115
98
83
80
60
40
Billones COP
20
0
2013 e
2014 p
2015 p
Transporte
2016 p
Refinerias
20
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
16
16
16
3
1
2
3
1
2
3
1
2
7
7
7
3
3
3
2013e
2014 p
2015 p
17
17
18
4
1
4
4
1
1
8
8
8
5
5
5
2016 p
2017 p
2018 p
Otros
Transporte
Refinación y Petroquímica
Producción
Exploración
Total Capex
Fuente: Helm Comisionista de Bolsa
120
100
Ilustración 47
Proyección CAPEX COP billones
Billones COP
Las proyecciones obtenidas fueron el resultados del análisis del
comportamiento histórico de los diferentes precios estudiados,
proyectados mediante simulaciones de Montecarlo, y tomando
los resultados más frecuentes, donde los precios del gas y
canasta de crudos fueron proyectados con distribuciones
normales sesgadas al comportamiento del Brent y el crudo
maya, y el precio de los productos adoptó un comportamiento
uniforme, sesgado al comportamiento del precio del WTI.
2017 p
2018 p
Del presupuesto de exploración y producción, el 90% se espera
sea destinado en Colombia y el restante 10% en Brasil y el Golfo
de Méjico, con lo que esperan lograr un incorporación de
reservas de 6,200 MMboe, dónde cerca de 3.400 MMboe
podrían ser por mejoras en el recobro y el restante por nuevos
hallazgos.
La proyección del Costo operativo también está dividido por
segmento, y algunos gastos operacionales se proyectaron de
forma general como lo son los gastos de ventas y los gastos
administrativos, a continuación se muestra el comportamiento
proyectado de dichos rubros:
E&P
Fuente: Helm Comisionista de Bolsa
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Inicio de cobertura – Ecopetrol S.A.
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Ilustración 48
Proyección OPEX COP Billones
90
84
84
5
5
80
70
23
4
4
50
83
79
5
68
60
60
Ilustración 50
Utilidad Neta COP Billones
22
23
30
5
25
22
20
50
39
35
46
5
10
2014 p
Transporte
2015 p
2016 p
Refinerias
2017 p
E&P
2018 p
Total gastos
Resultados Financieros Proyectados
Dado el comportamiento histórico de los márgenes de cada
segmento de negocio, se han proyectado los estados financieros
de la compañía manteniendo constancia en algunos
indicadores, y previendo las eficiencias que se puedan dar por
las inversiones que se están llevando a cabo por la compañía,
generando los siguientes resultados:
Ilustración 49
Proyección Ingresos Vs EBITDA COP Billones
32%
100
20%
32%
31%
13
10%
22
20
12
13
11
11
2014 p
2015 p
2016 p
2017 p
9
5%
0%
2013e
Utilidad Neta
Dividendos *
2018 p
Margen Neto
Para el 2013 se proyectan utilidades cercanas a los COP 14
billones, con un margen de apenas 17%, que es resultado del
menor margen EBITDA previsto para el 2013, el cual refleja
menores eficiencia en el segmento de refinerías, producto de el
cierre de la refinería de Barrancabermeja por noventa días para
adelantar su proceso de modernización.
El pago de dividendos estimado es de COP/ acción 296, 306,
274, 259 y 213 para los años 2014, 2015, 2016, 2017 y 2018
respectivamente.
Ilustración 51
Flujo de caja de la compañía COP Billones
33%
32%
23
Fuente: Cálculos propios Helm Comisionista de Bolsa
* se calculan con base a las utilidades del periodo anterior
Fuente: Helm Comisionista de Bolsa
140
24
18
0
Billones COP
Billones COP
0
120
17%
15%
10
52
52
2013e
19%
15
30
20
16%
18%
19%
20
17
40
25%
18%
32%
16
32%
14
31%
28%
12
30%
80
10
29%
124
60
83
115
8
28%
6
27%
20
31
23
Billones COP
122
40
40
39
36
0
4
26%
2
25%
2013e
2014 p
Ingresos
2015 p
2016 p
EBITDA
2017 p
Billones COP
40
124
98
2018 p
Margen EBITDA
Fuente: Helm Comisionista de Bolsa
El margen EBITDA, mejora en los primeros años, como resultado
de la implementación del plan de modernización de las
refinerías, y de mejoras en las tasas de recobro para algunos
campos maduros.
0
2013e
2014 p
caja T-1
2015 p
FCLO
2016 p
2017 p
FCLD
2018 p
FCLI
Fuente: Cálculos propios Helm Comisionista de Bolsa
La compañía es un gran generador de caja, sin embargo, gracias
a su plan de inversiones estratégico a 2020, utiliza su caja para
fines de la operación, y esto hace que el FCLO crezca a través
del tiempo sin dejar espacio a grandes acumulaciones de caja
de periodos anteriores.
.
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Inicio de cobertura – Ecopetrol S.A.
06 de septiembre de 2013
Resultados de Valoración
Flujo de caja
Teniendo en cuenta los resultados de las diversas proyecciones
de ingresos para los tres segmentos (E&P
E&P, Refinación y
Transporte), sus respectivos niveles
veles de costos y gastos
gastos, se
calculó el valor de la operación de acuerdo a la siguiente
metodología.
Ilustración 52
Esquema de valoración de la operación
+
•Utilidad Operativa
-
•Impuestos Operativos
=
•NOPLAT
+
•Depreciaciones
Depreciaciones y amortizaciones
=
•Flujo de Caja Bruto
-
•Inversión
Inversión en Capital de Trabajo
-
•Inversión de Capital o fija
=
•Flujo
Flujo de Caja Operativo (VP)
+
•Perpetuidad (VP)
=
•Valor de la operación
Tabla 11
Valor del Patrimonio
(+) Valor de la Operación
153.675.587
(+) Inversiones Temporales
6.489.144
60.500.283
220.665.014
38.924.844
181.740.170
4.420
(+) Otros Activos
(=) Valor Compañía
(-) Otros Pasivos
(=) Valor Patrimonio por FCLO
P.O Acción COP$/Acción
Fuente: Cálculos propios Helm Comisionista de Bolsa
Tesis de inversión: Laa compañía presenta una
u integración
vertical para el negocio petrolero, donde cuenta con un
segmento dedicado a laa Exploración y Producción de
hidrocarburos
idrocarburos que se destaca por los amplios márgenes
operacionales que aporta al consolidado de la compañía, y por
el valor de sus recursos
cursos comerciales.
El segmento de Refinación, en el momento no presenta los
mejores márgenes operacionales, pero es sujeto de importantes
inversiones de modernización de sus refinerías, que en el
mediano y largo plazo le permitirán presentar mejores
resultados
tados operacionales y aportar mayor valor a la compañía.
El segmento de Transporte ha sido tercerizado
terceri
con su filial
Cenit, lo cual le ha permitido brindar más
má claridad en las tarifas
cobradas a terceros, sin embargo, esto le ha traído mayores
costos operacionales que se esperan
espera sean compensados con las
utilidades de esta filial 100% perteneciente al grupo Ecopetrol
S.A.
Fuente: Helm Comisionista de Bolsa
Una vez determinado el valor de la operación, para determinar
el valor del patrimonio se sigue la siguiente metodología:
Ilustración 53
Esquema valoración del Patrimonio
+
•Valor de la Operación
+
•Activos no Operativos
=
•Valor Compañía
-
•Pasivo Financiero
=
•Valor Patrimonio
Fuente: Helm Comisionista de Bolsa
Dado lo anterior, el valor del patrimonio quedaría estimado de
la siguiente forma:
Dada la consolidación de sus tres segmentos, encontramos una
compañía con una gran capacidad de generación de caja,
caja con
márgenes operacionales
ales competitivos frente a los presentados
en el sector, respaldada por una fuerte estructura de activos, y
saludables niveles de endeudamiento, que le permitirán tener
acceso a recursos frescos en la medida que lo llegue a necesitar,
sin afectar su estructura
tura de balance ni poner en riesgo
compromisos ya adquiridos con terceros.
El segmento que más le genera caja a la compañía
c
es el de
Exploración y Producción,
roducción, y es en este Segmento dónde
percibimos uno de los mayores riesgos debido a la
incertidumbre para generar reservas de hidrocarburos
adicionales, Sin embargo, vemos como un buen factor, la
estrategia de inversión y exploración, a la cual le están
asignando un presupuesto cercano a los USD 71.000 millones,
con la cual esperan incrementar sus reservas de hidrocarburos
en cerca de 6.300 MMbpe.
Dado lo anterior, encontramos a Ecopetrol S.A., como una
buena compañía, y le proyectamos un P.O por acción de COP
4.420 presentando un potencial de valorización de 0.1% dado
su nivel actual de COP 4.415 y recomendamos
recomendamo mantener la
especie.
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Inicio de cobertura – Ecopetrol S.A.
06 de septiembre de 2013
Sensibilidades de valoración
Tasa de descuento
Ya que la metodología de valoración consiste en Flujo de Caja
Libre operativo descontado, el factor de descuento es
determinante a la hora de hallar el valor; en este sentido,
sensibilizamos el valor de la compañía ante diversas tasas de
descuento.
Tabla 12
Sensibilidad Tasa de descuento - Precio de la acción
Tasa de descuento
COP/acción
6,2%
6,6%
7,0%
7,4%
7,8%
7.190
6.360
5.710
5.200
4.780
4.420
4.140
3.880
3.670
3.480
3.310
7.190
8,6%
9,0%
9,4%
9,8%
10,2%
6,2%
Fuente: Cálculos propios Helm Comisionista de Bolsa
Adición de reservas
De acuerdo al plan estratégico de la compañía, ésta espera
añadir cerca de 6.300 MMboe, mediante inversiones para
mejorar el factor de recobro, y encontrar nuevos yacimientos
de hidrocarburos. Dado esto, sensibilizamos el valor de la
compañía de acuerdo a diferentes niveles de éxito respecto a la
meta planteada en el plan estratégico, resultando los siguientes
valores:
El nivel de reservas adicionales de 75%, que tomamos como
base para determinar nuestro precio objetivo de COP 4.420
supone cerca de 50% de adiciones por mejoras en los niveles de
recobro, y 25% por nuevos hallazgos.
Tasa de Cambio TRM
En vista que la mayoría de los ingresos y costos se determinan
en dólares, y que algunas obligaciones financieras están
emitidas en dólares, la TRM que se utiliza para proyectar los
estados financieros en Pesos (COP), puede afectar positivo o
negativamente el valor de la compañía, en este sentido, se
sensibilizó el comportamiento del valor de la compañía ante
diferentes tasas de cambio COP/USD.
Tabla 14
Tasa de Cambio COP/USD
TRM
Precio acción
1.700
4.540
1.750
4.500
1.800
4.470
1.850
4.430
1.870
4.420
1.900
4.400
1.950
4.370
2.000
4.340
2.050
4.310
2.100
4.280
2.150
4.250
Fuente: Cálculos propios Helm Comisionista de Bolsa
Tabla 13
Éxito en reservas adicionales
Adición reservas
Precio acción
30%
2.390
35%
2.380
40%
2.700
45%
3.040
50%
3.320
75%
4.420
80%
4.740
85%
5.210
90%
5.250
95%
5.740
100%
6.020
Fuente: Cálculos propios Helm Comisionista de Bolsa
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Región LA
LUKOIL (RU)
ROSNEFT (RU)
ENI (IT)
TOTAL (FR)
STATOIL ASA (NO)
Promedio, 1,96
CHINA PETROLEUM (CH)
Región LA
HUSKY ENERGY (CA)
EXXON (US)
SHELL (NE)
BP (GB)
PVL
PETROBRAS (BZ)
5
ECOPETROL SA
SIEM (CL)
ALPEK (MX)
COPEC (CL)
LUKOIL (RU)
ROSNEFT (RU)
ENI (IT)
TOTAL (FR)
STATOIL ASA (NO)
CHINA PETROLEUM (CH)
HUSKY ENERGY (CA)
EXXON (US)
SHELL (NE)
BP (GB)
PETROBRAS (BZ)
ECOPETROL SA
SIEM (CL)
ALPEK (MX)
COPEC (CL)
PETROBRAS (AR)
YPF (AR)
COSAN (BZ)
ULTRAPAR (BZ)
PETROBRAS (BZ)
ECOPETROL (CO)
30
PETROBRAS (AR)
4
YPF (AR)
COSAN (BZ)
ULTRAPAR (BZ)
PETROBRAS (BZ)
ECOPETROL (CO)
Inicio de cobertura – Ecopetrol S.A.
06 de septiembre de 2013
Múltiplos
Ilustración 54
Múltiplo P / EBITDA
60
50
P/ EBITDA
40
Promedio
Promedio, 19,97
Promedio, 10,59
20
10
-
Global
Fuente: Bloomberg; Helm Comisionista de Bolsa
Ilustración 55
Múltiplo PVL
5
4
Promedio
3
Promedio, 1,34
3
2
2
1
1
-
Global
Fuente: Bloomberg; Helm Comisionista de Bolsa
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Inicio de cobertura – Ecopetrol S.A.
06 de septiembre de 2013
Comparables
Compañía
País
Valor de
mercado
USD Millones
Precio
USD
ECOPETROL SA
PETROBRAS PETROLEO BRAS-PR
BP PLC
ROYAL DUTCH
SHELL PLC-A SHS
EXXON MOBIL CORP
CO
92.782
2,3
16.429
BZ
95.315
7,5
GB
130.983
NE
208.351
US
CA
CH
EBITDA
Mgn
USD
EBITDA
PVL
P/
EBITDA
EV /
EPS
EBITDA
40,9
3,03
13,30
6,32
27.319
20,3
0,65
8,12
7,0
20.442
6,8
1,01
32,4
52.114
11,5
384.483
87,4
65.769
27.867
28,3
5.553
86.041
0,8
ROA
CAPEX
K(e)
K(d)
WACC
0,20
12,94
(5.483)
7,60
2,68
7,19
6,54
0,83
3,95
(40.562)
15,57
11,55
13,40
5,08
5,93
0,61
8,66
(23.078)
11,62
2,37
9,17
1,16
8,53
4,29
4,25
6,86
(32.576)
8,55
1,23
7,53
15,7
2,34
11,36
6,70
9,70
10,69
(34.271)
9,89
0,87
9,47
26,1
1,50
13,98
5,10
2,06
6,22
(4.704)
12,91
2,95
11,56
26.873
6,5
1,00
7,67
4,62
0,09
5,67
(23.086)
8,45
3,16
6,38
HUSKY ENERGY INC
CHINA PETROLEUM
& CHEMICAL-H
STATOIL ASA
NO
70.266
22,0
45.639
34,8
1,31
11,27
2,18
3,72
4,81
(16.508)
12,26
1,49
9,51
TOTAL SA
FR
131.474
55,3
41.589
17,1
1,31
9,94
3,53
6,10
5,60
(25.595)
11,45
1,02
8,56
ENI SPA
IT
82.388
22,7
31.586
16,6
1,17
27,18
4,03
2,76
4,00
(14.430)
12,82
0,91
9,49
ROSNEFT OAO
RU
82.348
7,8
18.633
19,4
1,02
6,50
6,34
1,17
7,15
(15.022)
9,57
4,22
6,90
LUKOIL OAO
PETROCHINA CO
LTD-H
IMPERIAL OIL LTD
TNK-BP HOLDINGCLS
RU
50.380
59,2
18.872
16,3
0,58
4,10
2,61
14,4
10,89
(11.647)
9,44
4,87
8,63
CH
232.413
1,1
52.244
N/A
1,14
10,48
N/A
0,10
5,41
(49.408)
9,16
3,96
7,51
CA
36.675
43,3
5.622
17,0
2,20
11,04
7,39
4,44
10,42
(5.482)
12,30
1,79
10,94
RU
N/A
N/A
13.281
N/A
N/A
N/A
N/A
0,56
N/A
(5.190)
8,80
5,05
8,60
2,3
16.429
40,9
3,03
13,30
6,32
0,20
12,94
(5.483)
7,60
2,68
7,19
7,5
27.319
20,3
0,65
8,12
6,54
0,83
3,95
(40.562)
15,57
11,55
13,40
22,9
1.236
4,6
4,43
25,14
12,49
0,97
7,58
(392)
13,24
10,77
12,77
13,7
1.177
8,3
0,65
N/A
N/A
2,60
(0,02)
(936)
14,82
14,07
14,43
18,0
1.535
11,8
1,78
52,89
9,18
0,78
1,80
(848)
14,07
9,59
12,59
27,8
3.563
N/A
1,72
17,44
N/A
2,18
4,33
(3.611)
6,66
1,33
4,80
0,8
686
24,5
0,87
12,42
2,28
0,07
3,91
(660)
6,20
1,57
4,67
13,4
1.485
7,6
1,70
27,45
12,68
0,31
3,07
(849)
13,02
2,34
9,96
2,2
731
10,0
2,38
16,05
8,85
0,14
5,91
(116)
10,26
6,86
9,70
N/A
10
51,9
1,04
6,95
3,50
(1,3)
N/A
(4)
6,82
2,35
5,40
Región
92.782
ECOPETROL SA
CO
PETROBRAS 95.315
BZ
PETROLEO BRAS-PR
ULTRAPAR
12.443
BZ
PARTICIPACOES SA
COSAN LTD-CLASS A
3.714
BZ
SHARES
COSAN SA
7.327
INDUSTRIA
BZ
COMERCIO
10.935
YPF S.A.-D
AR
PETROBRAS
1.634
AR
ARGENTINA SA-B
EMPRESAS COPEC
17.365
CL
SA
4.694
ALPEK SA DE CV
MX
SIEM INDUSTRIES
1.229
CI
INC
Fuente: Bloomberg; Helm Comisionista de Bolsa
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Inicio de cobertura – Ecopetrol S.A.
06 de septiembre de 2013
Este documento puede mencionar métodos de valoración como los siguientes:
Comparables del mismo sector: Este método compara múltiplos financieros con
varias empresas del mismo sector y se toma como un punto de referencia al que
el analista puede modificar con descuentos o premios de acuerdo a su
percepción de características específicas de la empresa.
Valor en libros: Evalúa el valor de mercado de los activos registrados en el
balance.
Suma de las partes: Es la valoración de cada uno de los negocios de la compañía
por separado, utilizando los métodos de valuación para cada uno, y luego
sumarlos para generar un solo valor.
FCLD: El método de flujo de caja libre descontado implica evaluar en valores
presente los flujos de caja que se espera la compañía va a generar en el futuro.
Para llevar las proyecciones a valor presente se utiliza una tasa de descuento
también conocida como el costo promedio ponderado del capital.
Múltiplos de transacción: Los múltiplos de la compañía son comparados con las
transacciones que involucraron compañías con un perfil de negocio similar.
Dividendos descontados: Se descuenta el flujo de dividendos proyectado con
una tasa de descuento (Ke) que relaciona el costo del capital.
Eva (Valor Económico Agregado): Se determina el nivel adicional de rentabilidad
generado por los activos de la compañía en relación al costo capital; donde esta
rentabilidad se descuenta con el costo promedio ponderado del capital y se
suma al valor neto de los activos.
Las recomendaciones que surjan a partir de un ejercicio de valoración elaborado
por la comisionista, se basarán en rangos de potencial de valorización de
acuerdo a la siguiente tabla:
Rango de valorización
Recomendación
Mínimo
Máximo
Comprar
10%
-
Mantener
5%
9,99%
-
4,99%
Vender
Bcf :
Bcfe:
Bbl:
Bbl/d:
Bpe:
Bpe/d:
Mbbl:
Mbpe:
MMbbl:
MMbpe:
Mcf:
MMcf:
MMcf/d:
Tcf:
WTI:
Mil millones de pies cúbicos.
Mil millones de pies cúbicos de gas natural
equivalente.
Barril de petróleo.
Barril de petróleo por día.
Barril de petróleo equivalente. El estándar
Colombiano es una tasa de conversión de 5.7
Mcf: 1 bbl basada en un método de conversión
de equivalencia de energía.
Barril de petróleo equivalente por día.
Miles de barriles de petróleo.
Miles de barriles de petróleo equivalente.
Millones de barriles de petróleo.
Millones de barriles de petróleo equivalente.
Mil pies cúbicos.
Millones de pies cúbicos.
Millones de pies cúbicos por día.
Trillones de pies cúbicos.
Petróleo Crudo West Texas Intermediate.
Área de Inversiones y Estrategias
Contactos
Gerente de Inversiones
José Germán Cristancho Herrera
[email protected]
Tel (1) 3394540 Ext. 5590
Analista Senior de Valoración
Edgar Andrés Sánchez Franco
[email protected]
Tel (1) 3394540 ext. 4060
Estructurador Senior Renta Variable
Luisa Fernanda Gutiérrez Valderrama
[email protected]
Tel (1) 3394540 Ext. 5970
Estructurador Renta Fija Internacional
Lucas Toro Duque
Tel (1) 3394540 Ext. 4840
Asistente Renta Fija Internacional
Juan Diego Dávila
[email protected]
Tel (1) 3394540 Ext. 4840
Estructurador Renta Fija Local (Banca Privada)
José Mauricio Celis
[email protected]
Tel (1) 3394540 Ext. 5930
Analista Renta Variable
Laura Tatiana Salamanca Carrillo
[email protected]
Tel (1) 3394540 Ext. 4847
Analista de Renta Fija y Macroeconomía
Esteban González Benavides
[email protected]
Tel (1) 3394540 Ext. 4853
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Inicio de cobertura – Ecopetrol S.A.
06 de septiembre de 2013
i
Articulo 332 Constitución Política de Colombia
La Sigla ADR, hace referencia al término American Depositary Receipt, el cual es un mecanismo que le permite a empresas
extranjeras emitir acciones directamente en la bolsa estadounidense.
iii
Las sociedades subordinadas pueden ser filiales o subsidiarias. Se considerará filial la sociedad que esté dirigida o controlada
económica, financiera o administrativamente por otra, que será la matriz. Será subsidiaria la compañía cuyo control o dirección lo
ejerza la matriz por intermedio o con el concurso de una o varias filiales suyas, o de sociedades vinculadas a la matriz o a las filiales
de esta.
iv
Subsidiarias: Son todas aquellas inversiones en que Ecopetrol S.A. posee más del 50% de participación accionaria de manera
indirecta, es decir, a través de otra compañía de su propiedad.
v Oleoducto; es una tubería destinada a conducir petróleo a largas distancias
vi
Poliducto; Es el ducto para el transporte de productos derivados del petróleo crudo desde el punto de carga hasta una terminal.
vii Butano; es un hidrocarburo liberado en la fermentación de las mantecas rancias, El butano comercial es un gas licuado, obtenido
por destilación del petróleo, compuesto principalmente por butano normal (60%), propano (9%), isobutano (30%) y etano (1%).
viii
mayores requerimientos sociales (exigencias de la comunidad en términos de empleo, vías y obras que beneficien la salud y la
educación) en las zonas donde se desarrollan los proyectos.
ix
Contrato BOMT que por las siglas traduce Built Operate Mantain and Transfer, es una tipología típica de contratos de concesión en
la cual se otorga la obligación de Construir, operar y mantener determinada infraestructura con una remuneración por el tiempo
fijado y con la obligación de devolver o dar la propiedad del bien concesionado al concedente al término del contrato.
x
El método de Montecarlo permite resolver problemas matemáticos mediante la simulación de variables aleatorias. El método de
Monte Carlo proporciona soluciones aproximadas a una gran variedad de problemas matemáticos posibilitando la realización de
experimentos con muestreos de números aleatorios en un computador. El método es aplicable a cualquier tipo de problema, ya sea
estocástico o determinístico.
xi
Factor de utilización: este factor me indica el porcentaje de productos comercializables que se extraen por cada barril de crudo.
ii
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