PRESENTACIÓN DE ESTADOS FINANCIEROS CON CORTE A MARZO 31 DE 2017

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1 PRESENTACIÓN DE ESTADOS FINANCIEROS CON CORTE A MARZO 31 DE 2017 MAURICIO HERNÁNDEZ Buenos días a todos. Muchas gracias por su interés en la compañía. Bienvenidos a esta presentación de resultados financieros y operacionales a corte del 31 de marzo de Como siempre, este espacio es de ustedes. La dinámica va a ser: vamos a hacer un repaso corporativo de los resultados y de los principales hitos de la compañía en este último tiempo y en la parte final vamos a hacer la sesión de preguntas y respuestas. Este espacio creo que es muy valioso para el analista. Yo personalmente como analista lo disfrutaba mucho, por la posibilidad de tener acceso al management y a personas como nuestro Gerente General Tom Lutz, que va a hacer la primera parte de la presentación, y nuestro vicepresidente financiero, Nicolás Acuña. Entonces, bienvenidos. THOMAS LUTZ Gracias, Mauricio. En esta primera diapositiva tenemos los hitos críticos de nuestro primer trimestre del año. Es importante entender y recordar que actualmente tenemos dos veces la capacidad de producción que estamos vendiendo a cabeza de pozo y en procesamiento. Nuestro crecimiento es en función de la apertura de senderos nuevos, como los dos puntos iniciales de la diapositiva. Dos gasoductos, uno por 40 millones de standard cubic feet per day empezando en diciembre de este año y en un año más nuestro plan es aumentar con otros 100 MMscfpd. Estamos por buen camino con esto. También seguimos con pozos de exploración, pero nuestra tasa de producción está fijada más por nuestros requerimientos con la ANH en los varios contratos y el requerimiento para poner reservas en nuestros libros para hacer respaldo para nuestros contratos de ventas. Porque recuerden que tenemos dos, eso es lo que podemos vender ahora. En el futuro la exploración es en función de estos reconocimientos para poner las reservas en nuestros libros, para hacer respaldos a los contratos. También con los precios que hemos tenido el año pasado, en los últimos seis meses de crudo por encima de 55 dólares por WTI, estamos evaluando opciones con nuestro portafolio de proyectos de crudo. Hemos perforado un pozo exitoso, Mono Capuchino. La prueba inicial fue más que mil barriles diarios de crudo liviano en nuestro contrato de VMM-2. Estamos explorando la conexión de este pozo a nuestro sistema de procesamiento permanente. También hemos perforado un 1

2 pozo de gas, Cañahuate, que su prueba inicial fue de 28 millones de pies cúbicos por día y estamos explorando la conexión de esto a nuestro sistema de procesamiento; es una conexión de 3 kilómetros de línea de flujo. En el resto de este año, tenemos programados dos pozos exploratorios adicionales: Toronja, empezando a principios de junio, y Pandereta, al fin de octubre o principios de noviembre. Haciendo una expansión de nuestros bloques o tierra, hemos comprado una mitad en el interés en el bloque de Sinú San Jacinto Norte 7 (necesitamos un apodo para este bloque porque es demasiado largo para pronunciar), pero esto es dentro de nuestros bloques de VIM-19 y VIM-5. Hay más detalles en una diapositiva. Y desde el punto de vista financiero, que Nicolás, nuestro Vicepresidente de Finanzas, va a discutir, hemos hecho un intercambio de nuestras deudas, reduciendo la tasa de interés que estamos pagando por más de un punto. En resumen, el trimestre fue muy exitoso para nosotros y seguimos en marcha con nuestros planes para crecer. Bueno, más detalles alrededor de los dos gasoductos. Tenemos área de producción y procesamiento en Jobo. Ahora los más grandes están en Cartagena y Barranquilla. En diciembre de este año, entrará en funcionamiento la línea de flujo que adicionará una capacidad de 40 MMscfpd entre Jobo y Bremen. Luego, a finales de 2018, entrará en funcionamiento el gasoducto de Promigas, que incrementará la capacidad de transporte en 100 MMscfpd. Promigas Bueno, un poquito más de detalles alrededor del pozo de gas exitoso, Cañahuate 1. Hemos encontrado más que 100 pies netos de yacimiento, en espesor de gas, en la formación Ciénaga de Oro, tenemos tres sistemas más de entrapamiento de gas, que estamos listos para procesar. Estamos en marcha con la conexión de Cañahuate 1, hasta nuestras facilidades de procesamiento de gas en Jobo, a tres kilómetros de distancia. SSJN7 es un bloque nuevo. Es consolidación en nuestra área de interés en el fairway de los tipos de yacimientos donde tenemos experiencia, al lado de nuestro contrato de VIM19, en el norte de nuestros contratos de VIM5 y VIM21. Participación del 50% con nuestros socios, la compañía india de ONGC. El compromiso es un pozo exploratorio, un poquito más que cuarenta kilómetros lineales de sísmica. Tenemos un año y medio para hacer esto. Estamos formulando nuestros planes para evaluar este bloque importante para nosotros. Nuestros gasoductos corren dentro de este bloque, entonces es fácil para conectar lo descubierto a los gasoductos que tenemos. Como hemos mencionados hemos puesto nuestras finanzas en orden, con un 2

3 nuevo préstamo de un sindicado liderado por Credit Suisse. Hemos reducido nuestra tasa de interés por un punto y tenemos un período de gracia hasta marzo de 2019, cuando estemos vendiendo más de pies cúbicos de gas debido a que los dos nuevos gasoductos estarán en funcionamiento. Entonces vamos a tener un buen flujo de caja para soportar el pago de esta deuda. Y ahora le voy a dar el micrófono a nuestro Vicepresidente de Finanzas, Nicolás Acuña. NICOLÁS ACUÑA Gracias Tom. Bueno, en esta primera slide queremos presentar el resumen de los principales hechos económicos del trimestre que termina el 31 de marzo del Como ustedes pueden ver y han visto en la información que divulgamos, el volumen de ventas contractuales aumentaron 61% a barriles equivalentes, comparados con el primer trimestre de año Éste es un resultado de la entrada en operación del gasoducto de Promigas en abril de 2016 y se refleja en casi más de los pies cúbicos más la producción de gas que tenemos en Ecuador y lo que tenemos de producción en nuestros campos en Colombia. Los ingresos totales de petróleo y gas aumentaron 83%, gracias al aumento en la producción, a 41,6 millones de dólares versus 22,7 millones de dólares que tuvimos en el mismo período en el Los fondos ajustados provenientes de las operaciones, que como ustedes saben no están reflejados en los estados financieros, pero nosotros incluimos los ingresos netos que nos corresponden de la operación de Ecuador, a eso se refiere por fondos ajustados, aumentaron 56% a 20,9 millones de dólares comparados con el trimestre del Igualmente el incremento en volumen de ingresos está explicado por la expansión del gasoducto, como lo acabamos de comentar. Estos son los costos de producción, los gastos de producción, por barril equivalente aumentaron 9% a 3,75 dólares versus 3,45 dólares que teníamos en el período comparable del La producción aumentó. Eso genera algunos costos fijos también que aumentan en este trimestre, especialmente en los campos de crudo de Colombia. La producción hay que manejarla muy bien en los Llanos por temas de costos de manejo de agua. Pero adicionalmente también está explicado porque entra en operación la planta de procesamiento de Promisol, la cual tiene una tarifa fija y eso también contribuye a que haya este aumento del 9% en los gastos de operación. El aumento en la producción de gas no aumentó significativamente en los gastos, como les comenté, porque son de carácter fijo, específicamente por la tarifa que 3

4 les menciono del acuerdo con Promisol. Y el resultado final da una pérdida neta de 7,9 millones de dólares que se explica, como ustedes saben, contablemente hay que hacer varios registros que no son movimiento de efectivo, pero que básicamente afectan la pérdida neta. Más adelante lo vamos a ver, qué son los principales ajustes en el cálculo del EBITDA. Bueno, como es tradicional, presentamos en esta gráfica la evolución de la producción en los últimos trimestres, comparativamente. Este es nuestro trimestre marzo 31 y este es el trimestre anterior y esta es la evolución para los trimestres intermedios. Entonces, básicamente para destacar, tenemos una producción de gas en los dos campos, Esperanza y VIM5, de barriles equivalentes. En Llanos 23, barriles equivalentes. En otros campos, incluyendo Rancho Hermoso, 657 barriles equivalentes diarios, y en Ecuador, barriles equivalentes. Vemos que hay una pequeña declinación y ya entramos a explicarlo, que a nosotros nos gusta mucho mostrar esta gráfica. Como ustedes saben, los contratos de gas que tenemos firmados son contratos en firme, lo cual quiere decir que el cliente, si no toma el gas, tiene que pagar el gas. Eso explica en parte por qué la producción en el trimestre estuvo un poco baja frente al trimestre anterior. Básicamente los clientes no tomaron el gas, pero nosotros sí recibimos el pago de dicho gas, que es lo que reflejamos en estos dos conceptos de volúmenes en firme, take-or-pay y nominaciones de gas no entregadas. De ahí esta cifra, si la comparamos, teníamos un total del barriles equivalentes. Si la miramos por lo efectivamente facturado y recibido en caja, estamos subiendo a barriles equivalentes por día. En cuanto a los ingresos ajustados, pues claramente vemos que vamos en un crecimiento bastante importante. Ya empezamos a estabilizar aquí los ingresos ajustados en 47 millones de dólares y esta gráfica simplemente es para comparar los dos trimestres Q1 de 2016 y 2017, donde se observa claramente un importantísimo crecimiento del 62% en los ingresos para la compañía. Ya en lo que tiene que ver con fondos ajustados, exactamente la misma tendencia. Y aquí vemos el crecimiento del 55,56 al comparar los dos trimestres de los fondos ajustados provenientes de las operaciones. Cuando ya miramos el total de netback para la corporación, pues vemos que teníamos un netback de 23,90 dólares en marzo de 2016, hemos aumentado a 25,58 dólares en junio de 2016, 25,83 dólares en septiembre de 2016, declinó en diciembre de 2016 a 24,00 dólares y recuperamos a 24,56 en este trimestre, lo cual refleja un aumento del 2.8% al comparar los dos trimestres de 2016 y Obviamente la gráfica está exagerada, los picos son muy grandes, pero estamos en un nivel de 24 dólares, 24 dólares y medio en promedio. Ya en el tema de utilidades, aquí representamos todas las utilidades que hemos 4

5 recibido por trimestre en los últimos 5 trimestres. Para el mes de marzo de 2016, tuvimos una pérdida neta de 7,9 millones de dólares, que está explicada claramente en depreciación y amortización, casi 10 millones de dólares; compensación pagada en acciones, por 3,3 millones de dólares; instrumentos financieros, 2,3 millones de dólares; y pérdida en diferencia en cambio no realizada, de 1,7 millones de dólares, en parte compensada por impuesto diferido no monetario de 5,6 millones de dólares. Aquí simplemente presentamos que en el acumulado de 12 meses, si cogemos estos últimos 12 meses o estos trimestres, 1, 2, 3 y 4, pues tendríamos todavía una utilidad neta de 15.2 millones de dólares, lo cual sigue siendo muy importante para la compañía. Como les mencioné, aquí hacemos el cálculo del EBITDA. Arrancando de la pérdida hacemos los ajustes de los gastos que no se deben reflejar en el EBITDA y observamos que terminamos con 16,8 millones de dólares, lo cual obviamente es muy representativo y muy positivo para la corporación y, si observamos comparado con el primer trimestre del año 2016, hemos incrementado un poco más de 5 millones de dólares. Y este comparativo es el resultado que tuvimos en diciembre de 2016, 23,8 millones de dólares. Bueno, con eso damos por terminada la presentación de la información y damos la oportunidad para preguntas y respuestas. PREGUNTA: Gracias por la presentación. Tengo un par de preguntas. Una relacionada con el breakdown que dieron de producción por campo. Vimos cómo, digamos esta vez, se produjo más en VIM5 y menos en Esperanza o fue al revés? RESPUESTA: Más en La Esperanza. PREGUNTA: Más en Esperanza y menos en VIM5. De pronto un poquito de color de por qué ese switch en la producción entre los dos campos Qué ventajas o cuál fue la razón para eso? RESPUESTA: La explicación de eso es relativamente sencilla. Tenemos dos contratos, el de La Esperanza y el de VIM5 con la Agencia Nacional de Hidrocarburos. Por los momentos en que fueron firmados esos contratos, tienen condiciones de regalías y de derechos económicos muy distintos. Realmente el contrato de La Esperanza sólo paga regalías del 6,4%. El contrato de VIM5, además de pagar las regalías obligatorias por ley, paga derechos económicos, que es el famoso factor X, creo que son como del 13% adicionales. Entonces para la compañía, si puede manejar, y efectivamente lo podemos hacer en vista de que los dos campos están conectados a la misma estación de tratamiento en Jobo, entonces tenemos la oportunidad y la flexibilidad de producir independiente de cualquiera de los dos campos. Entonces, preferimos producir de La Esperanza en vista de que tiene unas regalías más bajas. 5

6 PREGUNTA: Y la otra es un poco más financiera y es: vimos como un aumento en la cuenta del gasto por FX. De pronto entender un poco a qué se debió ese aumento en ese gasto. RESPUESTA: Bueno, Luis Felipe me corrige, o me colabora ahora, pero básicamente corresponde al movimiento que ha tenido la tasa de cambio del peso frente al dólar, que ha empezado, antes manejábamos unas tasas por encima de pesos, ahora estamos cerca de pesos, entonces eso genera un costo en diferencia en cambio para la compañía. PREGUNTA: Gracias por la presentación. De pronto si nos pueden contar un poco la evolución que esperan del opex, que comentaban que en el último trimestre fue de 3,75 dólares por barril. En la medida en que empieza a entrar nueva producción ustedes creerían que ese costo debería mantenerse estable, o debería crecer también todavía un poco más, o qué esperar de esa parte de costos? Y la otra es entender un poco la evolución del EBITDA, pues del 4Q al 1Q cae de 17 a 24 millones de dólares. Queríamos saber si el normal para ustedes ahora va a ser más perdón, al revés, cae de 24 a 17 millones entonces quería saber si el normal ahora va a ser más generar 17 millones de dólares trimestrales o deberíamos volver otra vez a ver los 25 millones de dólares que estaban generando en el 4Q del año pasado? RESPUESTA: Por costos operativos, con elemento de nuestra segunda planta de gas en Jobo, no recuerdo las cifras exactas, pero hemos más o menos duplicado los costos fijos de operación en el avance de nuestra expansión al fin de este año y en el fin de Pero en otra gran cantidad de los costos operacionales, el elemento son workovers en la parte de crudo, cambio de bomba, o reactivación de pozos que hemos hecho porque el costo del crudo ha subido hasta un nivel de 55 dólares por barril, entonces estos fueron costos de una vez, más o menos, de reactivación de pozos que llevan casi dos años sin operación. Entonces es una mezcla de expansión de capacidad y trabajos de una vez para reactivar pozos de líquidos. PREGUNTA: Pero ahora que ya tienen la expansión de capacidad, hacia adelante cuando produzcan más deberíamos ver una dilución de esos costos fijos, o no necesariamente? RESPUESTA: Una disminución por unidad. PREGUNTA: Sí, de acuerdo. RESPUESTA: Cuando estamos en la expansión, sí. Estamos más o menos listos para la expansión hasta Solamente necesitamos aumentar otro tren en la planta de Jobo, en donde tenemos espacio y todo está programado como inversión a principios de 2019 para hacer la expansión hasta dos cuarenta. Los costos fijos van a mantenerse iguales, pero el costo por unidad en el proceso va a 6

7 disminuir otra vez cuando aumentemos nuestra producción. Respecto al segundo, al EBITDA. Obviamente hay muchos factores que implican el cálculo del EBITDA. Como decía Tom, en la parte de costos, esperamos que de aquí al final del año se mantengan más o menos estables en gas. En los campos de gas no debería haber nada extraordinario y en los campos de crudo va a depender mucho del comportamiento que tenga la producción de los campos y los costos, si los fijos o los variables tienen alguna variación. Todos sabemos que el porcentaje de participación del crudo hoy en día es menos del 20% en el total de la compañía, pero aun así cualquier variación puede afectar un poco los costos y eso se reflejaría en el EBITDA. Igual va a pasar por el lado de los ingresos. Los ingresos de gas básicamente estables, como ustedes conocen son contratos con precios fijos, pero igualmente va a tener un pequeño impacto lo que suceda con el precio del crudo. Si el crudo sube o baja, como ustedes han visto en este primer trimestre, hasta abril, pues el precio ha estado brincando en una franja por encima de 45 a 53, entonces si estamos en la parte superior de esa franja de 53, pues deberíamos tener unos ingresos más interesantes. Pero nuestra perspectiva a nivel de proyecciones para todo el año es seguir manteniendo un EBITDA por encima de 20 millones de dólares, de 22 millones de dólares por trimestre. PREGUNTA: Para el cálculo que ustedes dan o dieron de guidance de fin de año, que era como entre 130 y 140 millones de dólares, a este EBITDA hay que hacerle algún ajuste o este es el cálculo que hay que hacer y ya y anualizarlo y ese debería ser como el esperado? RESPUESTA: Digamos en diciembre, por ejemplo, cuando inicie la nueva operación con el nuevo gasoducto y los 40 millones, obviamente eso hay que considerarlo, porque nos va a ayudar y nos va a mejorar el EBITDA y eso está reflejado pues en nuestras predicciones que tu mencionas. PREGUNTA: Buenos días. Yo quería entender a qué se debe el aumento tan significativo en la compensación en acciones. A qué está atada, digamos, esta compensación, a qué indicador, a qué métrica está atada, y si hay algo que deberíamos esperar cada trimestre o es algo puntual del último trimestre del año cuando se asigna la compensación. RESPUESTA: Bueno, hay dos componentes ahí. Unos especiales que son los RSUs, que hay que registrarlos en el trimestre porque fue el momento en el que se emitieron a favor de los directivos de la compañía; y el otro es la emisión o lo que son los stock options, cuando se ejercen, pues también tienen el impacto. En ese no tenemos control, simplemente se otorgaron las opciones y cada persona o cada funcionario tiene el derecho de ejercerlas en cualquier momento. Entonces, lo que fueron los RSUs, se registran en su momento y es un efecto del Q1. Ya más adelante el ejercicio de las opciones de los stock options, sobre eso no tenemos control, pero obviamente cada trimestre se le hace el monitoreo del valor de mercado frente al valor del costo de la opción que se emitió y eso a veces también genera algunos registros de ganancia o de pérdida en los estados 7

8 financieros. PREGUNTA: Buenos días. Con respecto a los dos gasoductos, me gustaría saber el estatus actual de los mismos, en temas de licenciamiento ambiental, consultas previas, cuáles han solicitado, si les han otorgado alguna licencia, si ya tienen el constructor para el SPV, cómo se va a financiar, prácticamente el estatus. RESPUESTA: Por la parte de ejecución, estamos dentro de nuestro cronograma. Por los permisos medio ambientales, consulta previa y esto, sin incidente, estamos más o menos adelante de nuestra ruta crítica en el gasoducto. La segunda parte de su pregunta fue? PREGUNTA: Constructor y la financiación del SPV. RESPUESTA: Ambos contratos están firmados pero no recuerdo el nombre de quiénes son. Hemos hecho, en el tema de la construcción, dos cosas. Ya firmamos el contrato con un consorcio que va a realizar la construcción del gasoducto de 40 millones de pies cúbicos de gas. Dentro de ese consorcio está la compañía que construye la tubería y ellos ya también están construyendo la tubería para entregarla a tiempo. Entonces básicamente en la parte de construcción ya iniciamos, ya firmamos y falta es empezar la ejecución, una vez los procesos de licenciamiento, que en este caso son mínimos en vista de que es una tubería de 6 pulgadas, no requiere de licencia ambiental, pero si requiere de unos procesos de consultas y demás que se están terminando y que van a estar terminados creo que para julio, si no me equivoco. Bueno, si no hay más preguntas, entonces damos por terminada esta sesión de presentación de estados financieros del primer trimestre y les damos las gracias y los esperamos dentro de tres meses. Muchas gracias. 8