Presentación de Ecopetrol S.A. Agosto de 2013

Transcripción

1 Presentación de Ecopetrol S.A. Agosto de 2013

2 Descargo de Responsabilidad Esta presentación contiene proyecciones futuras relacionadas con el desarrollo probable del negocio y los resultados estimados de la Sociedad. Tales proyecciones incluyen información referente a estimaciones, aproximaciones o expectativas actuales de la compañía relacionadas con el futuro financiero y sus resultados operacionales. Se advierte que dicha información no es garantía del desempeño y que pueden modificarse con posterioridad. Los resultados reales pueden fluctuar en relación con las proyecciones futuras de la sociedad debido a factores diversos que se encuentran fuera del control del emisor. La Sociedad no asume responsabilidad alguna por la información aquí contenida ni la obligación alguna de revisar las proyecciones establecidas en este documento, ni tampoco el deber de actualizarlo, modificarlo o complementarlo con base en hechos ocurridos con posterioridad a su publicación. La información divulgada a través del presente documento tiene un carácter informativo e ilustrativo, y no podrá ser suministrada a terceras personas, ni reproducida, copiada, distribuida, utilizada o comercializada sin la autorización previa y por escrito de la Sociedad. 2

3 Contenido Estrategia Resultados financieros y operativos 3

4 Estrategia

5 El plan estratégico inició con la emisión de acciones de 2007 Inversiones Crecimiento 2007 vs. 2012/2013 7% 4% Producción 2.0 X 8% 778 kbped (2T-2013) 13% USD 31 mil mn 48% Reservas (1P) 1,877 mn bpe (Dic. 2012) 1.6 X 20% Ebitda COP 26.6 bn (12 meses) 1.6 X Producción Adquisiciones Transporte Refinac & Petroquím. Exploración Otro Cap. Mercado COP 179 bn (Ago 2013) 3.5 X Fuente: Ecopetrol 5

6 Ecopetrol es la compañía petrolera más grande en Colombia y tiene inversiones en EE.UU., Brasil y Perú Ecopetrol y participaciones en empresas subordinadas america Exp. & Prod. : Refinación & Petroq. : Transporte: Biocomb: Cifras más importantes: * PERU BRAZIL Transporte Transporte de crudo: 944 kbd Transporte de productos: 240 kbd Exploración y Producción Producción: 778 kbped Área exploratoria: 21.3 mn has. Reservas 1P : 1,877 mn bpe Refinación, Petroquímica y Biocombustibles Capacidad de refinación: 330 kbpd Capacidad prod. petroquím: 500k tons /año Capacidad prod. biocomb: 100k tons / año (biodiesel) * Cifras al 2T/2013, Reservas a Dic Fuente: Ecopetrol Suministro & Mercadeo Ventas: 953 kbped Colombia: 41% Exportaciones: 59% 6

7 El plan estratégico prevee inversiones de US$75 mil millones ( ) y producir 1,3 mn de barriles limpios en 2020 Meta estratégica 2020: 1,3 mn bped 1.3 million boed Barriles limpios en 2020 Sin accidentes Sin incidentes ambientales Relaciones laborales sólidas Cumpliendo los compromisos con los grupos de interés ROCE del 17% Biocomb & otros Transporte Refinación Exploración Producción US$ 75 mil mn 3% 5% 7% 25% 60% Fuente: Ecopetrol Inversiones % a E&P 90% en Colombia 7

8 Estrategia de E&P para producir 1.3 mns de barriles en Producción & Factor de recobro: Prod: kbped Exploración Prod: kbped No convencionales Prod: kbped Adquisiciones Recobro primario/secundario/terciario EOR/IOR (Recobro ampliado/recobro mejorado) Colombia: Llanos Orientales Costa Afuera Caribe Caguán-Putumayo Mantener actividad en otras cuencas Valoración del potencial Joint ventures con aliados estratégicos Evaluación de oportunidades Internacional: Brasil Golfo de México (EE.UU.) Perú 8

9 1 Aumento del factor de recobro: Frentes Iniciativas Proyectos Perforación Recobro primario Perforación Infill Desarrollo de nuevas áreas Optimizar configuración de pozos Pozos horizontales y verticales Llanos Orientales Magdalena Medio Recobro no térmico Recobro secundario y terciario Inyección de agua Inyección alternada de agua y gas Inyección de químicos Inyección de agua (135 campos) Inyección de gas Implementado en 21 campos Avance en 21 proyectos Implementación en otros 93 Sur: 5 Proyectos Magd & Llanos: 6 Proyectos Recobro térmico Recobro terciario Procesos de inyección de vapor continuo o cíclico Combustión in situ In situ Inyección continua Inyección cíclica Chichimene (piloto) Quifa (piloto) Teca Santa Clara 9

10 2 Exploración en Colombia Activos Exploratorios* (61 bloques) 15.7 mn hectáreas Mar Caribe 4 Operación directa: 51 Bloques No operador: 10 Bloques 5 Cuencas Llanos Catatumbo Valle del Magdalena Medio Alto Magdalena Putumayo Offshore Caribe Valle Bajo del Magdalena Offshore Pacífico Activos productivos Directos: Compartidos: 51 Bloques 64 Bloques Océano Pacífico Ecopetrol S.A. Hocol S.A. Equion 2.1 mn hectáreas (94% del área petrolera Colombiana) 3 * Incluye los bloques obtenidos en la Ronda Colombia 2012 Fuente: ANH, Ecopetrol 10 10

11 2 Exploración internacional EE.UU. GOM EC América 0.1 mn Has Miocene Paleogene Jurassic EC Perú 4.4 mn Has Para Maranhao Marañón Ucayali Huallaga Sechura Salaverry Lima Marañón Ucayali Perú Brasil EC Brasil 0.1 mn Has Campos Santos Savia Perú 4.1 mn Has* Espiritu Santo Campos Santos Para-Maranhao * Incluye sola la particiáción de Ecopetrol del 50% Fuente: Ecopetrol 11

12 3 Hidrocarburos no convencionales en Colombia HM - CARIBE TCF (Karson, 1994) 32 TCF GAC (Arthur - GUAJIRA D little, 2010) GAC - MONTERIA LA LUNA (2012) PROMETEO (2013) GAC - CESAR SH - VMM SH - CATATUMBO ORIPAYA (2013) IGUANA (2013) COYOTE (2012) GAC - CORDILLERA Hidrato de metano Gas en Sitio TCF Shale Oil/Gas 31.7 TCF (Alto potencial en el valle del Magd Medio 29 TCF) Metano de mantos carboníferos 7.5 TCF ( Alto potencial en el Cesar 2,4 TCF y la Guajira 3,4 TCF) HM - PACIFICO SH- CORDILLERA Arenas Compactas 1.2 TCF SH - VSM SH - PUT Arenas bituminosas Volumen Potencial 23,762 mn boe Áreas de Interés Ecopetrol Fuente: Arthur D Little 12 12

13 Crecimiento de la producción de petróleo y gas Producción promedio / año (miles de barriles de crudo y gas por día) 1,300 1, S/ (e) 2015 (e) 2020 (e) Crudo Gas Subsidiarias Fuente: Ecopetrol 13

14 Principales campos por región en Colombia Región % Campos principales Producción 1S-2013* (kbped) Central 32% Castilla 117 Chichimene 52 Oriental 25% Rubiales 121 Quifa 27 Nororiente 7% Guajira 58 Cusiana 9 Magdalena 17% La Cira 23 Medio Nare 17 Catatumbo 9% Tibú 2 Sur 9% Orito 3 Tello 2 Campos menores 1% * Participación de EC en contratos de asociación 14

15 2 Actividad exploratoria y éxito geológico Pozos exploratorios (A3/A2) Plan Ecopetrol S.A ECP Brasil ECP Peru ECP USA Hocol Savia 39 Éxito Geológico 16% 33% 26% 26% 49% 52% 15

16 Reservas 1P Reservas 1P * (millones de barriles de petróleo equivalente) 1,538 1,714 1,857 1,877 1, IRR ** 46% 351% 193% 165% 109% * Bajo los estándares de la SEC (no incluye regalías) y auditadas ; ** IRR: Índice de Reposición de Reservas: incluye Ecopetrol y participaciones 16 16

17 Costos de Exploración y Producción Costo de Hallazgo y Desarrollo ,20 (USD/bl) América Latina Promedio Internacional Promedio Costo de Levantamiento (USD/bl) América Latina 2011 Internacional Fuente: Herold y Ecopetrol 17

18 Modernización de la refinería de Cartagena (Reficar) Proyecto de modernización Capacidad de refinación de 80 a 165 kbd Alta conversión: del 76% al 97% Procesamiento de petróleos pesados, extrapesados y ácidos Estándares internacionales de calidad de la gasolina (contenido de azufre) Gasolina < 30 ppm Diesel < 10 ppm Identificación de oportunidades en los mercados regionales para la compra de crudo y la exportación de combustibles Alcance Inversión: US$6,500 mn Avance: 83% (Junio 30/2013) Destilación de crudo VDU Coque Hidrocraqueo Modernización de FCC FCC Nafta HDT 2 ULSD unidades hidrotratamiento 2 plants de hidrógeno Planta de gas 2 plantas de azufre 18

19 Modernización de la refinería de Barrancabermeja Proyecto de modernización: Nuevas unidades Modernización Inversión: US$3,400 mn +/- 11% 45 kbd de combustibles limpios y valiosos Alta conversión del 75 a más del 95% Procesamiento de crudos pesados, extrapesados y ácidos Estándares de calidad de los combustibles (contenido de azufre) Gasolina <150 ppm Diesel <50 ppm Alcance : Tres nuevas unidades de procesamiento: 1. Coquización retardada 2. Hidrocraqueo 3. Hidrotratamiento de Nafta Coker Dos plantas de hidrógeno Seis nuevas unidades de servicio Cinco nuevas unidades auxiliares Unidades ambientales: amina, agua ácida y recuperación de azufre Unidad de tratamiento LPG Tanques de almacenamiento 19

20 Resultados operativos y financieros

21 2 Exploración: Resultados operacionales en el 1er. Sem Actividad Exploratoria pozos A3/A2 Ecopetrol + participaciones (Número de pozos) Perforados Exitosos 2do trimestre Ecopetrol 1 1 Hocol * 1 0 Total 2 1 1er semestre Ecopetrol 4 3 Hocol * 2 1 Total 6 4 Campo Castilla Hechos relevantes Éxito exploratorio del 66% en Colombia durante el 1er. Sem 2013 Un descubrimiento en Colombia en 2do Trim 2013: Cusuco 1 Adquisición del 31.5% del activo Gunflint, en el Golfo de México de EE.UU. Resultados de la Ronda Brasil: mejores ofertas por tres bloques 21 * Al 30 de junio un pozo de Hocol se encontraba en evaluación

22 1 Producción: resultados operacionales en el 1er. Sem Producción: Ecopetrol + Participaciones (miles de barriles de producción de crudo y gas / dia) Machín en Campo Apiay T T S S-2013 Ecopetrol Hocol Savia Equion EC America * Corresponde a la participación de EC en los campos Hechos relevantes: Producción de Principales Campos (miles de barriles de producción de crudo y gas / dia) Activos 100% de ECP II. trim. 13 II. trim. 12 Cambio % I. sem. 13 I. sem. 12 Cambio % Castilla % % Chichimene % % Casabe % % * Activos en asociación Rubiales % % Quifa % % La Cira-Infantas % % Nare % % Crecimiento promedio * del 2% en el 2do. Trim y 4% en el 1er. Sem Crecimiento * en los principales campos: +10% en el 1er. Sem aprox. 22 * Comparado con el mismo período de 2012

23 Refinación y petroquímica: resultados al 2do trim. 218 B/bermeja B/bermeja Carga a las refinerías (KBDC) 73 Margen bruto de refinación (US$ por barril) 2T T Cartagena 3.7 Cartagena Hechos relevantes Avance en proyectos clave: Modernización de C/gena : 83% Modernización de B/meja: 16% Plan Maestro de servicios industriales B/meja: 74% Factor de utilización de las refinerías en el 2do. Trim: 84.3% Menores márgenes de refinación por: Baja disponibilidad de crudos livianos Menores crack spreads Modernización de la refinería de Cartagena (Junio 2013) 23

24 Referentes y destinos de exportación de crudos Destinos Exportaciones de Crudo: 2T/2013 Referencias de Crudo: 2T/2013 Europa 6.7% Costa Oeste EE.UU. 5.9% Costa Atlántica EE.UU 1.2% Sur América 1.9% Costa del Golfo EE.UU. 44.0% Brent 58% Centro América 6.2% 567 kbped Precio promedio Canasta Crudos: US$100.7/bl Lejano Oriente 34.1% Maya 42% Fuente: Ecopetrol 24

25 Expansión de la infraestructura de transporte de crudos y productos Volumen transportado y capacidad 936 Capacidad de transporte (miles de barriles por día) Crudo 1, Productos T 2013 Volúmenes transportados (miles de barriles por día) 1,148 1, T T-2013 Productos Crudo Principales Expansiones en Infraestructura de Transporte Coveñas Puerto +300 KBPD* (770 KBPD)** Ocensa Oleoducto +100 KBPD* (560 KBPD)** ODC Oleoducto +30 KBPD* (240 KBPD)** (190 KBPD)** Tumaco Coveñas C/gena Oleoducto +25 KBPD* (135 KBPD)** Castilla Apiay Oleoducto +105 KBPD* Coveñas Santa Marta Cartagena Ayacucho Financial results for the second quarter Orito Tenay Vasconia Pozos Galan Poliducto +45 KBPD* (90 KBPD)** B/Bermeja Sebastopol Cusiana Araguaney Porvenir Monterrey Santiago Apiay Banadia Rubiales Apiay Monterrey Oleoducto +40 KBPD* (250 KBPD)** Ayacucho Coveñas Oleoducto +3 KBPD* (45 KBPD)** Banadía Descargadero +40 KBPD Storage +100 MB Poliducto Andino Oleoducto +53 KBPD* (53 KBPD)** Rubiales Monterrey Oleoducto +100 KBPD* (340 KBPD)** * Incremento de capacidad totalmente implementada ** Capacidad actual 25

26 Cenit: nuevo modelo de transporte desde el 1ro de abril Operacionales Financieras Ecopetrol Cliente de la red de oleoductos y poliductos Contratista para la operación y mantenimiento de sistemas de transporte de Cenit Fuentes de ingreso: Dividendos de Cenit Servicios de operación y mantenimiento Costos de transporte: Volúmenes transportados (crudo y productos) Tarifas de los oleoductos reguladas por el Ministerio de Minas y Energía Cenit Asume el proceso comercial y de nominación de transporte Responsabilidad de la operación y mantenimiento de infraestructura Utilidades netas de su participación en los sistemas de transporte Utilidad neta consolida con Ecopetrol Responsable de la inversión y del financiamiento de proyectos del segmento 26

27 Transporte: resultados al 2do trimestre de 2013 Volúmenes Transportados (miles de barriles / día) Volúmenes Transportados por Carrotanque (miles de barriles / día) Construcción Fase I Oleoducto Bicentenario 1,148 1, T T-2013 Productos Crudo T T-2013 Refinados Nafta Crudo Hechos relevantes Aumento en volúmenes transportados por ducto: +36 KBPD Oleoducto Bicentenario: avance del 75% Cenit: firma de contratos con Ecopetrol el 1ro de abril 27

28 Crecimiento de las ventas impulsado por las exportaciones Ventas totales (kbped) % % % 41% Local Exportaciones sales Exports Ventas locales* S-2013 Exportaciones (kbped) % 64% % 11% 85% Gas natural Productos Crudo S-2013 * Las Ventas locales incluyen ventas a zonas francas Fuente: Ecopetrol 28

29 Resultados financieros (1/2) Precio de venta de crudo para exportación (US$/bl) Ventas (COP bn) % % S * 57% 43% Exportaciones Locales Márgenes 39% 36% 29% 19% 36% 43% 38% 23% 27% 25% 33% 22% Operativo Neto S-2013 Retornos 34% 28% 20% 16% 23% 22% 24% 18% 10% 13% 15% 14% S-2013 ROE ROA * Precio del total de la canasta de ventas de Ecopetrol del trimestre 29

30 Resultados financieros (2/2) Utilidad operativa 10.0 (COP bn) y margen (%) - 39% 36% 43% 38% 29% 33% S % 30.0% 10.0% -10.0% Utilidad operativa Margen operativo Utilidad neta (COP bn) y margen neto (%) 36% 27% 19% 23% 25% 22% S-2013 Utilidad neta Margen neto Fuente: Ecopetrol S.A. No incluye subsidiarias 30

31 Resumen del P&G de Ecopetrol S.A. Costos variables Impuesto de renta Margen Ingresos Costos fijos Gastos operacionales Utilidad operacional Resultado no operacional Utilidad neta EBITDA % 21% 48% Ingresos (COP$ billones) Estado de Resultados (COP$ billones) T T-2013 Costos variables (COP$ billones) T T-2013 Costos fijos (COP$ billones) T T-2013 Gastos operacionales (COP$ billones) T T-2013 Mayor producción (+$0.67 bn) Tasa de cambio promedio más alta (+$0.35 bn) Menores precios promedio Costos de transporte más altos por cambio en el modelo de transporte y mayor transporte de diluyente y crudo en carrotanque (+$0.75 bn) Menores inventarios por mayores ventas (+$0.77 bn) Amortización y agotamiento (+$0.1 bn) Servicios de manejo de agua y subsuelo (+$0.09 bn) Aumento de valor de servicios profesionales (+$0.08 bn) Mayores costos por eliminación del descuento del IVA del Impto. de Renta (+$0.08 tn) Aseguramiento de la confiabilidad de la red de transporte (+$0.06 bn) Ajustes contables de períodos anteriores (+$0.05 bn) Menores gastos de provisión actuarial en pensiones (-$0.03 bn) Menores gastos en proyectos (-$0.04 bn) Menores gastos exploratorios (-$0.06 bn) 31 * Estimado sobre cifras redondeadas a un dígito

32 Flujo de caja y balance general de Ecopetrol S.A. * Inicial Fuentes Usos Final Flujo de Caja 2T 2013 (COP$ billones) Caja inicial Operaciones Otros FX Diff Caja disponible Operaciones Capex Dividendos Caja final Activos Pasivos Indicadores deuda** Balance General Jun (COP$ billones) Inventarios Otros corto plazo Efectivo y equivalentes Cuentas por cobrar Recursos naturales y ambientales Otros largo plazo Propiedad, planta y equipo Inversiones Otros largo plazo Obligaciones laborales Pasivos estimados y provisiones Obligaciones financieras Otros corto plazo Cuentas por pagar y vinculados Pasivos/Activos: 0.39 X Obligaciones financieras/ Pasivos totales: 16% Obligaciones financieras / Ebitda (12 meses): 0.22 X Calificación de Riesgo 32 S&P: BBB (Estable) / Fitch: BBB- (Positivo) / Moody s: Baa2 (Estable) * No incluye subsidiarias; ** Estimado por Ecopetrol.

33 Obligaciones financieras * 1 Crédito sindicado Desembolso: May / COP$1.84 billones Saldo: COP$1.84 billones Plazo: 12 años (incluyendo 3 años de gracia) Tasa de interés: DTF + 2.5% T.A. Amortización: semestral Bono USD 2019 Bonos en Colombia Crédito garantizado Ex-Im Bank Emitido / Saldo: Jul / US$1,500 millones Cupón 7.625% (semestral) Plazo: 10 años (Jul. 23 / 2019) Amortización: bullet Emitido/ Saldo: Dic / COP$1.0 billones Amortización: bullet Plazo: 5 años 7 años 10 años 30 años Cupón (indexado a inflación) IPC % IPC % IPC % IPC % Saldo (COP $mn) $97,100 $138,700 $479,900 $284,300 Saldo: USD$847 millones en 2 tramos Plazo: 7 y 10 años Tasa de interés: Libor % y Libor + 0.9% Amortización: semestral 33 Fuente: Ecopetrol * No incluye subsidiarias 33

34 Plan de Inversiones de US$75 mil millones entre Biocombustibles & Otros Transporte Refinación 3% 5% 7% Emisión Acciones Deuda 9% 16% Exploración 25% Producción 60% Generación de Caja 75% Usos Fuentes 34

35 Plan de Inversiones 2013: US$9.500 millones Inversiones Metas y proyectos por segmentos 18% 19% 1% 18% Asignación de inversiones: 44% Producción Exploración Refinación Transporte Otros 69% Ecopetrol S.A. / 31% Filiales y Subsidiarias* 95% en Colombia 62% a E&P US$9.500 mn * Incluye solo la participación de Ecopetrol Fuente: Ecopetrol Exploración Producción Refinación Transporte Otros Perforación: 33 pozos A3/A2 26 en Colombia 7 Internacionales 12 pozos estratigráficos en Colombia 11 pozos A1: 10 en Colombia 1 Internacional Sísmica: 8,500 Kms en Colombia Producción Promedio: 798 kbped Ecopetrol: 750 kbped Filiales y Subsidiarias : 48 kbped Avances en los proyectos de modernización de las refinerías Servicios Industriales en B/meja Incremento en capacidad de transporte de crudo: kbd Investigación y Desarrollo Tecnología HSE 35

36 Comparativo con compañías internacionales del sector de petróleo y gas (1er. Trim vs. 1er. Trim. 2012) Ecopetrol Exxon-Mobil Chevron Shell Conoco Petrobras Indicadores financieros Crecimiento de las ventas (en US$) -3% 1% -8% -4% -3% -3% Margen operacional 38% 12% 15% 10% 26% 14% Margen EBITDA 47% 17% 21% 11% 36% 22% Margen Neto 24% 9% 11% 7% 15% 11% Deuda Financiera / Activos 13% 2% 6% 10% 21% 28% ROA (12 meses) 17% 10% 9% 6% 7% 4% ROE (12 meses) 37% 28% 19% 15% 13% 6% Indicadores operativos Crecimiento en la producción (KBPED) 6% -3% 1% 0% -3% -5% Costo levantamiento (USD/bl) Tasa de reemplazo de Reservas* 109% 115% 112% 42% 115% 101% 1P Vida de las reservas (años)* * A cierre de año 2012 Fuente: cálculos Ecopetrol con base en Bloomberg, Businessweek y reportes trimestrales de las compañías 36

37 Información de contacto en Ecopetrol Dirección de Relaciones con los Inversionistas: Nombre Claudia Helena Trujillo Teléfono investors@ecopetrol.com.co Página 37

38 Sep