260312ValoresBancolombiaEcopetrol

8/2/2019 260312ValoresBancolombiaEcopetrol

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VALORES BANCOLOMBIA S.A. SOCIEDAD COMISIONISTA DE BOLSA mantiene y busca mantener relaciones comerciales con las

compañías cubiertas en sus reportes de compañía. De esta manera, los inversionistas deben tener en cuenta que la Compañía puede tener

un potencial conflicto de intereses que afecte la objetividad de este reporte, por lo cual los inversionistas deben considerar este reporte

como uno de muchos factores que ayuden en la toma de decisiones de inversión.

26 de Marzo de 2012

Ecopetrol: La acción ya ha incorporado ampliamente sus

catalizadores de valor fundamental. P.O.: $5.070.Preparado por: Samuel David García Torres – Tel. 6078090 – [email protected]

Mínimo 52 Semanas

Máximo 52 Semanas

Precio de Mercado al 26-Mar-12

Variación Año Corrido (%)

Acciones en Circulación (mm)

Capitalización Bursátil ($mm)

Precio Objetivo

Potencial de Valorización

$ 3.575

$ 5.450

$ 5.450

29,3%

41.117

224.086.007

$5.070

-7,0%

Gráfico 1. Escenarios de Valoración

Fuente: Valores Bancolombia.

Resumen Ejecutivo:

A partir del ejercicio de valoración fundamental a través de la

metodología de Flujo de Caja Libre Descontando hemos estimado

un precio objetivo de 12M de la acción de Ecopetrol de $5.070

en el escenario central. Respecto a las cotizaciones actuales el

P.O presenta un potencial de desvalorización de 7,0%.

En comparación con nuestro P.O anterior ($4.160) la nuevavaloración tiene un incremento de 22% debido principalmente a

dos factores: 1) Mejores resultados financieros durante 2011,

producto de mayores precios internacionales del crudo y 2) la

disminución de algunos de los componentes de la tasa de

descuento (Tasa Libre de Riesgo y Riesgo País, entre otros).

En nuestra tesis de inversión consideramos que a los niveles

actuales de precio, la acción de Ecopetrol ya ha incorporado

ampliamente los catalizadores de valor relacionados con su

desempeño fundamental y de mercado, y en ese sentido su

potencial de ganancia para los próximos doce meses sería

limitado. Adicionalmente, sus múltiplos de valoración

enriquecidos, especialmente en cuanto al valor de la empresa(EV) por barril de reservas 1P, confirman que no habría espacio

para valorizaciones adicionales sustanciales. En este sentido, no

recomendamos la toma de posiciones en esta especie a las

cotizaciones actuales.

Dentro de nuestro balance de riesgos destacamos como principal

factor la necesidad que tiene la compañía de presentar

resultados exitosos en el frente exploratorio durante este

año, dado que de lo contrario se podría ver comprometido el

cumplimiento de su MEGA de producción para el año 2015, para

cuando la empresa ha estimado que del millón de barriles diarios

proyectados, cerca de 126.000 provendrían de hallazgos. Esta

situación se acentúa para los años siguientes en la medida enque para 2020 la compañía calcula que 410.000 barriles diarios

serían originados en nuevos yacimientos.

4.9904.9934.9954.9985.0005.0035.0055.0085.0115.0135.0165.0185.0215.0235.0265.0285.0315.0345.0365.0395.0415.0445.0465.0495.0525.0545.0575.0595.0625.0645.0675.0695.0725.0755.0775.0805.0825.0855.0875.0905.0935.0955.0985.1005.1035.1055.1085.1115.1135.1165.1185.1215.1235.1265.1285.1315.1345.1365.1395.1415.1445.1465.1495.1525.1545.1575.1595.1625.1645.1675.1705.1725.1755.1775.1805.1825.1855.1875.1905.1935.1955.1985.2005.2035.2055.2085.2115.2135.2165.2185.2215.2235.2265.2285.2315.2345.2365.2395.2415.2445.2465.2495.2525.2545.2575.2595.2625.2645.2675.2705.2725.2755.2775.2805.2825.2855.2875.2905.2935.2955.2985.3005.3035.3055.3085.3115.3135.3165.3185.3215.3235.3265.3285.3315.3345.3365.3395.3415.3445.3465.3495.3525.3545.3575.3595.3625.3645.3675.3705.3725.3755.3775.3805.3825.3855.3875.3905.3935.3955.3985.4005.4035.4055.4085.4115.4135.4165.4185.4215.4235.4265.4285.4315.4345.4365.4395.4415.4445.4465.4495.4525.4545.4575.4595.4625.4645.4675.4705.4725.4755.4775.4805.4825.4855.4875.4905.4935.4955.4985.5005.5035.5055.5085.5115.5135.5165.5185.5215.5235.5265.5285.5315.5345.5365.5395.5415.5445.5465.5495.5525.5545.5575.5595.5625.5645.5675.5705.5725.5755.5775.5805.5825.5855.5875.5905.5935.5955.5985.6005.6035.6055.6085.6115.6135.6165.6185.6215.6235.6265.6295.6315.6345.6365.6395.6415.6445.6465.6495.6525.6545.6575.6595.6625.6645.6675.6705.6725.6755.6775.6805.6825.6855.6875.6905.6935.6955.6985.7005.7035.7055.7085.7115.7135.7165.7185.7215.7235.7265.7295.7315.7345.7365.7395.7415.7445.7465.7495.7525.7545.7575.7595.7625.7645.7675.7705.7725.7755.7775.780

4.9904.9884.9864.9854.9834.9814.9794.9784.9764.9744.9724.9714.9694.9674.9654.9644.9624.9604.9584.9574.9554.9534.9514.9504.9484.9464.9444.9434.9414.9394.9374.9364.9344.9324.9304.9294.9274.9254.9234.9224.9204.9184.9164.9154.9134.9114.9094.9084.9064.9044.9024.9014.8994.8974.8954.8944.8924.8904.8884.8874.8854.8834.8814.8804.8784.8764.8744.8734.8714.8694.8674.8664.8644.8624.8604.8594.8574.8554.8534.8514.8504.8484.8464.8444.8434.8414.8394.8374.8364.8344.8324.8304.8294.8274.8254.8234.8224.8204.8184.8164.8154.8134.8114.8094.8084.8064.8044.8024.8014.7994.7974.7954.7944.7924.7904.7884.7874.7854.7834.7814.7804.7784.7764.7744.7734.7714.7694.7674.7664.7644.7624.7604.7594.7574.7554.7534.7524.7504.7484.7464.7454.7434.7414.7394.7384.7364.7344.7324.7314.7294.7274.7254.7244.7224.7204.7184.7164.7154.7134.7114.7094.7084.7064.7044.7024.7014.6994.6974.6954.6944.6924.6904.6884.6874.6854.6834.6814.6804.6784.6764.6744.6734.6714.6694.6674.6664.6644.6624.6604.6594.6574.6554.6534.6524.6504.6484.6464.6454.6434.6414.6394.6384.6364.6344.6324.6314.6294.6274.6254.6244.6224.6204.6184.6174.6154.6134.6114.6104.6084.6064.6044.6034.6014.5994.5974.5964.5944.5924.5904.5894.5874.5854.5834.5814.5804.5784.5764.5744.5734.5714.5694.5674.5664.5644.5624.5604.5594.5574.5554.5534.5524.5504.5484.5464.5454.5434.5414.5394.5384.5364.5344.5324.5314.5294.5274.5254.5244.5224.5204.5184.5174.5154.5134.5114.5104.5084.5064.5044.5034.5014.4994.4974.4964.4944.4924.4904.4894.4874.4854.4834.4824.4804.4784.4764.4754.4734.4714.4694.4684.4664.4644.4624.4614.4594.4574.4554.4544.4524.450

$ 3.000

$ 4.000

$ 5.000

$ 6.000

Dic-10 Jun-11 Dic-11 Jun-12 Dic-12

P.Mercado P.Objetivo

$5.070

$4.450

$5.780

mailto:[email protected]

mailto:[email protected]



Grupo Empresarial Ecopetrol: Reporte de Compañía 26 de Marzo de 2012

2

Gráfico 2. Ecopetrol vs. COLCAP. Dic’10 = 100

Fuente: Valores Bancolombia con datos de la

BVC.

Aunque Ecopetrol ha incrementado consistentemente sus reservas

durante los últimos tres años, la mayoría de las adiciones han

provenido de revisiones, revaluaciones, extensiones o hallazgos de la

operación conjunta, sin que se hayan presentado incorporaciones

significativas de hidrocarburos a través de descubrimientos

individuales de Ecopetrol. En este sentido, el mercado continúa

pendiente de que nuevas acumulaciones de hidrocarburos sean

realizadas por la estatal colombiana, así como de la implementación

directa de tecnologías de recobro mejorado y secundario quepermitan incrementar significativamente la vida media de sus

reservas hacia los niveles más cercanos a los de sus pares

comparables.

El desempeño operacional de Ecopetrol ha sido sobresaliente en

términos de cumplimiento de sus metas de producción y niveles de

rentabilidad. Sin embargo, de no presentarse en el corto y mediano

plazo resultados satisfactorios en cuanto al incremento de sus

reservas, es previsible que el mercado comience a ejercer presión

sobre el precio de la acción, toda vez que el logro de sus objetivos

corporativos supondría una mayor dificultad, además de posibles

rezagos frente a las estimaciones consignadas en la MEGA.

Otros de los riesgos que podrían incidir positiva o negativamente

sobre la valoración de Ecopetrol están relacionados con factores

fundamentales y de mercado como la volatilidad del precio

internacional del crudo, revaluación del peso frente al dólar por

encima de nuestras estimaciones y la adecuada y oportuna ejecución

de las inversiones de capital en los segmentos de refinería y

transporte, entre otros. En la siguiente tabla se resumen estos

elementos:

Tabla 2 – Balance de Riesgos

Factores al Alza Factores a la Baja

Precio del WTI por encima de nuestras estimaciones ($112,9/

Barril en 2011-2025).

Precio del WTI por debajo de nuestras estimaciones ($112,9/ Barril en

2011-2025).

Implementación exitosa de tecnologías que eleven el factor de

recobro: Enhanced / Improved Oil Recovery ( EOR/IOR).

Retrasos o demoras en la aprobación de licencias ambientales para la

ejecución de proyectos de E&P y Transporte.

Reducción superior a la esperada en el costo de transporte,

producto del éxito en los proyectos de infraestructura.

Retrasos en el aumento de la capacidad de transporte de

hidrocarburos. Intensificación en los atentados terroristas contra la

infraestructura petrolera.

Materialización de mayores sinergias a partir de la

modernización y ampliación de su infraestructura de refinación

bajo el modelo integrado de operación.

Retrasos y resultados inferiores a los estimados en el proceso de

modernización y ampliación de sus refinerías, dada la alta

participación en el ingreso consolidado del negocio.

Materialización de adquisiciones no previstas dado el elevadoFire Power con que cuenta la compañía. Adquisición de reservas a múltiplos elevados debido a la presiónejercida por la necesidad de cumplir la MEGA de 2015-2020.

Tasa de cambio por encima de las estimaciones del Grupo

Bancolombia

Tasa de Cambio por debajo de las estimaciones del Grupo

Bancolombia

75

85

95

105

115

Dic-10 Mar-11 Jun-11 Sep-11 Dic-11

ECOPETL COLCAP




3

Gráfico 3. Producción histórica

Fuente: Valores Bancolombia con datos de

Ecopetrol.

Gráfico 4. Metas de producción según MEGA2007-2020 y MEGA 2010-2020


Ecopetrol.

Gráfico 5. Incremento en la producción vs.perforaciones de desarrollo


Ecopetrol.

Escenario Base de Valoración

El desarrollo del ejercicio de valoración de Ecopetrol parte de la

proyección financiera de cada uno de los segmentos de la empresa:

Exploración y Producción (E&P), Refinación, Transporte y

Petroquímico, haciendo particular énfasis en las actividades de

upstream dada su preponderancia en cuanto a ingresos y márgenes

de retorno, y a su importancia como columna vertebral del negocio de

los hidrocarburos.

Los supuestos macroeconómicos locales e internacionales utilizados

en el cálculo del valor de la empresa provienen de la Dirección de

Investigaciones Económicas y Estrategias del Grupo Bancolombia.

Producción

Dado que cerca del 50% de las ventas y del 90% del EBITDA de

Ecopetrol provienen de la comercialización de crudo y gas, los

segmentos de exploración y producción constituyen el origen de la

valoración de la empresa. En este sentido, los parámetros que han

sido considerados en el análisis incluyen el comportamiento histórico

de la producción, las metas de la firma en este frente, las inversiones

de capital en la expansión de la infraestructura de producción y

transporte y la incorporación de reservas a través de diversas

fuentes, entre otros.

De esta manera, y como se puede observar en el gráfico 3, desde

que inició el proceso de capitalización de Ecopetrol en 2007, la

compañía ha logrado mantener tasas de crecimiento de su

producción superiores al 10%, siendo destacables los resultados de

los años 2009 a 2011 con variaciones del 17 y 18% respectivamente,

con lo que la estatal colombiana se constituye como una de las

petroleras integradas del mundo con mayores expansiones en los

últimos años.

Estos resultados han estado alineados con el logro de las metas

propuestas por Ecopetrol en su plan estratégico de largo plazo

(MEGA), que de hecho tuvo que ser revisado en 2010 dado que los

objetivos inicialmente previstos estaban siendo alcanzados de una

manera holgada (ver gráfico 4).

El positivo desempeño en términos de producción ha obedecido a un

progresivo fortalecimiento operativo y financiero de la empresa que le

ha permitido implementar un agresivo plan de perforaciones de

desarrollo así como ampliar la capacidad instalada de sus facilidades

de producción y de la infraestructura de transporte. Es así como en

los últimos cinco años la compañía ha incrementado en cerca decinco veces el número de pozos productores, al pasar de 66 en 2006

a 313 en 2011, lo que ha redundado en un aceleramiento en las

tasas de crecimiento de la producción como se puede apreciar en la

gráfica 5.

385 399447

521 616 724

2%4%

12%

17%18% 18%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

0

100

200300

400

500

600

700

800

2006 2007 2008 2009 2010 2011

K B P D E

Producción

Var.Producción

5 1 3

5 5 0

1 . 0 0 0

1 . 0 0 0

6 1 5 7

5 0 1

. 0 0 0 1

. 3 0 0

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

2010 2011 2015 2020

K B P D E

MEGA 2007

MEGA 2010

9 14 48 74 95 10866

120146

157

191

313

0

50

100

150

200

250

300

350

0

20

40

60

80

100

120

2006 2007 2008 2009 2010 2011

K B P D E

Incremento Producción

Pozos de Desarrollo




4

Gráfico 6. Producción proyectada


El dinamismo en el frente productivo ha venido con el

correspondiente incremento del capex, el cual se ha duplicado en los

últimos cuatro años hasta llegar al cierre de 2011 a USD3.627

millones, los cuales representaron el 50% del total de las inversiones

realizadas por la firma durante el año pasado. Para 2012 Ecopetrol

tiene presupuestado inversiones en el segmento de producción por

USD4.113 millones, lo que indica un aumento del 13,4% respecto al

2011 y con las que se busca llegar a una producción promedio anual

de 800 KBPDE para el consolidado del Grupo y que representaría uncrecimiento del 10,5% frente a la registrada en el periodo anterior.

De acuerdo con el exitoso historial de Ecopetrol en el cumplimiento

de sus objetivos de producción y en su comprobada capacidad

operativa, dentro de nuestro ejercicio de valoración hemos tomado

como referencia de proyección para los volúmenes de gas y petróleo

las metas contenidas en el plan estratégico de largo de la compañía,

en el que se alcanzarían los 1.000 KBPDE en 2015 y 1.300 KBPDE

en 2020.

No obstante, para 2012 suponemos un ritmo de crecimiento

ligeramente superior al presupuestado por la compañía con una

producción anual promedio para el año de 806 KBPDE (ver gráfico6), dado que al considerar el número de perforaciones de desarrollo

presupuestadas por la compañía (al menos 360), junto con la adición

promedio histórica por pozo se llega a incrementos superiores a los

divulgados por la empresa en su plan estratégico de 2012.

De acuerdo con la información suministrada por el emisor, el plan de

inversiones de producción de 2012 estará enfocado en la cuenca de

los Llanos Orientales en donde se ejecutarán proyectos de inicio de

desarrollo primario en los campos CPO-9 y Caño Sur. También se

continuarán las actividades productivas en los campos Castilla,

Chichimene, Rubiales Occidente, Quifa, Caracara, Cravo Norte,

Guajira, Rio Zulia, Rancho Hermoso, Tisquirama, Sur, Neiva,

Provincia, Casabe, Tibú, La Cira Infantas, Apiay, Nare, Yariguí yCusiana, entre otros

1.

Es importante resaltar que en 2012 comenzarán las operaciones de

desarrollo en los bloques CPO-9 y Caño Sur. Este último se

constituye como uno de los bloques con mayor prospectiva de la

cuenca de los Llanos debido a su ubicación (en la franja de crudo

pesado del Orinoco, colindante con campos exitosos como Rubiales

y Quifa) y su tamaño (611.396 hectáreas) que equivale a más de diez

veces la extensión actual del campo Rubiales. El objetivo de

Ecopetrol es llegar en Caño Sur a una producción de salida en 2013

de al menos 40.000 barriles de crudo pesado diario y se consolida

como el proyecto de mayor trascendencia de la empresa en el

mediano plazo para el cumplimiento de su plan estratégico (MEGA).

1 Documento Plan de Inversiones para 2012 y actualización del plan estratégico 2012-2020 de Ecopetrol, publicado por la compañía en Noviembrede 2011.

6 1 6 7 2 4 8 0 6 8 6 6 9 3 1

1 0 0 0 1 0 5 4

1 1 1

1

1 1 7 0

1 2

3 4

1

3 0 0

0

200

400600

800

1000

1200

1400

2010 2012 2014 2016 2018 2020

K

B P D E




5

Gráfico 7. Tasas de crecimiento de la producciónproyectada


Gráfico 8. Producción proyectada por fuente

Fuente: Valores Bancolombia con datos deEcopetrol.

Los supuestos de producción para los siguientes años estiman una

desaceleración en los ritmos de crecimiento, situación que es

consistente con el tamaño al que está llegando la compañía, así

como con las proyecciones de ampliación de la infraestructura de

tratamiento y transporte. Es pertinente anotar que estas variaciones

suponen un escenario menos retador que el del periodo 2009-2011,

en donde la empresa tuvo que expandir sus volúmenes producidos a

tasas superiores al 17% para cumplir con sus metas corporativas,mientras que para los años 2012-2020 el incremento sería de entre

11% y 5% (ver gráfico 7).

Tales expansiones están ligadas a partir del año 2015 (ver gráfico 8)

a la incorporación de la producción de nuevos recursos, tanto en

Colombia como internacionalmente, situación que supone un

importante reto para la compañía en 2012 en la medida en que para

alcanzar la meta proyectada deberá a empezar a desarrollar esos

descubrimientos durante el 2012 y 2013. Es válido recordar en el

bloque Caño Sur se iniciarán las actividades de producción durante

este año, situación que incrementa la posibilidad de cumplimiento de

los objetivos corporativos en este frente. No obstante, el hallazgo de

otros yacimientos de tamaño significativo, así como laimplementación de tecnologías de recobro mejorado y la incursión de

la compañía en la explotación de recursos no convencionales como

los hidratos de metano y los Shales, entre otros, constituyen varios

de los principales elementos de seguimiento para los inversionistas

que tienen exposición a esta especie.

En cuanto a los costos de producción (lifting costs), estos han sido

incluidos en nuestro modelo de valoración a partir del análisis

histórico de los mismos y del mantenimiento de la relación promedio

Lifting Costs / Precio de exportación canasta de crudos, que se ubica

alrededor del 11%. Esta aproximación busca conservar la

consistencia con nuestros demás supuestos en términos de

márgenes de rentabilidad operativa, especialmente en cuanto amargen EBITDA.

Exploración

Como se mencionó anteriormente, el cumplimiento de las metas de

producción del plan estratégico de largo plazo, así como la

sostenibilidad futura de la firma se encuentran directamente

vinculados a la incorporación de nuevas reservas. En este sentido, y

dado que la valoración de la empresa la asume como un activo

perpetuo a través de su valor de la continuidad, es necesario

entender cuál ha sido el comportamiento histórico de las reservas,

cuáles son las potenciales fuentes de adiciones de recursos y cuáles

serán las inversiones en este segmento que permitirán materializarlos diferentes prospectos.

18% 18%

11%

7% 8% 7%

5% 5% 5% 5% 5%

0%

4%

8%

12%

16%

20%

2010 2012 2014 2016 2018 2020

399615

724847 840

106300

110

399

615724

1.000

1.300

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

2007 2010 2011 2015E 2020E

K B P D E

Recursos No convencionales

Exploración Internacional

Exploración Colombia

Campos Actuales




7

Gráfico 11. Mapa de activos exploratorios enColombia


Ecopetrol.

Gráfico 12. Esquema del Bloque Caño Sur

Fuente: Ecopetrol. Tomado de las presentaciones

corporativas de la Empresa.

La integración de estos recursos estará apalancada por el portafolio

de activos exploratorios de Ecopetrol, que actualmente se consolida

como el más grande el país con cerca del 40% del total del área

asignada equivalente a 16,1 millones de hectáreas distribuidas en 70

bloques (ver gráfico 11). Adicionalmente, tiene una extensión

internacional de 5,2 millones de hectáreas, compuestas por 137

activos ubicados en el Golfo de México, Brasil y Perú.

De la adición de reservas por vía de hallazgos, y de acuerdo con elplan estratégico de la compañía, cerca del 9% se daría en el corto

plazo a través de campos en Colombia y el exterior en donde ya se

ha comprobado la presencia de hidrocarburos; 71% se materializaría

en el mediano plazo a través de prospectos en la franja de crudo

pesado, piedemonte llanero y costa afuera de Colombia, y de otros

proyectos en el Golfo de México, Brasil y Perú. El remanente 20% de

largo plazo procedería de las cuencas del Pacífico y Cagúan en

Colombia, así como de los bloques internacionales.

Como se mencionó anteriormente, de los proyectos de corto plazo

Caño Sur constituye el prospecto de mayor importancia en el frente

exploratorio y productivo, tanto por su ubicación y tamaño, como por

la tasa de éxito geológico de 72% que se ha registrado hasta elmomento en los más de 20 pozos realizados (ver gráfico 12). Para

2012 se tienen presupuestadas siete perforaciones y aún están

pendientes por definir pozos contingentes.

El remanente de las incorporaciones de reservas que no procedería

de actividades exploratorias y que se originarían principalmente en el

incremento del factor de recobro tendría una participación superior en

la meta consolidada de adiciones de Ecopetrol, con un aporte de

cerca del 60%. Este supuesto puede ser validado a través del

análisis del comportamiento de las reservas de los últimos años, pero

más contundentemente por medio del estudio de los recursos que la

firma destinará a la implementación de este tipo de tecnologías:

Para el periodo comprendido entre 2012 y 2020 la empresa tiene

presupuestadas inversiones por USD39.000 millones para el

desarrollo de tecnologías de EOR / IOR3, monto que casi duplica a

los recursos adjudicados para el segmento de exploración

(USD20.000 millones) y que es la mitad de la totalidad del capex que

la compañía ha presupuestado en su plan estratégico de largo plazo

(USD80.000 millones).

Adicionalmente, Ecopetrol ya ha realizado estimaciones preliminares

a través de las que ha determinado que este tipo de tecnologías

podrían implementarse en cerca del 17% de sus recursos4, en donde

se buscaría llevar el porcentaje último de crudo recuperado desde un

promedio de 15% actual a 34%. De ser exitosa la implementación deestas técnicas, las reservas actuales de los campos susceptibles de

ser tratados (principalmente activos de crudo pesado) podrían

incrementarse sustancialmente hasta el punto de ser más que

duplicadas.

3 Enhanced Oil Recovery / Improved Oil Recovery 4 Medidos como el OOIP (Original Oil In Place )




8

Gráfico 13.Margen EBITDA segmento derefinación


Ecopetrol.

Uno de los pasos más importantes en la materialización de la

implementación de tecnologías de recobro mejorado o secundario

por parte de Ecopetrol se dará en el campo Chichimene (100%

Ecopetrol, 2.800 MMBPE de OOIP), en el que se tiene

presupuestado iniciar un proyecto de combustión in situ durante el

próximo mes de diciembre.

Tanto los éxitos en frente exploratorio como en los proyectos de

incremento en los factores de recobro son fundamentales para elcumplimiento de las metas corporativas de la empresa, así como

para el fortalecimiento de su sostenibilidad futura. En este sentido,

los resultados de las perforaciones que se llevarán a cabo durante el

año, particularmente las de los bloques caño sur y CPO-9, así como

el inicio del proyecto de combustión in situ en Chichimene son

factores que incidirán directamente sobre el precio de la acción.

Lo anteriores elementos cobran aun más relevancia si se tiene en

cuenta que uno de los hitos de la compañía es incrementar la vida

media de sus reservas a 10 años (desde 8 años que tiene

actualmente) y que, a partir de 2015 y de cumplirse con el

presupuesto de producción, Ecopetrol deberá reponer anualmente

más de 365 millones de barriles anuales de sus reservas, hecho quesupone un reto importante y para el que deberá ser exitoso en los

distintos frentes de incorporación de nuevos recursos.

Refinación

Dentro del segmento de refinación, los proyectos de ampliación y

modernización de las refinerías de Cartagena (Reficar) y

Barrancabermeja constituyen el principal elemento de proyección en

este segmento, toda vez que cambiarán estructuralmente el negocio

al duplicar la capacidad de Cartagena, aumentar el factor de

conversión, permitir el procesamiento de crudos pesados y disminuir

el contenido de azufre en los refinados.

Estos cambios tendrán un impacto directo sobre los márgenes

EBITDA del segmento, los cuales, aparte de presentar la alta

dispersión inherente a la industria de la refinación, también han

evidenciado recurrentemente retornos operacionales negativos (ver

gráfico 13), situación que limita los indicadores de rentabilidad

consolidados de Ecopetrol en la medida en que esta línea de negocio

representa cerca del 30% de sus ingresos.

En esta medida, el desarrollo del Proyecto de Modernización de la

Refinería de Barrancabermeja (PMRB) y del Plan Maestro de

Desarrollo de Cartagena (PMDC), es un elemento fundamental que

incide directamente sobre la valoración de la compañía y

consecuentemente sobre el precio de la acción. En la siguiente tabla,resumimos los principales factores de estos proyectos, aclarando que

los supuestos de capacidad instalada, factores de conversión y

primas por productos de mayor calidad ya han sido incorporados

dentro de nuestros modelos de valoración de Ecopetrol:

0,6%

-1,8% -2,2% -2,1%

6,9%

1,1%

5,0%

-1,8%

-4%

-2%

0%

2%

4%

6%

8%

1Q-10 2Q-10 3Q-10 4Q-10 1Q-11 2Q-11 3Q-11 4Q-11




9

Gráfico 14. Margen Bruto segmento Refinación


Ecopetrol.

Gráfico 15.Inversiones Segmento Refinación


Ecopetrol.

Gráfico 16.Capacidad, volúmenes y porcentajede uso del transporte de crudos


Ecopetrol.

Tabla 3 – Principales cambios en el segmento derefinación buscados con el PMRB y el PMDC

Cartagena Barrancabermeja

2011 2013 E 2011 2015 E

Capacidad instalada MBD 80 165 250 250

Factor de conversión % 74% 95% 76% 95%

Procesamiento crudos pesados % 0% 61% 21% 69%

Procesamiento crudos medios % 93% 23% 55% 21%

Procesamiento crudos ligeros % 7% 16% 24% 10%

Producción Fueloil y Coque % 28% 4% 18% 4%

Producción destilados medios % 36% 51% 41% 46%

Producción Gasolina y GLPs % 36% 45% 34% 41%

Fuente: Valores Bancolombia con datos de Ecopetrol.

La inversión total en el segmento de refinación para el periodo 2012-

2020 es de aproximadamente USD5.600 millones (7% del Capex

total de la MEGA), los cuales serán asignados principalmente a los

proyectos de Cartagena y Barrancabermeja, que se espera estén enoperación durante el segundo trimestre de 2013 y finales de 2015

respectivamente. De acuerdo con la información del emisor, a

diciembre de 2011 el avance físico del PMDC era cercano al 54%,

mientras que en el caso del PMRB se encontraban realizada la

totalidad del diseño de ingeniería y la adquisición de tierras

necesarias para la ampliación de la infraestructura.

Transporte

El segmento de transporte constituye el tercero en importancia en

términos del ingreso consolidado del Grupo y el segundo en cuanto a

márgenes de rentabilidad. Adicionalmente, la infraestructura de

movilización de hidrocarburos de la firma se ha venido consumiendoa tasas aceleradas (conforme el aumento de la producción ver gráfico

16), por lo que su expansión y optimización está directamente

relacionada con el desarrollo y crecimiento del segmento de E&P.

Para la proyección de la estructura de ventas y egresos de esta línea

de negocio se tomaron como variables claves la capacidad instalada

y los volúmenes transportados tanto de crudos como de refinados,

así como la tarifa implícita por barril proveniente de la información

histórica de la compañía. Además, se han incorporado en el modelo

de valoración las expansiones de los actuales oleoductos y la

construcción del Oleoducto Bicentenario, que constituyen los factores

más relevantes en esta área del negocio. En la siguiente tabla se

presenta el resumen de los principales proyectos de transporte de

crudos y derivados que se están adelantando y se llevarán a cabo

durante el periodo 2011-2013, y a través de los cuales se planea

ampliar la capacidad en cerca de 1.037 KBPD.

11,4

9,0

10,5

3,5

4,4

7,7

11,2

0

2

4

6

8

10

12

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

U S D /

B b l

516,9

617,0

358,0

601,0

0

100

200

300

400

500

600

700

2009 2010 2011 2012 E

U S D M M

517 542 576771

916872 887 910 9911.137

59% 61% 63%

78% 81%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

0

200

400

600

800

1.000

1.200

2007 2008 2009 2010 2011

K B P D E

V.Transportados Capacidad

V.Transp. / Capacidad




10

Gráfico 17.Capacidad histórica y proyectada detransporte de crudo


Ecopetrol.

Gráfico 18. Costo por barril transportado


Ecopetrol.

Gráfico 19. Proyección precio promedio del WTI


Bloomberg.

Tabla 4 – Proyectos de expansión de la capacidad detransporte de hidrocarburos en Colombia

ProyectoAdición Inicio

KBPDE Operaciones

ODL - Rubiales – Monterrey 180 dic-11

Pozos Colorados – Galán 60 dic-11

Caño Limón - Optimización Coveñas 60 feb-12

Orito – Tumaco 40 feb-12

OBC - Fase I 120 jun-12

Magdalena Medio 25 jul-12

Oleoducto de diluente 37 jul-12

ODC - Vasconia – Coveñas 65 sep-12

San Fernando - Monterrey-Cusiana 390 feb-13

Vasconia-GRB-Galán 60 feb-13

Coveñas - Almacenamiento adicional 1.200 feb-13

Fuente: Valores Bancolombia con datos de Ecopetrol.

A través de estas y otras expansiones, Ecopetrol planea llegar en 2016a una capacidad de movilización de hidrocarburos de 2.205 KBPDE, la

cual estaría enfocada en crudos pesados, siendo consistente y dándole

soporte a las metas del segmento de exploración y producción

contempladas en el plan estratégico de largo plazo de la empresa.

Además de la ampliación de la infraestructura, es importante mencionar

que en esta línea de negocio Ecopetrol se encuentra evaluando la

implementación de varias tecnologías como el calentamiento de las

líneas y el uso de sustancias diluyentes diferentes a la NAFTA que le

permitan incrementar los volúmenes movilizados y así mismo reducir el

costo por barril transportado, elementos que beneficiarían directamente

la valoración de la firma al reducir uno de los componentes más

importantes del netback operativo.

Otros supuestos de valoración

Dentro de los supuestos que no han sido mencionados en las

anteriores secciones y que inciden directamente sobre la valoración de

Ecopetrol se encuentran las proyecciones del precio del petróleo, los

márgenes de retorno operativo, los niveles de apalancamiento

financiero y la tasa de descuento.

En el caso del precio internacional del crudo, se ha tomado como

referencia el consenso de los analistas internacionales y que incluye a

las referencias WTI y Brent para el periodo 2012-2015 (ver gráfico 19).A partir del último año de proyección, se asume un precio constante.

8 7 2

8 8 7 9 1 0 9 9 1 1 . 1 3 7

1 . 3 1 5

1 . 4 5 5

1 . 7 0 5

1 . 7 0 5 2 .

2 0 5

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

2007 2009 2011 2013 E 2015 E

K

B P D E

8,10

9,709,13

8,41 8,03

0

2

4

6

8

10

12

2007 2008 2009 2010 2011

U S D / b b l

97109 113

123110 115 115 116

0

20

40

60

80

100

120

140

2012 2013 2014 2015

U S D /

B b l

WTI BRENT




11

Gráfico 20.Margen EBITDA proyectado


Es para anotar que de acuerdo al comportamiento de combustibles

fósiles del mundo, asociados principalmente con el crecimiento de la

actividad económica en los países emergentes, y principalmente en

China, India, Brasil, Rusia, entre otros, no se estima por parte de los

expertos un escenario en el que las cotizaciones del crudo puedan

mostrar una tendencia bajista sostenida. Al contrario, la dificultad para

encontrar nuevos yacimientos, así como los mayores costos para

desarrollarlos, junto con la inestabilidad política y social en varios de los

países productores como Irán, Siria, Libia y Venezuela, suponen unpanorama de mediano plazo de precios por encima de los USD100 /

Bbl, situación que es favorable para la industria de hidrocarburos, y

particularmente para Ecopetrol en la medida en que sus presupuestos

para 2012 asumen un precio de USD70 / Bbl.

En cuanto a los márgenes de rentabilidad operativa, y especialmente el

EBITDA, se encuentra relacionado directamente con la estructura de

ingresos y costos de cada línea de negocio, especialmente la de E&P.

En esta medida, la consolidación de estos resultados lleva a un

comportamiento del margen EBITDA a incrementarse desde el 46%

actual (diciembre 2011) hasta niveles del 53% en 2013 (ver gráfico 20),

situación que se encuentra explicada principalmente por el aumento en

el precio internacional del crudo, al incremento en los volúmenesproducidos y a la entrada en operación del proyecto de ampliación y

modernización de la refinería de Cartagena y posteriormente del de

Barrancabermeja.

De otra parte, la estructura de capital proyectada parte de la capacidad

de generación de caja de la empresa y de su suficiencia para fondear el

plan de inversiones de largo plazo. En este sentido, el nivel de

apalancamiento (Deuda / Patrimonio) inicia en niveles del 30%, para

disminuir progresivamente hacia una relación del 9% en el año 2020 en

la medida en que hay una mayor generación de caja y las inversiones

de capital tienen una menor ponderación en comparación al total de las

ventas.

Finalmente, la tasa de descuento fue calculada a partir del modelo

CAPM (Capital Asset Pricing Model ) en el que el costo del capital va

siendo ajustado de acuerdo con el nivel de apalancamiento proyectado

de la firma (Rolling WACC ). De esta manera, el WACC promedio

utilizado en el modelo de valoración es de 13% en pesos, partiendo de

un Beta desapalancado de 1,14.

Escenarios de Valoración

El análisis de escenarios busca establecer resultados alternativos de la

valoración en situaciones en que sus variables fundamentales varíen de

los supuestos base. De esta manera, se han realizado sensibilidades

sobre el precio internacional del crudo y los márgenes EBITDA, dadoque estos elementos recogen de forma agrupada y consiste tanto el

comportamiento del mercado como el particular del desempeño

operativo y financiero de Ecopetrol.

46% 47%

52% 53% 53% 52% 51% 50% 51% 51%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

50%

55%

60%

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020




12

Gráfico 21.Comparación vida media de lasreservas

Fuente: Valores Bancolombia y datos de cada

compañía.

En esta medida, para el escenario positivo se ha supuesto un

incremento sostenido del 5% en los precios internacionales del

petróleo, junto con una expansión también del 5% en los márgenes

EBITDA. El resultado de este ejercicio es una aumento del precio

objetivo del escenario base cercano en 14% hasta los $5.780.

Estimamos la probabilidad subjetiva de este escenario en 20%.

En contraposición el escenario negativo, asume la sensibilidad en las

mismas variables y en las mismas proporciones, perodesfavorablemente para Ecopetrol, situación en la que el precio se

reduciría hasta 4.450, que representa una disminución del 12,3% frente

al escenario base. Estimamos la probabilidad subjetiva de este

escenario en 10%.

Valoración Relativa

El análisis de múltiplos de Ecopetrol en el que se comparan métricas de

valor relativo financieras y operativas muestra un encarecimiento de la

estatal colombiana frente a otras petroleras integradas, especialmente

en cuanto a su valor empresa por barril de reservas 1P, el cual es uno

de los más altos del grupo de comparables (ver tabla 5), lo que ratifica

la importancia de que la firma incremente su inventario dehidrocarburos explotables. Este punto se observa también a partir de la

vida media de las reservas de Ecopetrol, que a diciembre de 2011 se

ubicó en 8,8 años, por debajo de los 13,7 años de los pares (ver gráfico

22).

Pese a que las demás razones también muestran un enriquecimiento

frente al promedio de industria, las diferencias son más ajustadas, y

podrían estar justificadas por niveles superiores de retorno y mayores

expectativas de crecimiento.

Tabla 5 – Análisis de múltiplos de valoración relativa

Compañía EV Proved 1PProducción

(KBOED)RPG

EV /EBITDA

EV /1P

EV /BOED

R/P

Petrobras 248.092 16.411 2.621 9,1 6,3 15,1 94,6 17,2

Exxon Mobil 418.764 24.932 4.506 10,0 6,3 16,8 92,9 15,2

BP 179.407 18.071 3.822 5,8 4,2 9,9 46,9 13,0

RD Shell 259.557 14.000 3.300 7,3 4,6 18,5 78,7 11,6

Total 156.767 11.400 2.350 7,5 3,3 13,8 66,7 13,3

Chevron Corp. 211.415 11.236 2.673 7,9 15,5 18,8 79,1 11,5

ENI 134.858 7.183 1.581 9,1 7,0 18,8 85,3 12,4

Hess Corp. 27.986 1.169 370 10,9 4,0 23,9 75,6 8,7

Marathon 23.926 1.800 403 9,3 4,2 13,3 59,4 12,2

Anadarko. 55.349 2.304 248 26,0 6,7 24,0 223,2 25,5

Repsol YPF 62.387 1.100 299 5,2 3,8 56,7 208,7 10,1

BG 93.815 3.247 641 18,5 8,4 28,9 146,4 13,9

Petro China 343.831 22.542 3.552 13,2 6,1 15,3 96,8 17,4Sinopec 144.297 4.020 1.130 8,5 4,3 35,9 127,7 9,7

Promedio 10,6 6,1 22,1 105,9 13,7

Ecopetrol (Spot) * 115.330 1.857 579 13,3 6,9 62,1 199,1 8,8

Prima / Descuento 25% 14% 181% 88%

Fuente: Valores Bancolombia con datos de Bloomberg y de cada una de las empresas.

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

PetroChina

Petrobras

ExxonMobil

BG

Total

Martahon

BP

ENI

RD Shell

ChevronCorp.

RepsolYPF

Sinopec

Ecopetrol

HessCorp.

R/P Promedio




13

Estados financieros consolidados

Grupo Empresarial Ecopetrol

(Millones de COPs)

2009 2010 2011 2012 E 2013 E 2014 E

Ingresos Operacionales 30.404.390 41.968.311 65.752.268 59.501.695 63.913.422 71.550.748

Costos y Gastos Operacionales 22.531.051 29.089.469 40.061.305 31.582.223 30.621.331 33.814.473

Utilidad Operacional 7.873.339 12.878.842 25.690.963 21.669.387 25.904.319 29.225.426

Mg. Operacional 26% 31% 39% 36% 41% 41%

Gastos No Op. Netos 495.833 37.789 -904.302 -784.591 -1.719.497 -1.935.555

Utilidad antes de impuestos 7.250.844 11.492.617 23.641.432 19.820.414 23.041.521 26.009.951

Impuesto de renta 2.114.029 3.238.650 7.955.721 5.805.162 6.748.586 7.618.003

Utilidad Neta 5.132.054 8.146.471 15.452.334 14.015.252 16.292.935 18.391.948

Mg.Neto 17% 19% 24% 24% 25% 26%

EBITDA 11.429.867 16.699.494 30.021.133 27.919.472 33.292.091 37.736.275

Mg.EBITDA 38% 40% 46% 47% 52% 53%

2009 2010 2011 2012 E 2013 E 2014 E

Caja 4.024.377 4.054.560 8.117.539 1.879.618 1.616.866 3.457.445

Cuentas por Cobrar 2.969.120 2.736.592 4.635.834 4.552.576 5.111.427 5.722.217Inventarios 2.042.697 2.192.088 2.761.605 3.997.578 4.293.977 4.807.085

Otros Activos Corrientes 3.081.594 3.646.398 3.522.335 3.824.159 4.381.770 4.896.642

Total Activos Corrientes 12.117.788 12.629.638 19.037.313 14.253.931 15.404.041 18.883.389

Activos de Largo Plazo 43.441.729 56.139.718 73.240.073 78.774.912 88.911.149 98.342.119

Total Activo 55.559.517 68.769.356 92.277.386 93.028.843 104.315.189 117.225.508

Obligaciones Financieras de CP 437.081 1.079.169 831.594 2.199.472 2.716.485 3.454.478

Cuentas por Pagar 3.280.232 4.062.602 4.374.890 3.273.844 3.174.237 3.505.242

Otros pasivos de CP 3.752.900 4.900.807 10.545.953 7.768.606 8.762.371 9.709.047

Total Pasivo Corriente 7.470.213 10.042.578 15.752.437 13.241.922 14.653.093 16.668.767

Obligaciones Financieras de LP 5.714.354 7.833.715 7.969.978 10.811.885 13.265.531 16.219.990

Obligaciones Laborales de LP 2.583.117 2.814.021 3.190.229 3.190.229 3.190.229 3.190.229

Otros Activos de LP 6.280.565 6.264.910 8.423.256 8.926.339 9.407.950 9.910.629

Pasivo No Corriente 14.578.036 16.912.646 19.583.463 22.928.453 25.863.709 29.320.847

Total Pasivos 22.048.249 26.955.224 35.335.900 36.170.375 40.516.802 45.989.614

Patrimonio 32.569.957 41.328.181 54.688.855 54.605.838 61.545.756 68.983.263

Int.Minoritario 941.311 485.951 2.252.631 2.252.631 2.252.631 2.252.631




14

Valores Bancolombia

Análisis de Renta Variable y Portafolios

(571) 607 80 90 | Bogotá – Colombia

Juan Nicolás Pardo Ayala

Gerente de Análisis de Renta Variable y

Portafolios [email protected]

Mauricio Amador Pilonieta

Estratega Mercados Internacionales

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Samuel David García Torres

Estratega de Acciones

Sector Materias Primas

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Diego Alexander Buitrago

Estratega de AccionesSector Energético

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Juan Diego Mejía

Estratega de Mercado Local

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Jenny Rocío Torres Pabón

Estudiante en Práctica Profesional

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Laura Salamanca

Estudiante en Práctica Profesional

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