INICIO DE COBERTURA 06 de septiembre de 2013

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1 INICIO DE COBERTURA ECOPETROL S.A. (Colombia) P.O COP$ Mantener Andrés Sánchez Franco Alista Senior de Valoración (571) ext 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 Y cuenta con reservas probadas de MMbpe, con un índice de reposición en 2012 de 109%. Los ingresos crecieron 5,4% en comparación con 2011 y se ubicaron en COP$ ,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$364,16 por acción. Tiene activos por COP$ MMM y pasivos por COP$ 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 MM Flotante 11,51% % IGBC 18,00% %COLCAP 19,54% Precio COP$ Max Min ene11 mar11 may jul11 sep11 Colcap Ecopetrol nov11 ene12 Fuente: Bloomberg; elaboración propia Helm Comisionista de Bolsa, datos normalizados a partir del 2 de enero de 2011 mar12 Valoración 2013 e 2014 p 2015 p 2016 p 2017 p Margen EBITDA 28,0% 31,3% 32,2% 32,1% 31,8% EV/EBITDA 7,8 5,9 4,5 4,6 4,7 P/E 13,6 10,0 7,6 7,7 8,2 UPA (EPS) PVL 2,25 1,84 1,64 1,50 1,37 Operación COP Billones Ingresos operacionales EBITDA Deuda Neta Dividendo COP/acción 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. may jul12 sep12 nov12 ene13 mar13 may jul13 sep13 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. 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 millones a 2020, con la cual esperan incrementar sus reservas de hidrocarburos en cerca de 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 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.

2 Contenido ECOPETROL S.A (ECOPETROL) 3 INTRODUCCIÓN 3 EL SECTOR DE HIDROCARBUROS 5 REGALÍAS 5 ENTIDADES DEL SECTOR 5 INDICADORES DEL SECTOR PETROLERO 5 HISTORIA 7 GRUPO EMPRESARIAL 8 GOBIERNO CORPORATIVO 9 INTEGRACIÓN VERTICAL 10 ASPECTOS FINANCIEROS 14 INDICADORES FINANCIEROS 14 BALANCE 15 ESTADO DE RESULTADOS 16 INVERSIONES 18 DEUDA 18 VALORACIÓN 19 METODOLOGÍA 19 SUPUESTOS MACROECONÓMICOS 20 FACTORES DE RIESGO 20 PROYECCIONES 21 RESULTADOS FINANCIEROS PROYECTADOS 25 RESULTADOS DE VALORACIÓN 26 SENSIBILIDADES DE VALORACIÓN 27 MÚLTIPLOS 28 COMPARABLES 29 Página 2 de 31

3 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 , 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$ ,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$364,16 por acción. Tiene inscritas sus acciones en el RNVE Registro Nacional de Valores y emisores; y en la BVC Bolsa de Valores de Colombia (ECOPETROL) sujeta a las normas mercantiles de la República de Colombia, en el NYSE New York Stock Exchange (EC) Y EN TSX Toronto Stock Exchange (ECP). Tabla 1 Resumen principales actividades Actividad Producción Refinación (incluye Cartagena) Transporte Crudo y gas Crudo total Cargas a refinerías Margen bruto de refinación Crudo transportado Crudo refinado transportado Cifras en Mbpde Mbpd Kbdc US$/bl Kbdc2 Kbdc ,1 4,5 542,3 209, ,9 4,4 576,2 223, * ,0 7,6 770,9 264, * ,8 8,9 1204,0 289, * ,0 9,5 1218,0 302,0 *Grupo empresarial Página 3 de 31

4 Tabla 2 Resumen financiero y de exploración Finanzas Exploración Ingresos operacionales Utilidad operacional Ebitda Utilidad neta Sísmica Ecopetrol Pozos A3 Cifras en Billones $ Billones $ Billones $ Billones $ Kms Equi Cantidad ,7 11,6 5633,0 15, ,4 5, * 16, , ,4 8, * 19, , ,1 15, * 21, , ,5 15,0 1655,0 32* *Grupo empresarial Ilustración 1 Estructura organizacional Presidencia Dirección de Auditoría Interna Secretaría General Vicepresidencia Jurídica Vicepresidencia de Talento humano Vicepresidencia Corporativa de Finanzas Vicepresidencia Corporativa de Estrategia y Crecimiento Oficina de control Disciplinario Dirección estratégica de abastecimiento 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 Dirección Instituto colombiano del Petróleo Gerencia de nuevos negocios E y P Gerencia de nuevos negocios de Doownsteam 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 Página 4 de 31

5 El sector de hidrocarburos En Colombia el Estado es propietario del subsuelo y de los recursos naturales no renovables i, 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 % a % 20% a % a % 25% Mayor a % 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. Página 5 de 31

6 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 Ilustración 2 Precios internacionales USD/bbl Ilustración 4 Reservas Crudo de Colombia Mbbl; R/P años y = 0,084x + 8, ,0 8,0 7,0 6,0 5,0 4,0 3,0 2,0 1,0 0,0 WTI Brent Vasconia Maya Fuente: Bloomberg.; Helm Comisionista de Bolsa Reservas Crudo Reservas /producción Fuente: ANH; Helm Comisionista de Bolsa Producción Tendencia R/P 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 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 ene10 mar10 may10 jul10 sep10 nov10 ene11 mar11 may11 Contratos ANH Tendencia Prod crudo Fuente: ANH; Helm Comisionista de Bolsa jul11 sep11 nov11 ene12 mar12 may12 jul12 sep12 Ecopetrol y asociados nov12 Ilustración 5 Reservas Gas Colombia Gpc; R/P años Reservas Gas Reservas / producción Fuente: ANH; Helm Comisionista de Bolsa y = 1,504x + 37,1 Producción Tendencia R/P 40,0 35,0 30,0 25,0 20,0 15,0 10,0 5,0 0,0 Página 6 de 31

7 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$5.376 MM) del total de inversión extranjera en el país (USD$ 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$212 MM. Ilustración 6 Inversión extranjera en Colombia (Miles de millones USD$) MMM USD$ (2) (Pr) 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 Cira Infantas y los ductos que unían dicho campo con el puerto de Cartagena y la refinería de Barrancabermeja ( 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 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 (Pr) 2005 (P) 2006 (P) 2007 (P) Inversión extranjera total Inversión extranjera Sector Petrolero 2008 (P) 2009 (P) 2010 (P) 2011 (P) 2012 (P) 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. 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. 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. 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 MMbbl, con lo que Colombia recobra su autosuficiencia petrolera y en 1986 hace del petróleo uno de sus principales productos de exportación. 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 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 acciones distribuidas en nuevos accionistas y se consiguieron recursos por $5,72 billones por la venta de 10,1% del capital accionario. En septiembre de 2008 listó su ADR ii 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. Página 7 de 31

8 En 2009, gracias a su presencia en la Bolsa de Nueva York logró una exitosa colocación de bonos externos por USD$ millones. En febrero de 2009, en asociación con la compañía coreana Korea National Oil Corporation (KNOC), 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 de Refinería de Cartagena S.A. 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 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 emisión de acciones en la que adjudicó acciones, para un monto total colocado de $2,38 billones, y adjudicatarios. En junio de 2012, constituyó en Colombia la sociedad Cenit Transporte y Logística de Hidrocarburos S.A.S. ( Cenit ), filial 100% de propiedad de Ecopetrol, la cual es una compañía especializada en transporte y logística de hidrocarburos en Colombia. Tabla 4 Principales descubrimientos Nombre Año de Descubrimiento La CiraInfantas 1918 Tibú 1940 Casabe 1941 VelásquezPalagua 1946 Yariguí 1954 ProvinciaPayoa 1960 Río Zulia 1962 Orito 1963 Castilla 1969 Chuchupa 1972 ApiaySuria 1981 Caño Limón 1983 San Francisco 1985 Cusiana 1989 Cupiagua 1993 Guando 2000 Gibraltar 2003 Reservas Millones de Barriles Terapies cúbicos de gas Gcg 15 MMbbl Grupo empresarial Actualmente el Grupo Empresarial Ecopetrol se conforma de filiales iii, subsidiarias iv y participación accionaria en diversas compañías relacionadas con el objeto de Ecopetrol. Tabla 5 Grupo empresarial Filiales Equion Cenit Black Gold Re Andean Chemicals Limited Hocol Petroleum Limited EPI Limited Ecopetrol Capital A.G Ecopetrol Global energy SLU Ecopetrol Global Capital SLU Subsidiarias Ecopetrol Perú Ecopetrol Brasil Ecopetrol América Participación Participación Negocio 51% E&P 100% Transporte 100% SPV 100% SPV 100% SPV 100% SPV 100% SPV 100% SPV 100% SPV Negocio 100% E&P 100% E&P 100% E&P Página 8 de 31

9 Hocol S.A 100% E&P OCENSA 73% Transporte Oleoducto Bicentenario 56% Transporte Oleoducto de los Llanos Orientales (ODL) 65% Transporte Oleoducto de Colombia 73% Transporte Propilco S.A 100% Petroquímica Comai 100% Petroquímica Reficar 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 Accionaria Participación Negocio OFFShore 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 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. Página 9 de 31

10 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 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, Caguán Putumayo, 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. Ilustración 8 Producción Bruta, incluida filiales y subsidiarias mar11 may11 jul11 sep11 nov11 ene12 Gas Natural mar12 may12 jul12 sep12 Crudo nov12 ene13 mar13 may13 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 Ilustración 9 Producción crudo discriminada 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 Ecopetroal 94,03% Pesado Medio Liviano Otros 5,97% Savia 0,83% Hocol 3,26% Equión 1,67% Ecopetrol America 0,21% Ecopetrol realiza sus actividades de producción de manera directa o en asociación con otras compañías como las que se muestran a continuación: Página 10 de 31

11 Tabla 6 Socios de Producción de Ecopetrol Campo Hidrocarburo Compañía Torosentado West Crudo Medio Cepcolsa Corazón West Crudo Medio Petrosantander Rubiales Crudo Pesado Metapetroleum Rubiales Crudo Pesado Metapetroleum Under River Crudo Pesado Mansarovar Pauto Crudo Liviano Equión Matachín Norte Crudo Medio Petrobras Abarco Crudo Pesado Mansarovar Moriche Crudo Pesado Mansarovar Caño Rondón Crudo Medio Occidental de Colombia Querubín Crudo Pesado Petroleos del Norte Chipiron Crudo Medio Occidental de Colombia Serafín Gas Petroleos del Norte Cajua Crudo Pesado Metapetroleum Palagua Crudo Pesado Insmocol, Joshi y Parko 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 vasto sistema de oleoductos v y poliductos vi, que comunican los campos productores con las refinerías y puertos del país. En el momento cuenta con 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 Mbpe/d, donde Mbpe/d correspondieron a crudos y 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, , ,0 800,0 600,0 400,0 200,0 jun11 jul11 ago11 sep11 oct11 nov11 dic11 Refinados ene12 feb12 mar12 abr12 may12 jun12 Crudos jul12 ago12 sep12 oct12 nov12 dic12 ene13 feb13 mar13 El primer trimestre de 2013 presentó un incremento en los volúmenes transportados, impulsado en gran parte por los incrementos de producción. Entre las mejoras al sistema de oleoductos en el 2012 se destacan; El incremento de la capacidad de transporte en el sistema Vasconia G RBGalán 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 ORIENTE CAÑO LIMÓN BANADÍA OCC 18/20/24 770,9 BANADÍA AYACUCHO OCC 18/20/ NORTE AYACUCHO COVEÑAS OCC ,5 AYACUCHO COVEÑAS L ,5 COVEÑAS CARTAGENA MAGDALENA MEDIO GALAN AYACUCHO ,9 GALANAYACUCHO ,7 VASCONIA GRB ,6 AYACUCHO GALAN ,5 LLANOS ARAGUANEY MONTERREY MONTERREY PORVENIR (Viene Araguaney) 12 4,16 MONTERREY PORVENIR 12 4,16 SANTIAGO PORVENIR 10 78,2 APIAY MONTERREY MONTERREYALTOSPORVENIR 20 7,5 ALTO MAGDALENA (Huila Tolima) YAGUARA TENAY 8 68,2 SUR ORITO TUMACO (OTA) 10/14/18 306,9 SAN MIGUEL ORITO (OSO) 12 71,7 MANSOYA ORITO (OMO) 6 73,4 CHURUYACO ORITO (OCHO) 6 17,8 Fuente: CENIT S.A. Helm Comisionista de Bolsa Página 11 de 31

12 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. Tabla 8 Red de Poliductos SISTEMAS DIAMETRO PULGADAS LONGITUD kms ZONA NORTE POZOSAYACUCHO AYACUCHOGALÁN CARTAGENABARRANQUILLA ZONA ESTE GALÁNBUCARAMANGA ZONA CENTRAL GALÁNSEBASTOPOL GALÁN SEBASTOPOL GALÁN SEBASTOPOL 8 GLP SEBASTOPOLSALGAR SEBASTOPOLSALGAR SEBASTOPOLSALGAR 8 GLP SEBASTOPOL MEDELLÍN ZONA OESTE MEDELLÍNCARTAGO CARTAGOYUMBO SALGARCARTAGO 6, CARTAGOYUMBO YUMBO BUENAVENTURA BIDIRECCIONAL ZONA SUR SALGARGUALANDAY GUALANDAYNEIVA ZONA BOGOTA SALGARMANSILLA SALGARMANSILLA MANSILLA PUENTE ARANDA PUENTE ARANDA EL DORADO SEBASTOPOLSUTAMARCHÁN SUTAMARCHÁNAPIAY SUTAMARCHÁNTOCANCIPÁ Fuente: CENIT S.A. Helm Comisionista de Bolsa 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 toneladas durante el mes de julio y de nuevo logró la certificación del sistema de gestión en las normas ISO 9001 y NTCGP 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 Ilustración 12 Carga(kbdc) y factor Utilización Refinerías mar11 may11 jul11 sep11 nov11 ene12 mar12 may12 jul12 Carga* Cartagena Factor. Utili. Barra sep12 nov12 ene13 mar13 100,0% 90,0% 80,0% 70,0% 60,0% 50,0% 40,0% 30,0% 20,0% 10,0% 0,0% Carga Barrancabermeja Factor. Utili. Cart 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 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 nafta y butano vii 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 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%. Página 12 de 31

13 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. 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$ miles de millones (USD$ millones), de los cuales COP$ (USd$ 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) kbpd mar12 jun12 sep12 dic12 mar13 jun13 Venta local Venta Zona Franca Venta de exportación 10,00% 8,00% 6,00% 4,00% 2,00% 0,00% 2,00% 4,00% Venta total variación A/A Ilustración 14 Distribución venta local a T Destilados Medios 37% Gasolinas 21% Gas Natural 20% Combustóleo 1% Otros 9% Crudo 12% Industriales y Petroquímico s 4% GLP y Propano 5% 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 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 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). Página 13 de 31

14 Ilustración 15 Exportaciones por destino Crudos 60,00% 50,00% 40,00% 30,00% 20,00% 10,00% 0,00% Ilustración 16 Destino exportaciones productos 60,00% 50,00% 40,00% 30,00% 20,00% 10,00% 0,00% Ilustración 17 Precio canasta de productos de exportación Ecopetrol 125,0 120,0 115,0 110,0 105,0 100,0 USD/Bbl 95,0 90,0 85,0 80,0 mar11 may11 jul11 sep11 nov11 ene12 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. mar12 may12 Ilustración 18 Precio canasta de crudos exportados 125,0 120,0 115,0 110,0 105,0 100,0 95,0 90,0 85,0 80,0 jul12 sep12 Brent (Promedio Periodo) Precios Productos Expo. Ecopetrol nov12 ene13 mar13 USD/Bbl mar11 may11 jul11 sep11 nov11 ene12 Brent (Promedio Periodo) mar12 may12 jul12 sep12 nov12 ene13 mar13 Canasta de Venta de Crudos 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. 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 Página 14 de 31

15 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. Balance Ilustración 19 Activos no consolidados a Dic ,21% Total activos corrientes COP 100,6 billones 17,79% Total activos no corrientes Al cierre del 2012, los activos no consolidados de Ecopetrol S.A. ascendían a COP 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. Ilustración 20 Activo discriminado Sin consolidar, Dic 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 COP millones, y están discriminados de la siguiente forma: Ilustración 21 Activo discriminado Consolidado, Dic Propiedad planta y equipo 33% Cuentas por cobrar LP 0% inventarios 3% Recursos naturales 16% Cuentas por cobrar CP 5% Recursos entregados en Admi 0% Otros 36% Efectivo y equivalentes 7% 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 22 Pasivo Total No Consolidado, Dic Otros LP 25% Otros CP 5% Inversiones CP 1% Inversiones LP 5% Propiedad planta y equipo 23% Cuentas y por cobrar LP 2% Recursos naturales 16% Recursos entregados en Admi 0% Otros 48% inventarios 2% Cuentas por Efectivo y cobrar CP equivalentes 5% 5% Otros LP 23% Otros CP 4% Inversiones CP 1% Inversiones LP 19% Otros CP 21% Pasivos estimados y provisiones 3% Cuentas por pagar y vinculados 30% Obligaciones financieras CP 1% Pasivos Corto Plazo 46% Obligaciones laborales a largo plazo 12% Pasivos estimados y provisiones 12% Obligaciones financieras LP 14% Otros LP 7% Página 15 de 31

16 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%. 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. Ilustración 23 Pasivo Total Consolidado, Dic Pasivos estimados y provisiones 4% Cuentas por pagar y vinculados 23% Otros CP 17% Obligaciones financieras LP 25% Pasivos Corto Plazo 46% Obligaciones financieras CP 5% Otros LP 8% Obligaciones laborales LP 9% Pasivos estimados y provisiones 9% Ilustración 25 Activo, Pasivo y Patrimonio COP$ B Consolidado Estado de Resultados Ilustración 26 Resumen operacional sin Consolidar COP billones ,74 46,54 113,88 Activos Pasivos Patrimonio 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 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. Billones Total Ingresos Total Costo de Ventas Utilidad Operacional MARGEN EBITDA Ilustración 24 Activo, Pasivo y Patrimonio COP$ B Sin consolidar Ilustración 27 Resumen operacional Consolidado COP billones 65,26 35,39 100,65 Activos Pasivos Patrimonio % 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 Total Ingresos Utilidad Operacional Total Costo de Ventas MARGEN EBITDA Página 16 de 31

17 Los resultados financieros consolidados 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 Billones T112 T212 T312 T412 T113 Ventas a Zona Franca Ventas al Exterior Ing total Var% A/A 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 cierto tipo de diversificación de productos, mientras que las filiales tienen una mayor exposición a los precios del petróleo; y es por eso, que en el resultado consolidado se observa una caída mayor a nivel porcentual en los ingresos en los momentos de precios bajos y una subida mayor en momentos de precios altos o de recuperación de los mismos. Ilustración 29 Discriminación ingresos consolidados COP Billones Billones T112 T212 T312 T412 T113 Venta de Servicios Ventas Nacionales T213 Venta de Servicios Ventas Nacionales T213 Ventas al Exterior Ing total Var% A/A 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% 5% 10% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% 5% 10% 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 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.. Ilustración 30 Ventas discriminadas por segmento, trimestrales mar13 mar11 mar13 mar11 mar11 mar13 E&P Refinación Suministro Transporte Ilustración 31 EBITDA por segmento de negocio, % 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 10% mar11 may11 jul11 sep11 nov11 ene12 20% Margen Ebitda E&P Margen Ebitda Petroquímica Margen Ebitda Transporte Margen Ebitda Suministro mar12 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 El segmento de Transporte es el segundo en términos de mayores márgenes de may12 jul12 sep12 nov12 ene13 mar13 may13 Página 17 de 31

18 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 Las inversiones del 2012 se redujeron en cerca de 12,5%, explicado principalmente por retrasos en la obtención de licencias ambientales, mayores requerimientos sociales viii 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 1T ,5% A/A. Ilustración 33 Inversiones por Segmento Trimestrales USD$ Millones 3.000, , , , ,0 500, 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 0,4 0,3 0,2 0,1 0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 T112 T212 T312 T412 T113 T213 Corporativo Adquisiciones Subordinadas* Suministro y Mercadeo Transporte Refinacion y Petroquímica Producción Exploración 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$2,22 Billones destinados para financiar programas de inversión de la empresa. Para finales del 2012 ya había amortizado COP$ millones, y se estima una amortización en 2013 de COP$ 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$1.500 millones con un cupón de 7,625% pagadero semestralmente los 23 de julio y enero de cada año empezando en enero de 2010 y finalizando en julio de El primero de diciembre de 2010 emitió bonos de deuda pública interna por COP$ 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$ , COP$ , COP$ y COP$ respectivamente El contrato BOMT ix 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 Corriente Dic Dic 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 Página 18 de 31

19 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 El segmento de refinación presenta margenes en promedio de 2% 42,4% El segmento de transporte en el 1T 2013 presenta margenes de 30% Para la elaboración del modelo financiero de valoración, se tuvo en cuenta los siguientes componentes claves de la metodología: 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 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. 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: Ilustración 35 Proceso de Valoración Recopilación y análisis de información existente 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: 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 = Tasa impositiva D= 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. E= 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. Ke = Costo del Equity; calculado mediante la metodología CAPM, que se presenta a continuación: Ingresos operativos Egresos operativos Inversiones Financiación Proyección EF Proyección FCLO Proyección FCLD Proyección FCI Análisis tasa de descuento Escenarios de valoración Tesis de inversión Donde: = + R f = Tasa libre de Riesgo = Beta apalancado (R m R f )= Prima de Mercado Dado lo anterior, la tasa de descuento resultante para cada periodo proyectado se muestra a continuación: Fuente: Helm comisionista de Bolsa Página 19 de 31

20 2013p 6,87% 2014p 8,20% 2015p 8,29% 2016p 8,46% 2017p 8,52% 2018p 8,64% 9,50% 9,00% 8,50% 8,00% 7,50% 7,00% 6,50% WACC 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 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 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% Dólar DTF E.A. % 4,3% 4,4% 4.5% 5.0% 5,0% 5,0% 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 mediante la metodología de Simulaciones de Montecarlo x, 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) Página 20 de 31

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