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Transcripción

Petróleo & Gas
Pacific Rubiales: Navegando en la tormenta
ANÁLISIS Y ESTRATEGIA
INICIO DE COBERTURA | ABRIL 14 DE 2015
INICIO DE COBERTURA | Pacific Rubiales: Navegando en la tormenta
Pacific Rubiales Energy (BVC: PREC, TSX: PRE) es la compañía privada de petróleo y gas
más grande de Colombia con una producción promedio neta en 2014 de 147,423 bpe/d, lo
cual representa aproximadamente el 15% de la producción total de Colombia. Llegar a ésta
posición ha sido el resultado de una estrategia de producción que combina un elevado
conocimiento del sector junto con una serie de adquisiciones estratégicas relevantes. Sin
embargo, la preocupación sobre la viabilidad de la compañía se ha hecho evidente debido
a los bajos precios del petróleo, elevado endeudamiento (hasta el punto de tener un serio
riesgo de incumplir sus covenants crediticios), Capex conservador y la entrega de Campo
Rubiales a Ecopetrol a mediados del año 2016. De esta forma, iniciamos cobertura de
Pacific Rubiales con un Precio Objetivo de COP $6,291 para el cierre del año 2015 y una
recomendación de “Mantener”, lo cual implica un potencial de valorización del 4.3% con
respecto al precio de cierre del 07 de abril de 2015 (COP $6,030).
PACIFIC RUBIALES
MANTENER
Precio Objetivo 2015 (COP)
Precio Cierre abril 7 (COP)
6,291
6,030
Potencial Valorización
+4.3%
Industria
Petróleo y Gas
Sector
Upstream
PRODUCCIÓN: Un entorno desafiante
Tickers (Bloomberg)
PREC CB
PRE CN
Para 2015, la producción de Pacific Rubiales se ubicaría en niveles similares a los de 2014,
pues su acostumbrado crecimiento se verá frenado por la coyuntura actual que incluye la
disminución del Capex, la declinación de algunos campos, y el retraso en el desarrollo de
nuevos. Esperamos que la senda de crecimiento se recupere a partir de 2018.
PRECIO DEL PETRÓLEO: Futuro Incierto
Ubicamos al precio de realización de venta de crudo de la compañía igual al de la
referencia WTI, y nuestra estimación sobre el comportamiento de esta referencia está en
línea con los estimados a corto plazo por la EIA, donde se espera una recuperación lenta
en la cotización, sin regresar a los niveles previos a la caída iniciada a mediados de 2014.
COSTOS: Reducciones razonables
Si bien somos conservadores frente a los estimados de reducción de costos de Pacific,
reconocemos el potencial de los proyectos iniciados en este sentido: Petroeléctrica,
Agrocascada, disminución de los costos de diluyentes y de transporte. El corte de agua en
Campo Rubiales seguirá siendo el desafío más importante durante 2015.
BVC
TSX
Precio de cierre 7-Abr-15
$
6,030
52 Semanas Max
$ 41,480
52 Semanas Min
$
5,450
Retorno YTD (7-Abr)
-60.1%
Retorno 12 - Meses
-83.5%
Capitalización Bursátil (USD mm)
$
667.3
Flotante (%)
79.3%
Volumen Prom. 1y (USD m)
$ 6,504.1
Gráfico 1. Rendimiento especie PREC CB - Comparables
140
RESERVAS: Las revisiones a la baja siguen siendo un riesgo
Esperamos revisiones a la baja en las reservas de algunos campos, a partir de su
declinación natural, sus condiciones operativas, el precio del petróleo durante las
evaluaciones, y el cambio esperado del certificador para algunos campos. Estimamos que
a partir de 2017 se vuelva a dar un crecimiento importante en reservas.
DEUDA: Covenants, la palabra de moda
Los covenants, o restricciones que tiene la empresa sobre su endeudamiento son lo más
relevante, tanto por la baja esperada en su EBITDA, como por la utilización de la facilidad
de crédito rotativo por USD 1,000 millones. Proyectamos que antes de 2018 la empresa no
podrá acceder a nuevo endeudamiento.
MÚLTIPLOS: ¿Transa debajo de sus pares? Sí, pero no…
Revisamos la afirmación respecto al castigo que recibe Pacific, que hace que su acción
esté “subvalorada” o al descuento frente a sus pares, para concluir que estos descuentos
están incorporando factores de ajuste sustentados en las expectativas sobre la empresa y
sus resultados.
120
100
80
60
40
20
0
abr-14
jun-14
1
oct-14
dic-14
COLCAP
feb-15
Pacific Rubiales
Fuente: Bloomberg. Cálculos: Corficolombiana
*Compaables: Bankers, Baytex, Parex, Penn West, Suncor, Talisman, Crescent, Canadian Resources
CONTENIDO
I.
II.
III.
GOBIERNO CORPORATIVO: Más transparente con un camino por recorrer
Destacamos el avance que ha tenido la empresa a nivel de gobierno corporativo, así
como la importante brecha que le falta por cerrar en este aspecto. Si bien no
incorporamos este análisis en el ejercicio de valoración realizado, consideramos que parte
de la volatilidad que la especie presenta se puede explicar por este hecho.
ago-14
Comparables*
Teléfono
Correo:
Teléfono
Correo:
Factores Claves
Valoración
Gobierno Corporativo
Glosario
PÁG.
4
19
23
29
Contactos
Andrés Duarte Pérez
(+571) 2863300 ext. 6163
[email protected]
Camilo Gómez Montes
(+571) 6062100 ext. 22710
[email protected]
abr-15
PACIFIC RUBIALES: Navegando en la tormenta
PACIFIC RUBIALES
Oil & Gas
Mantener | Inicio de Cobertura
Tabla 3. Estado de Pérdidas y Ganancias (miles de dólares estadounidenses)
2012
2013
2014
2015e
Ventas Totales
3,884,762
Utilidad Bruta
6,291
6,030
+4.3%
3,132,854
3,843,725
4,707,007
5,195,287
19.1%
7.0%
-35.1%
-4.0%
1.6%
22.7%
22.5%
10.4%
2,903,529
2,844,766
1,366,135
1,452,290
1,633,447
2,111,959
2,701,109
3,027,545
26.3%
-2.0%
-52.0%
6.3%
12.5%
29.3%
27.9%
12.1%
59.2%
62.8%
57.5%
42.5%
47.1%
52.1%
54.9%
57.4%
58.3%
1,033,550
1,148,148
-793,093
-89,959
-104,581
274,047
630,529
1,070,589
1,292,859
11.1%
-169.1%
-88.7%
16.3%
-362.0%
130.1%
69.8%
20.8%
26.6%
24.8%
-16.0%
-2.8%
-3.4%
8.7%
16.4%
22.7%
24.9%
2,019,956
2,566,957
2,458,875
1,099,735
1,200,965
1,397,727
1,882,049
2,472,142
2,789,614
27.1%
-4.2%
-55.3%
9.2%
16.4%
34.7%
31.4%
12.8%
% Cambio
Margen Operacional (%)
Compañía privada productora de gas natural y
crudo que tiene una participación del 100% de
Meta Petroleum, el cual opera los campos de
crudo pesado Rubiales y Quifa; el 100% de
Pacific Stratus, que opera el campo de gas La
Creciente y ha adquirido el 100% de
Petrominerales (dueña de activos de crudo
liviano y pesado en Colombia). La compañía
tiene presencia principalmente en Colombia y en
menor medida en Perú, Guatemala, Brasil,
Guyana y Papúa Nueva Guinea. Sus acciones
cotizan en la bolsa de Toronto y en la Bolsa de
Colombia. Recientemente anunciaron el
deslistamiento de sus BDR (certificados de
depósito) en Brasil
% Cambio
Gráfico 2 .Participación accionaria total
Utilidad Neta
Margen Neto (%)
52.0%
55.5%
49.7%
34.2%
38.9%
44.6%
49.0%
52.5%
53.7%
527,729
416,634
-1,334,835
-613,989
-505,905
-135,061
223,709
472,549
394,391
13.6%
9.0%
-27.0%
-19.1%
-16.4%
-4.3%
5.8%
10.0%
7.6%
2015e
2016e
2017e
2018e
2019e
2020e
Fuente: Pacific Rubiales, Cálculos Corficolombiana
Tabla 4. Balance General (miles de dólares estadounidenses)
2012
2013
2014
Activo Corriente
1,237,500
2,246,499
1,547,276
1,694,516
1,420,515
1,186,551
1,498,856
951,502
1,655,244
Activo No Corriente
5,838,327
8,941,837
8,614,632
7,773,811
7,460,953
7,452,023
7,412,470
7,313,247
7,179,312
Total Activo
7,075,827
11,188,336
10,161,908
9,468,327
8,881,468
8,638,574
8,911,326
8,264,749
8,834,556
Pasivo Corriente
1,526,025
2,403,217
2,360,034
1,460,200
1,481,864
1,367,549
1,408,638
1,579,772
1,744,437
Pasivo No Corriente
1,576,204
4,558,186
5,147,226
5,986,032
5,877,032
5,877,032
5,877,032
4,577,032
4,577,032
Total Pasivo
3,102,229
6,961,403
7,507,260
7,446,232
7,358,896
7,244,581
7,285,670
6,156,804
6,321,469
Total Patrimonio
3,973,598
4,226,933
2,654,648
2,022,095
1,522,572
1,393,994
1,625,656
2,107,945
2,513,086
Total Pas.+Patrim
7,075,827
11,188,336
10,161,908
9,468,327
8,881,468
8,638,574
8,911,326
8,264,749
8,834,556
Tabla 5. Cifras Operacionales
Lazard,
13.6%
Capital
Group,
5.1%
Janus ,
2.7%
Margen EBITDA (%)
Alfa SAB,
19.0%
Otros,
59.7%
Fuente: Bloomberg
2012
2013
2014
2015e
2016e
2017e
2018e
2019e
2020e
Producción Neta (bpe/d)
97,657
129,386
147,440
150,563
137,072
129,425
146,873
167,198
179,508
Volumen de Ventas (bpe/d)
108,980
134,621
158,026
163,031
148,423
140,143
159,036
181,043
194,372
WTI (USD/bl)
94.2
98.0
92.9
55.0
60.0
65.0
70.0
75.0
77.0
Precio Venta O&G (USD/bl)
97.4
94.2
85.8
52.6
56.9
61.2
66.2
71.2
73.2
Costos Operativos (USD/bl)
36.9
34.7
34.9
30.0
29.1
28.3
28.8
29.4
29.6
Netback O&G (USD/bl)
60.2
60.8
54.8
23.4
29.0
34.5
39.3
44.2
46.2
62.3%
64.7%
64.2%
44.5%
51.0%
56.5%
59.6%
62.2%
63.2%
2017e
2018e
% Netback O&G
Gráfico 3. Tipo de inversionísta en PRE - Colombia*
100%
6%
80%
60%
4%
16%
5%
16%
6%
15%
26%
31%
49%
30%
40%
20%
45%
42%
44%
39%
11%
12%
9%
10%
39%
45%
23%
0%
2009
PN**
Tabla 6. Ratios Deuda
2012
26%
2020e
3,084,218
Margen Bruto (%)
EBITDA
2019e
3,211,414
% Cambio
Tabla 1. Perfil de la compañía
2018e
4,950,022
2,298,342
Utilidad Operacional
2017e
4,626,859
% Cambio
MANTENER
Precio Objetivo 2015 (COP):
Precio Cierre 7 Abril (COP):
Potencial Valorización
2016e
2010
2011
2012
2013
2014
SCB***
Sector Real
AFP
Fuente: PREC; Cálculos Corficolombiana
**Persona Natural - ***Sociiedad Comisinista de Bolsa
*Corresponde a acciones depositadas en Decevl (30,254,577 de 316,081,862)
2013
2014
2015e
2016e
2019e
2020e
Covenant
Deuda Financiera (USD m) 1,287,932 4,437,598 4,704,652 5,221,803 5,112,803 5,112,803 5,112,803 3,812,803 3,812,803
Apalancamiento Financiero
1.1x
1.2x
0.8x
2.6x
0.3x
-20.2x
1.8x
1.4x
1.2x
Cobertura de Intereses
22.1x
15.8x
9.4x
4.0x
4.5x
4.8x
6.5x
8.5x
12.7x
>2.5x
Deuda/EBITDA
0.6x
1.7x
1.9x
4.7x
4.3x
3.7x
2.7x
1.5x
1.4x
<3.5x y <4.5x
Deuda Neta/EBITDA
0.5x
1.5x
1.8x
4.2x
3.9x
3.4x
2.6x
1.7x
1.3x
Fuente: Pacific Rubiales, Cálculos Corficolombiana. USD m: miles de dólares
Tabla 7. Métricas de Valoración
Múltiplo
Tabla 2. Gerencia
Serafino Iacono
Co-Director
Miguel de la Campa
Co-Director
Ronald Pantin
CEO
2015e
2016e
2017e
2018e
2019e
2020e
-0.6x
-1.3x
-1.7x
-6.3x
3.9x
1.9x
2.3x
P/E Ratio Fwd
-1.3x
-1.6x
-6.2x
3.8x
1.9x
2.3x
EV/EBITDA
2.4x
6.1x
5.3x
4.5x
3.3x
1.7x
EV/EBITDA fwd
5.3x
5.6x
4.6x
3.3x
2.5x
1.5x
11.4x
13.1x
12.8x
13.3x
12.2x
7.7x
8.1x
ROA
-12.5%
-6.3%
-5.5%
-1.5%
2.5%
5.5%
4.6%
VP Relación con Inversionistas
ROE
-38.8%
-26.3%
-28.5%
-9.3%
14.8%
25.3%
17.1%
ROIC
-9.6%
-1.1%
-1.3%
-4.1%
7.1%
10.8%
8.0%
www.pacificrubiales.com
EV/Reservas (2P)
*Datos al 16 de Marzo
2
1.7x
Presidente
José Francisco Arata
Frederick Kozak
Actual*
P/E Ratio
Pacific Rubiales Energy es la compañía privada de petróleo y gas más grande de Colombia
con una producción promedio neta en 2014 de 147,4 kbpe/d, lo cual representa
aproximadamente el 15% de la producción total de Colombia. Llegar a esta posición ha sido
el resultado de una estrategia de producción que combina un elevado conocimiento del
sector, junto con una serie de adquisiciones relevantes que por varios años rindieron frutos
dentro de su plan de desarrollo. Sin embargo, actualmente la preocupación sobre la
viabilidad de la compañía se ha hecho evidente dentro de los analistas e inversionistas.
La compañía ha tenido un importante crecimiento en su producción al haber pasado de 34,1
kbpe/d en el año 2009 a 147,4 kbpe/d al año 2014 (CAGR del 34.0%), el cual obedece en
gran parte al aumento en la producción que logró en Campo Rubiales - Pirirí (operador con
una participación entre el 40% y 50% junto a Ecopetrol), a quien le debe su apellido y gran
parte de su producción. Actualmente este campo se encuentra en una fase de declinación en
su nivel de producción debido a su grado de maduración, lo cual la empresa ha venido
sorteando por medio de un proceso de diversificación de sus fuentes de producción
(Gráficos 4 y 5).
Gráfico 5. Participación por tipo de crudo - producción
Gráfico 4. Producción Pacific Rubiales
160
147.4
140
129.4
kbpe/d
120
100
86.5
80
10.6
57.0
60
40
20
34.1
7.4
24.4
19.2
97.7
10.7
25.0
10.5
23.6
22.1
80%
42.5
54.8
59.3
Fuente: PREC; Cálculos: Corficolombiana
22%
3%
17%
5%
6%
11%
22%
23%
19%
8%
18%
60%
23.7
60.4
36%
7%
16%
40%
72%
75%
63%
61%
20%
54%
41%
0%
2011
Quifa SW
2012
2013
Gas
Otros Campos
2014
.
2009
2010
Rubiales/Pirirí
Fuente: PREC; Cálculos: Corficolombiana
En este sentido, si el crecimiento orgánico de la empresa ha sido notable, lo cual se puede
evidenciar no solamente en Rubiales sino también en otros campos como Quifa SW, el cual
pasó de un poco más de 300 bpe/d (en el 2009) hasta un máximo de 23,685 bpe/d en 2014,
su crecimiento inorgánico ha sido destacado a partir de un conjunto de adquisiciones
financiadas con recursos provenientes de su elevada generación de caja interna y emisión
de títulos de deuda durante periodos de precios altos del petróleo. Dentro de las
adquisiciones más importantes que realizó se encuentran C&C Energía por USD 533
millones, Petromagdalena por USD 226 millones, Petrominerales por USD 1 mil millones y
Farm-ins por USD 501 millones.
Sin embargo, aquellos tiempos de adquisiciones y crecimientos estrepitosos parecen haber
llegado a su fin de la mano de los bajos precios del petróleo, elevado endeudamiento (hasta
el punto de tener un serio riesgo de incumplir sus covenants crediticios), Capex conservador
e impacto en ingresos, producción y reservas luego de la entrega de Campo Rubiales a
Ecopetrol a mediados del año 2016. Este es un escenario poco alentador en donde la
compañía tendrá que “navegar en la tormenta”, así que la forma cómo la sortee determinará
la expectativa de sus resultados futuros y la capacidad de la empresa para poder continuar
con el curso normal de sus operaciones.
En esta coyuntura iniciamos cobertura de Pacific Rubiales con un Precio Objetivo de COP
$6,291 para el cierre de 2015 y una recomendación de “Mantener”, lo cual implica un
potencial de valorización del 4.3% con respecto al precio de cierre del 07 de abril de 2015.
Dicho precio implica un múltiplo EV/EBITDA de 2.4x y un múltiplo EV/Reservas (2P) de USD
11.4. El cálculo del precio objetivo está basado en un Flujo de Caja Descontado hasta el año
2020 y de allí en adelante un estimado del valor de de sus reservas 2P esperadas utilizando
la metodología de Valor Neto del Activo (NAV por sus siglas en inglés). Sin embargo,
aclaramos que la recomendación aplica para un perfil de inversión de tipo especulativo, pues
el factor de incertidumbre es muy elevado, y la especie está sujeta a una alta volatilidad,
explicada tanto por factores coyunturales del negocio, como por elementos relacionados con
su Gobierno Corporativo, situación que retomaremos en la parte final de este documento.
3
2%
12%
10.3
0
2009
2010
Rubiales/Pirirí
6%
53.0
9.9
70.2
100%
2011
Quifa SW
2012
Gas
2013
Otros Campos
2014
I.
FACTORES CLAVE
A continuación analizamos los factores más importantes que tienen incidencia en el valor de
la compañía y en los supuestos utilizados en nuestro modelo de valoración.
PRODUCCIÓN: Un entorno desafiante
Ante la difícil coyuntura actual, creemos que en 2015 la producción de la petrolera
canadiense se ubicará en niveles muy similares a los presentados en 2014 (147,423 bpe/d
frente a los 150,563 bpe/d esperados), debido a que estimamos que una parte importante de
la inversión en Capex estaría destinada a perforación de desarrollo e instalaciones,
especialmente en sus campos más rentables. Por este motivo, creemos que es poco
probable que la compañía logre alcanzar las metas de producción anunciadas a inicios de
2014, las cuales incluían, entre otras, el reemplazo de la producción de Campo Rubiales en
2017 (Gráficos 6 y 8).
Gráfico 7. Participacción producción estimada Corficolombiana por campo
Gráfico 6. Producción neta según estimaciones Corficolombiana
180
167.2
160
147.4
kboe/d
140
150.6
129.4
137.1
179.5
2020e
2019e
146.9
129.4
2018e
2017e
120
97.7
100
2016e
80
2015e
60
2014
40
2013
20
2012
0
2012
Rubiales
Quifa
2013
2014
CPE-6
Rio Ariari
2015e
2016e
Crudo Liviano
2017e
Gas
2018e
Perú
2019e
2020e
Crudo pesado - otros
0%
Rubiales
Crudo Liviano
20%
40%
Quifa SW
Gas
60%
CPE-6
Perú
80%
100%
Rio Ariari
Crudo pesado - Otros
Gráfico 8. Producción neta según estimaciones Pacific Rubiales
200.0
210
200.0
Gráfico 9. Participacción producción estimada Pacific Rubiales
210.0
180
kboe/d
120
2016e
147.4
150
2017e
129.4
2015e
97.7
2014e
90
2013
60
2012
30
0
2012
2013
Rubiales
Crudo Pesado (Esc. Alto)
2014
2015e
Crudo Pesado (Esc. Bajo)
Exploración no prevista
2016e
Gas Natural
Crudo Liviano
2017e
0%
20%
Rubiales/Pirirí
Gas Natural
Exploración no prevista
Considerando que nuestro análisis se basa en un escenario “conservador”, teniendo en
cuenta los retrasos que ha presentado el incremento en la producción de dos de sus campos
más prometedores (CPE-6 y Rio Ariari), junto con la declinación de sus campos más
maduros (en especial Rubiales), estimamos que solamente hasta el 2018 Pacific podrá
volver a recuperar los niveles de producción presentados durante 2014, teniendo en cuenta
que el contrato de explotación del Campo Rubiales vence en junio de 2016.
Por otro lado, el crudo liviano de la compañía (incluido en la adquisición de Petrominerales)
representará en el periodo de proyección 2015 - 2020 entre un 35% y 40% de la producción
total (Gráfico 7). De hecho, los campos de crudo liviano fueron los que permitieron que la
compañía aumentara su producción total en 18 kbpe/d en 2014 frente a 2013 a pesar de una
disminución en la producción del Campo Rubiales.
Por último, en reiteradas ocasiones la compañía ha manifestado que junto con la evolución
de campos de crudo liviano, el desarrollo de los campos CPE-6 y Rio Ariari permitirán
reemplazar una gran parte de la producción del Campo Rubiales. Sin embargo, como
veremos más adelante, no creemos que éste vaya a ser el caso en el corto plazo.
Dado que actualmente cada uno de estos campos presenta realidades diferentes y
agruparlos en un único análisis sería inapropiado, a continuación presentamos un análisis
más detallado de la evolución de cada uno y sus expectativas para el largo plazo.
4
40%
60%
80%
100%
Otro Crudo Pesado (escenario bajo)
Crudo pesado (escenario alto)
Crudo liviano
a. Rubiales sin Rubiales
Campo Rubiales, la “joya de la corona”, campo al que se le debe gran parte de su éxito, está
llegando a un nivel de maduración tal que su nivel de declinación natural aumenta año tras
año de forma significativa. Esto dificulta su viabilidad económica, especialmente porque sus
niveles de corte de agua son de aproximadamente 97% (es decir, que por cada 100 barriles
de petróleo equivalente que se extrae en dicho campo, 97 son agua y los restantes son
petróleo). De este modo, si tenemos en cuenta que la producción total de crudo del campo
fue de 166,052 bpe/d en el 4T14, al mismo tiempo se está extrayendo la suma de
aproximadamente 3.6 mmbp/d de agua, los cuales tienen que ser vertidos, inyectados o
reutilizados, este es un desafío importante tanto en términos operacionales como financieros
para cualquier compañía petrolera (Gráfico 10).
Este hecho, junto a condiciones climatológicas adversas, ocasionó una disminución en su
producción en 2014 de aproximadamente 14% A/A. Sin embargo, buscando mitigar esta
situación, el año pasado, Pacific inició la construcción del proyecto Agrocascada, el cual
busca tratar 1,000 kbp/d (por medio de dos plantas) con destino a diferentes proyectos de
riego en un área de 1,000 hectáreas. De ser un éxito, Pacific estima que la producción total
del campo podría aumentar hasta en 20,000 bpe/d, reutilizar el 90% del agua extraída, y
disminuir sus costos hasta en USD 2/bl. Consideramos que dicho proyecto ha pasado de ser
una estrategia innovadora a un elemento esencial en la viabilidad del campo; no obstante, la
demora en las aprobaciones de licencias ambientales regionales (en cabeza de
Cormagdalena) han impedido la puesta en marcha del proyecto.
Adicionalmente, como si el reto de tratar de mantener la sostenibilidad de un campo maduro
y responsable de la mayor producción en Colombia fuera sencillo, la compañía canadiense
tendrá que entregar Rubiales el 30 de junio del 2016 según como determinó Ecopetrol hace
pocos días, a menos que presente una oferta que le represente un beneficio importante a la
compañía estatal.
Cabe recordar que en 2014 Pacific le propuso evaluar el uso de la tecnología STAR
(Recobro Adicional Térmico Sincronizado) a Ecopetrol, una técnica de recobro secundario
que permitiría, en el mejor de los casos, duplicar el factor de recobro de los campos (se
estima que actualmente está entre el 10% y 12% en Rubiales). Aunque las pruebas que se
realizaron en el proyecto piloto en Quifa SW mostraron un aumento en el factor de recobro,
que de acuerdo a tres evaluadores independientes se ubicó entre un 28% y 32%, Ecopetrol
mostró cierto escepticismo sobre el éxito de las pruebas y más aún sobre la aplicabilidad de
dicha técnica a gran escala.
Debido a esta situación, junto a un aumento considerable en el corte de agua, una coyuntura
de bajos precios del petróleo, y con ello la imposibilidad de aplicar técnicas de recuperación
secundaria (más costosas), dentro de nuestro escenario base no contemplamos la
renovación de dicho contrato, con lo cual la producción neta del campo en 2015 se ubicaría
en 55,775 bpe/d, mientras que en 2016 la producción promedio sería de 22,310 bpe/d,
debido a que la entrega se realizaría en junio de ese año (Gráfico 11). Dicho escenario toma
en cuenta la entrada en funcionamiento de Agrocascada en el segundo semestre de 2015,
pues sin éste la declinación en la producción neta del campo podría ubicarse entre 2,000
boe/d y 3,000 boe/d para los años 2015 y 2016 respectivamente.
De igual forma, creemos que en caso de que el contrato sea renovado (manteniendo todas
las condiciones actuales), se convertiría en un importante reto logístico, demandando
inversiones de capital cada vez mayores, y limitando los recursos disponibles para el
desarrollo de campos más jóvenes, situación que no sería conveniente para la compañía.
Por lo tanto, aunque la decisión que tomó Ecopetrol con respecto a Rubiales ocasiona un
impacto importante en los resultados de Pacific, esto permitirá rediseñar de nuevo sus
operaciones las cuales estarían enfocadas en sus activos más rentables.
5
Gráfico 10. Producción Campo Rubiales Crudo y Agua
Gráfico 11. Producción estimada neta Campo Rubiales
3,610
250
3,050
2,500
150
60
kbpe/d
kbpe/d
165
70.21
70
181
177
kbp/d
200
80
3,500
209
124
60.37
59.29
55.77
50
100
2,000
50
1,250
0
2011
30
Producción de crudo
Disposición de agua (der.)
750
2010
40
1,500
2012
2013
22.31
20
500
2012
2014
2013
2014
2015e
2016e
Fuente: Pacific Rubiales, Cálculos: Corficolombiana
Fuente: Pacific Rubiales
b. Rio Ariari y CPE-6: ¿Los nuevos Rubiales?
De acuerdo con lo expresado por Pacific, una parte importante de la producción que
reemplazaría la del Campo Rubiales, provendría principalmente de los bloques de crudo
pesado CPE-6 y Rio Ariari. Sin embargo, como se explica a continuación, consideramos que
esta situación no será posible en 2016:
CPE-6: Esperando a Repsol: El bloque CPE-6 tiene una superficie de 6,083 Km2 y está
ubicado en los Llanos Orientales sobre el mismo “cinturón de petróleo” en donde se ubican,
entre otros, Rubiales, Quifa y Rio Ariari. Pacific Rubiales es el operador del bloque con una
participación del 50% mientras que Repsol (antes Talisman) posee la participación restante.
Durante los primeros nueve meses de 2014 se realizó la perforación de nueve pozos y
actualmente siete están produciendo crudo.
Si bien este bloque ha presentado resultados exitosos, consideramos que existe un
problema estructural debido a que su producción actual es de 1,500 bpe/d, lo cual contrasta
con lo estimado por Pacific, dado que en la fase uno del proyecto (se esperaba lista en junio
de 2014), la producción debió haberse ubicado en 8,000 bpe/d y luego aumentar
gradualmente hasta llegar a un rango de 48,000 bpe/d a 68,000 bpe/d en 2016 (Gráfico 12).
Sin embargo, a pesar de que se han construido las facilidades necesarias que le permitirían
cumplir parcialmente con la producción de la “fase uno”, el largo proceso de venta de
Talisman a Repsol retrasó notablemente el cronograma de actividades del campo. Pacific
estima que este proceso puede terminar en el primer semestre de 2015 (un año de retraso
frente al cronograma inicial) y menos de un mes después, comenzar la producción “a gran
escala” del campo con los 8,000 bpe/d iniciales.
De esta forma, consideramos que la producción aumentaría de forma gradual, pudiendo
cumplir solamente hasta el periodo 2019-2020 con su estimado de producción (escenario
bajo) que mantiene para finales de 2016 (Gráfico 13).
Gráfico 13. Producción total CPE-6 estimada por Corficolombiana
Gráfico 12. Producción total CPE-6 estimada por Pacific Rubiales
80
60
Escenario Bajo
Escenario Alto
70
53.0
68
50
45.0
43
50
48
30
10
40
32.0
30
40
20
kbpe/d
kbpe/d
60
23.0
16.0
20
33
18
18
3.5
10
Escenario Base
1.5
0
0
2014
Fuente: Pacific Rubiales. Cálculos: Corficolombiana
2015e
2016e
2014
2015e
Rio Ariari: Problemas de seguridad atrasaron sus proyectos: Dentro del conjunto de
bloques que Pacific adquirió tras la compra de Petrominerales, se destaca Rio Ariari (crudo
pesado), que se encontraba aún en una etapa precaria de desarrollo en el momento de la
adquisición. De acuerdo al informe de reservas de la empresa, este bloque representa un
5.4% de las reservas totales de la compañía (2P) y es equivalente al 64.7% de las reservas
de Campo Rubiales. Cabe resaltar que su potencial se deriva del hecho de que el 75% del
bloque permanece relativamente inexplorado. Por este motivo, de acuerdo a la información
de la compañía, se esperaba que en diciembre de 2014 estuviera produciendo 12,000 bpe/d
6
2016e
2017e
2018e
2019e
2020e
(fase 1), para luego adicionar a finales de 2016 entre 37,000 y 47,000 bpe/d (Gráfico 14). El
bloque es 100% propiedad de Pacific.
Sin embargo, este bloque actualmente está produciendo tan sólo 800 bpe/d, debido a tres
razones fundamentales: i) demoras en la expedición de un cambio en la licencia
(actualmente es sólo apta para exploración), ii) menores inversiones en el campo que se
agudizarán con la reducción en el Capex anunciado (el Capex estimado por la compañía
para desarrollar este bloque está entre USD 1.2 miles de millones – USD 1.7 miles de
millones) y iii) el aumento de los ataques terroristas contra la infraestructura de este bloque.
Esta última situación ha llevado a que la compañía considere en el mediano plazo poder
controlar remotamente las principales actividades operacionales de Rio Ariari.
De este modo, al igual que con CPE-6, estimamos que solamente hasta 2019 – 2020 Pacific
logrará cumplir con las metas de producción (escenario bajo) que se habían planteado para
2016 (Gráfico 15).
Gráfico 14. Producción total Rio Ariari estimada por Pacific Rubiales
Gráfico 15. Producción total Rio Ariari estimada Corficolombiana
45
Escenario Bajo
Escenario Alto
47
45
35.6
35
30
37
30
kbpe/d
kbpe/d
40.6
40
25.6
30
25
16.6
20
25
15
15
9.6
10
12
5
0
1.6
0.8
0
2014
2015e
2016e
2014
2015e
c. Por el lado del gas tampoco prevemos una mejoría
Con datos al 4T14, el 7% de la producción neta total de la compañía proviene de campos de
gas, especialmente de La Creciente (Pacific tiene participación del 100%), ubicado en el
noroccidente del país. Su producción neta a finales de 2014 fue de 10,347 bpe/d, lo que lo
convierte en el tercer campo más importante para la compañía luego de Rubiales y Quifa
SW. Si bien su producción ha estado cercana a los 10,000 bpe/d, la idea de la compañía era
duplicar su producción por medio de la construcción de la primera barcaza de licuefacción de
gas natural del mundo, con la cual esperaban procesar hasta 70 millones de pies cúbicos
diarios de gas (aproximadamente 12,400 bpe/d), así como la construcción de un gasoducto
de 84 km de longitud y un terminal marítimo con el fin de exportar dicho gas a Centro
América, gracias a un contrato celebrado con Gazprom por un periodo de cinco años.
Sin embargo, dentro del plan de recorte de gastos, Pacific Rubiales anunció que aplazará la
puesta en marcha del proyecto (estimado en USD 300 millones) a pesar de que la
constructora de la barcaza (Exmar) ha anunciado que hará entrega del proyecto a mediados
del 2015. Por el momento la compañía se ha limitado a informar que está evaluando
diferentes alternativas, incluyendo la reubicación de la barcaza del Caribe a un sitio diferente
y la renegociación del contrato con Gazprom. Debido a lo anterior, consideramos que la
producción en La Creciente no presentará una variación significativa en su producción hasta
que la compañía pueda volver a focalizarse en este tipo de proyectos.
d. Adquisiciones: Diversificación en ubicación y calidad
Adquisiciones con potencial…
Pacific Rubiales ha presentado crecimientos importantes en producción y reservas tanto por
el desarrollo de los campos propios, como por las adquisiciones que ha realizado desde
2011, de las cuales resaltamos las siguientes:
Maurel & Prom Colombia (2011): A inicios de 2011 Pacific concretó la adquisición del
49.9% de participación que Maurel & Prom tenía en los campos Sabanero, Muisca, SSJN-9,
CPO-17 y COR-15, con el fin de realizar actividades exploratorias en bloques cercanos a los
ubicados en ese entonces por la empresa. El pago fue cercano a los USD 63.4 millones,
más USD 74.3 millones invertidos en exploración en estos campos. Actualmente la
7
2016e
2017e
2018e
2019e
2020e
producción del campo Sabanero (el más importante de los mencionados) se encuentra
cercana a los 600 bpe/d.
C&C Energía Ltd (2012): El 31 de diciembre de 2012 Pacific anunció la adquisición de C&C
Energía por USD 533.6 millones. Dentro de sus activos más importantes se encontraban tres
bloques de desarrollo (Cravoviejo, Cachimano y Llanos-19), los cuales hacen parte del
portafolio de crudo liviano de la compañía. La adquisición representó un aumento en 16.9
mmbpe de reservas 2P netas para Pacific Rubiales (3.8% de las reservas al cierre de 2012)
y una producción neta de aproximadamente 10,000 bpe/d en ese año.
Petromagdalena (2012): En su estrategia por continuar diversificando su portafolio de
producción y exploración, la compañía adquirió la totalidad de los activos de Petromagdalena
por USD 226.6 millones. La producción neta en la fecha en que se perfeccionó la adquisición
era de aproximadamente 3,000 bpe/d (a mediados de 2012); sin embargo, gracias al
conocimiento de Pacific Rubiales, a finales de 2012 los campos recién adquiridos estaban
produciendo 6,613 bpe/d. La adquisición significó un aumento en reservas 2P neto de 16.6
mmbpe (3.7% de las reservas de 2012).
Petrominerales (2013): En septiembre de 2013 Pacific formalizó la adquisición de
Petrominerales por un monto aproximado de USD 1.6 miles de millones (monto que
disminuye a USD 1.3 miles de millones si se excluye la venta que realizó la petrolera del 5%
de participación en Ocensa). La compra comprendió la adquisición de 18 bloques en
Colombia, 4 en Perú, la participación en Ocensa y el 9.65% del Oleoducto Bicentenario. Las
reservas 2P netas adquiridas fueron de 89 mmbpe (17.3% de las reservas en el 2013) y una
producción cercana a los 21,000 bpe/d. Aunque la compra le permite a la compañía
diversificar el tipo de crudo que produce, también le ha facilitado la utilización de este crudo
liviano como diluyente, dado que parte de los principales campos (entre ellos Rubiales)
producen crudo pesado. Como veremos más adelante, esta estrategia está mostrando
importantes resultados.
…Pero, ¿se justificaba el valor de las transacciones?
De acuerdo con la compañía, dichas adquisiciones y su precio, son justificadas no tanto por
lo que realmente se encontraba al momento de la adquisición, sino por el potencial que la
compañía veía; sin embargo, analizando el monto de las transacciones (mirándolo desde la
perspectiva de las reservas), observamos que la adición de reservas a partir de la
adquisición de petróleo en sitio (oil in place) resultó similar a la adición de reservas por
medio de inversión en exploración y desarrollo, salvo en el caso de C&C Energía.
Consideramos que si los costos de encontrar (explorar) y desarrollar (perforar y terminar)
facilidades, o F&D Costs, son más altos que los de adicionar reservas por medio de
adquisiciones, la compra de una compañía sería justificada. Sin embargo, para el caso de
C&C la situación fue contraria (sus F&D costs eran más bajos que el costo de adquisiciones
por barril), mientras que para el caso de Petromagdalena y Petrominerales los dos costos
fueron equiparables (Tabla 8).
Tabla 8. Adquisiciones PRE 2012 - 2013
Adquisición
Costo (USD mm)
Producción Neta
kbpe/d
Costo por barril
Reservas Netas 2P
producido (kUSD/bl)
mmboe
Costo por reservas
añadidas (USD/bl)
F&D Costs* PRE
USD/bl
Exceso sobre F&D
Costs (USD/bl)
Exceso de Pago** (USD
mm)
C&C Energía (2012)
533.6
10.00
53.36
16.90
31.57
13.45
18.12
306.30
Petromagdalena (2012)
226.6
3.00
75.53
16.60
13.65
13.45
0.20
3.33
Petrominerales (2013)
1,600.0
21.00
76.19
89.10
17.96
17.90
0.06
5.11
Total
2,360.2
34.00
69.42
122.60
19.25
16.68
2.57
314.74
Fuente: Pacific Rubiales, Cálculos Corficolombiana.
*Los F&D costs fueron calculados como la razón entre el Capex total de la compañía (ex cluy endo adquisiciones y otros proy ectos) y las reserv as añadidas para el periodo analizado
** El ex ceso de pago es calculado como los el ex ceso en los F&D costs multiplicado por las reserv as netas adquiridas
USD mm: Millones de dólares
En el caso de C&C, la transacción se realizó por medio de un intercambio de acciones, en
donde por cada acción de la adquirida, sus accionistas recibieron 0.3528 acciones de Pacific
Rubiales, caja por valor de USD 80 millones y una acción de una compañía recién creada
llamada Platino Energy (TSX: PZE) donde el CEO y el VP de producción actuales
pertenecían al equipo de C&C Energy.
Por consiguiente, si bien la compañía ha incrementado su portafolio de producción y
exploración a partir de adquisiciones, no se ha tratado necesariamente de buenos negocios
desde el punto de vista del costo de oportunidad. Por este motivo, dado que Pacific debe
8
focalizarse en producción rentable en el corto plazo, no estamos considerando nuevas
adquisiciones ni Farm-ins.
PRECIO DEL PETRÓLEO: Futuro incierto
El precio del crudo ha sido uno de los temas más discutidos en los últimos meses, y no es
para menos, luego de presentarse una caída de más del 49.7% en el WTI entre el 07 de abril
de 2015 (USD 53.98/bl) y su precio más alto en 2014 (USD 107.26/bl). De esta forma, es
innegable que ésta ha sido la variable que más ha incidido en la tendencia (a la baja) de la
cotización de la acción y su elevada volatilidad.
Para el escenario de valoración, se ha escogido como precio de venta del crudo de la
compañía (~90% de su producción) el precio de referencia WTI (el cual suele tener un
descuento sobre la referencia Brent debido a su mayor grado de viscosidad). Lo anterior,
debido a que la participación de crudo liviano dentro de la producción total de Pacific es cada
vez más importante y de igual forma nos permite mantener un escenario conservador frente
al estimado de la compañía, que consideran que su precio de realización de crudo se
encontraría entre USD 1/bl – 2/bl por encima de la referencia WTI.
De este modo, estimamos que el precio de venta de crudo de la compañía se ubicará en
USD 55/bl para 2015 (ligeramente por debajo del rango inferior de precios estimados por la
compañía) y para los siguientes años el precio tenderá a buscar un equilibrio a largo plazo
que se encontrará cercano a los USD 77/bl hacia finales de la década (Gráfico 17). De
acuerdo de acuerdo con la información dada por el CEO, Pacific está esperando un precio
del WTI de USD 45/bl para el 1T15, USD 50/bl en 2T15, USD 55/bl en 3T15, y USD 60/bl en
4T15.
Gráfico 16. WTI / Brent / Precio deventa
Gráfico 17. Estimativo de precios Corficolombiana
120
115
110
USD/bl
102.9
95
99.1
90
89.5
80
98.9
89.5
70
65
55
Precio Promedio Brent
45
2011
2012
2013
70.6
55
35
2012
2014
Fuente: B.loomberg; Cálculos Corficolombiana
Nuestros estimados se encuentran en línea con los pronósticos realizados por la EIA (U.S
Energy Information Administration) que en su pronóstico de inicios del mes de abril,
consideran que el precio promedio para el 2015 del Brent se ubicará en USD 59/bl y del WTI
en USD 52/bl, mientras que para 2016 nuestro estimado está por debajo del esperado por
dicha agencia (estimamos USD 60/bl, frente a USD 70/bl). La EIA ha incrementado su
pronóstico de precios a partir de un crecimiento mayor en la demanda de petróleo, debido a
los menores precios de la gasolina, y una desaceleración en la oferta proveniente de Canadá
y EEUU. Sin embargo, persiste el “riesgo” de una sobreoferta proveniente de Irán para 2016
en caso de que le levanten las sanciones actuales (negociación actual sobre la producción
energética de Irán), esto reduciría el precio de 2016 entre USD 5/bl y USD 15/bl, y podría
incidir en los precios de 2015 a partir de las expectativas de una mayor producción futura. A
continuación explicaremos de forma breve los principales argumentos que justifican el
comportamiento conservador que estimamos en la cotización del crudo.
Por un lado se ha generado una sobreoferta de crudo ocasionada principalmente por el
aumento en la producción estadounidense a raíz del auge del shale oil (petróleo de
esquisto), que le permitió a éste país pasar de una producción de 3,980 kbpe/d en 2008
(septiembre 2008) a 9,226 kbpe/d al mes de diciembre de 2014 (Gráfico 18), al tiempo que
su nivel de importaciones fue disminuyendo hasta llegar a 291,003 kbp mensuales, niveles
que no se presentaban desde 1990 (Gráfico 19). Sin embargo, en la medida en que varios
de sus proyectos de shale oil dejen de ser económicamente viables con los precios actuales
del crudo, se esperaría una disminución de los niveles de producción de Estados Unidos y
9
77
65
2010
2010
75
60
60
Fuente:B.loomberg; Cálculos Corficolombiana
Precios de Venta realizados (2010- 2014)
75
Precio Promedio WTI
Precio de Venta PRE
70.6
Precios de Venta Estimados (2015- 2020)
99.1
85
USD/bl
98.9
100
70
102.9
105
2014
2016e
2018e
2020e
con ello una recuperación gradual del precio a partir de una menor oferta. De hecho, en el
caso de Eagle Ford, Bakken y Niobrara, tres de las formaciones más importantes en
Estados Unidos para la extracción de este tipo de crudo, de acuerdo a diferentes
estimaciones, los costos de producción de éstos estarían alrededor de USD 60/bl, USD
69/bl, y USD 63/bl respectivamente, con lo cual no resultarían rentables en los niveles
actuales de precio.
De igual forma, mientras que para los miembros de la OPEC el costo por barril (incluyendo
costos de extracción y almacenamiento) es cercano a los USD 30/bl, el shale oil de los
principales campos de Estados Unidos estaría en un nivel que rondaría los USD 64/bl, razón
por la cual el nivel de extracción y perforaciones deberían disminuir en diversas zonas del
país.
Gráfico 18. Producción de Crudo U.S
1. Importaciones
de crudo
Gráfico 19.Gráfico
Importaciones
de crudo
mensuales U.S
9,000
500,000
9,226
8,000
450,000
7,000
400,000
350,000
kbp
kbpe/d
6,000
5,000
291,003
300,000
4,000
250,000
3,000
2,000
200,000
1,000
150,000
0
1981
1985
1989
1993
1997
2001
2005
2009
100,000
1990
2013
1996
2002
2008
Fuente: EIA
Fuente: EIA
Esta situación y la negativa de los miembros de la OPEP (encabezados por Arabia Saudita)
de reducir sus niveles de producción por debajo de los 30 millones de barriles de crudo diario
(actualmente poseen una participación cercana al 32.6% de la producción mundial), llevaron
a que en 2014, se profundizara una situación de sobreoferta de mercado (Tabla 9), aunque
dicha brecha ha estado disminuyendo gradualmente.
Tabla 9. Balance de Oferta y Demanda de crudo 2013 - 2014 (mmbpe/d)
Periodo
2013
1T14
2T14
3T14
4T14
2014
Demanda Mundial
90.2
Oferta No-OPEP
54.24
90.15
90
91.75
92.68
91.15
55.62
55.93
56.24
57.13
OPEP NGLs y no convencionales
56.23
5.65
5.73
5.79
5.86
5.93
5.83
Oferta excluyendo crudo OPEP
59.89
61.35
61.72
62.1
63.06
62.06
Diferencia
30.31
28.80
28.28
29.65
29.62
29.09
Producción OPEP
30.2
29.84
29.77
30.27
30.24
30.03
Balance
-0.11
1.04
1.49
0.62
0.62
0.94
Fuente: OP EP
Aunque la caída estrepitosa en los precios del crudo se dio principalmente por una situación
de sobreoferta, la demanda también ha presentado signos de desaceleración; mientras la
oferta de crudo aumentó en 2 mmbpe/d en 2014, la demanda lo hizo en una proporción
menor (+0.95 mmbpe/d) explicado en parte por una desaceleración de la demanda de China,
el segundo mayor consumidor de crudo del mundo y primer importador, y en parte por el
estancamiento en el crecimiento de las economías de la Zona Euro (Gráfico 20).
Gráfico 20. Crecimiento estimado economías Zona Euro y China
4.0%
10.4%
2.0%
0.0%
12.0%
2.0%
1.6%
9.3%
9.2%
-2.0%
Zona Euro
-4.0%
-4.5%
0.8%
-0.7%
1.2%
1.4%
10.0%
-0.4%
8.0%
7.7%
7.8%
7.4%
6.8%
China (Der.)
6.3%
-6.0%
6.0%
4.0%
2009
2010
2011
2012
2013
2014 p
2015e
2016e
Fuente: Fondo Monetario Internacional (FMI)
A partir de las razones explicadas, hemos decidido asumir una curva de precios de crudo
mucho más conservadora a largo plazo que la estimada por la EIA.
10
2014
Por este motivo, para la estimación de los precios de venta del petróleo de Pacific Rubiales
utilizamos el pronóstico del precio del WTI, obteniendo precios que varían entre USD 55/bl y
USD 77/bl, y para los precios de venta del gas y trading (compras y ventas realizadas con el
fin de aprovechar diferenciales de precios de mercado), se realizó un cálculo teniendo en
cuenta los diferenciales que han presentado con respecto al comportamiento del precio de
venta de crudo de la compañía (Gráfico 21).
Gráfico 21. Precios estimados realizados de venta
80
USD/bl
60
40
52.6
56.8
2015e
2016e
61.1
66.0
71.0
73.0
20
0
2017e
2018e
2019e
2020e
Precio de venta Petróleo
Precio de venta Gas
Precio de Venta Trading
Precio Realizado PRE*
Fuente: Corficolombiana
*Incluye crudo, gas y trading
COSTOS: Reducción razonable
Pacific ha implementado la reducción de sus costos operativos como una de sus estrategias
más importantes. La empresa estima que estos costos se podrían ubicar en USD 28/bl para
el año 2015, pero ¿podrá la compañía lograr dichos objetivos?
USD 28/bl de crudo, no es imposible: En el informe revisado de expectativas que dio a
conocer la compañía el 14 de enero, informó que espera que sus costos operativos de crudo
(es decir, aquellos relacionados con operación, transporte y diluyentes) se sitúen en USD
28/bl, los cuales estiman lograr por medio de la materialización de sus planes de reducción
de costos implementados en años anteriores, menores costos por parte de los proveedores y
una depreciación del peso colombiano. De hecho, durante 2014 los costos operativos se
ubicaron en USD 30.5/bl, mientras que en 2013 se ubicaron en USD 33.18/bl.
Dentro de los costos operativos totales (incluyendo crudo y gas) que presentaron una mayor
reducción durante 2014 se encuentran los costos de diluyentes (USD -2.85/bl A/A), luego de
la adquisición de crudo liviano que ha ayudado a reemplazar otro tipo de diluyente que era
más costoso, y los costos de transporte (disminución de USD 0.4/bl A/A en el 4T14), debido
a que el volumen transportado vía carrotanques fue menor, en línea con una mayor
disponibilidad del oleoducto Bicentenario (Gráfico 22).
Gráfico 22. Costos Operativos PRE*
40
35
33.4
USD/bl
30
25
20
15
32.8
29.5
19.2
22.6
30.2
Costos Operativos Gas
Costos Operativos Totales
Costos Operativos Petróleo
10
5
0
2009
2010
2011
2012
2013
2014
* Excluyendo overlift/underlift y otros costos
Teniendo en cuenta que los costos operativos totales para 2014 se ubicaron en USD
30.23/bl (USD 30.5/bl incluyendo a otros costos), para los años siguientes consideramos que
gradualmente se irán consolidando varias de las iniciativas de reducción de costos de la
compañía, hasta poder alcanzar costos operativos totales entre USD 30/bl y USD 27/bl
(Gráfico 23). Cabe resaltar que los costos relacionados con overlift/underlift y otros costos
menores han sido incluidos como una constante dentro del modelo de valoración.
A continuación explicamos los proyectos más importantes que tiene la compañía para lograr
una disminución de estos:
11
Petroeléctrica de los Llanos (PEL): Dado que cerca del 40% de los costos de producción
de la compañía provienen de la generación de electricidad, desde 2013 Pacific ha venido
instalando la infraestructura necesaria para conectar los campos Rubiales y Quifa con la
planta de generación Chivor por medio de 260 Km de líneas de transmisión y con esto
reemplazar el diesel y la quema de petróleo usada para la autogeneración de electricidad. El
proyecto está siendo implementado gradualmente, pero de acuerdo con Pacific, cuando esté
terminado se esperan ahorros de USD 100 millones al año, lo que podría disminuir los
costos de producción de petróleo USD 1/bl y USD 2/bl. Parte de estos ahorros se vieron
reflejados en el 4T14. De esta forma, estimamos que se dará un ahorro de USD 1/bl el cual
se irá materializando gradualmente hasta 2016. A largo plazo la compañía espera expandir
la capacidad de la línea hasta 262 MW con el fin de conectar a Rio Ariari y CPE-6,
estimaciones que no fueron incluidas dado que aún se encuentran en la fase de
autorizaciones gubernamentales.
Agrocascada: Por medio de la construcción de dos plantas de ósmosis inversa o plantas
purificadoras en Campo Rubiales (cada uno con capacidad de procesar 500 kb/d de agua),
este innovador proyecto busca poder irrigar agua en plantaciones aledañas al campo, con el
fin de generar un beneficio compartido entre las comunidades aledañas (generación de
empleo para 1,400 personas) y la compañía (disminución de costos de energía de inyección
así, como un aumento en la producción del campo en 20,000 bpe/d). A inicios de este año la
compañía informó que está a la espera de la última licencia necesaria para iniciar la
operación de la primera planta, con lo cual la compañía esperaría aumentar la producción
bruta del campo en 10,000 bpe/d y un ahorro en costos de USD 1/bl de petróleo. Dentro de
nuestro modelo consideramos que la compañía sólo pondrá en funcionamiento la primera
planta de ósmosis, pero dicho ahorro se materializará de forma gradual desde mediados de
2015 y será parcialmente contrarrestado por el aumento en el corte de agua del campo (lo
que aumenta los costos de producción), con lo cual el ahorro neto en 2015 sería cercano a
USD 0.3/bl.
Diluyentes: Uno de los grandes logros de la compañía en términos de reducción de costos
está relacionado con diluyentes, al pasar de USD 13.8/bl en 2011 a USD 2.16/bl en 2014.
Dicha disminución se logró por medio del remplazo gradual de diluyente importado
(especialmente gasolina) por producción propia de crudo liviano para ser mezclada con el
crudo pesado de campos como Quifa SW y Campo Rubiales. Los ahorros estimados son
cercanos a los USD 35 millones al año, lo que equivaldría a USD 0.66/bl. Dado el gran
avance que han logrado en esta materia, estimamos que el costo por diluyentes se
mantendría en USD 2/bl de petróleo en el largo plazo.
De esta forma estimamos costos que gradualmente irán disminuyendo, pero que se
mantendrían alrededor de los USD 27/bl en el largo plazo (Gráfico 23).
Gráfico 23. Costos Operativos estimados
35
30
30.5
2.2
29.2
27.8
2.1
26.5
26.7
26.8
26.9
2.0
2.0
2.0
2.0
2.0
12.3
11.9
11.8
11.9
11.9
12.0
15.1
13.7
12.8
11.7
11.7
11.8
11.8
2014
2015e
2016e
2017e
2018e
2019e
2020e
USD/bl
25
20
13.0
15
10
5
0
Costos de Producción
Costos de Transporte
Costos de Diluyente
Otros Costos
.
Teniendo en cuenta dichos costos, así como los precios del crudo, proyectamos que el
netback de la compañía podría oscilar entre USD 23/bl y USD 46/bl (Gráfico 24), con lo cual
va a ser muy difícil que Pacific vuelva a presentar los niveles de USD 60/bl de años
anteriores (USD 60/bl).
12
Gráfico 24. Netback y costo operativo PRE
120
100
94.0
36.4
33.2
USD/bl
80
34.0
64.5
60
40
49.5
85.3
30.5
52.6
22.9
22.6
29.2
60.2
58.2
20
Precio de Venta: 6,8%
Netback (USD/bl)
Costo Operativo (USD/bl)
.
96.6
92.2
60.8
41.6
26.9
61.1
56.8
26.5
27.8
66.0
26.7
54.8
23.4
34.5
29.0
39.3
71.0
73.0
26.8
26.9
44.2
46.2
CAGR 2015e - 2020e
0
2009
2010
2011
2012
2013
Netback: 14,6%
2014e 2015e 2016e 2017e 2018e 2019e 2020e
Cuando se analizan los cash-costs, es decir, los costos operativos y aquellos no operativos
que generan salida de caja para la compañía, esperamos que éstos presenten niveles de
estabilidad entre USD 45/bl y USD 50/bl en el largo plazo (Gráfico 25). Aparte de los
esfuerzos de reducción de costos que vimos anteriormente, los cash-costs se verían
beneficiados de una estructura con una menor carga administrativa (G&A costs),
reducciones que estimamos en un 35% en 2015 (reducción menor frente al 37% que ha
indicado la compañía). Sin embargo, consideramos que los costos administrativos se
mantendrían en niveles más bajos a los actuales así el precio del crudo se recupere, dado
que los recortes que se están realizando podrían dejar de ser temporales para pasar a ser
parte del funcionamiento normal de la compañía. Por último, hay que tener en cuenta que en
un entorno de depreciación del peso colombiano, los costos y gastos de la compañía se ven
beneficiados dado que están denominados mayoritariamente en pesos, mientras que sus
estados financieros se presentan en dólares.
Gráfico 25. Cash-cost estimados Pacific Rubiales
70
65.5
66.5
59.2
60
USD/bl
50
46.3
40
38.6
30
3.9
5.8
20
10
21.6
3.7
5.2
30.3
2.8
5.6
39.5
2.6
7.8
44.5
54.7
3.4
7.1
4.9
6.7
36.5
39.1
2013
2014
45.8
45.4
45.3
5.1
4.6
5.5
4.8
33.6
32.6
50.5
44.2
46.6
6.3
4.9
5.5
4.4
4.9
3.9
3.4
3.8
31.7
32.3
32.9
33.1
0
2009
2010
Costos Operativos
2011
2012
Gastos Administrativos
2015e 2016e 2017e 2018e 2019e 2020e
Gastos Financieros
Gastos Impositivos
Otros Gastos
.
CAPEX: Recortes y cambios en el mix de inversión
Con el fin de ser consecuentes con la coyuntura actual de bajos precios del crudo,
recientemente la compañía anunció que su Capex podría situarse en un rango entre USD
1.1 miles de millones y USD 1.3 miles de millones, asumiendo un precio del WTI entre USD
55/bl y USD 60/bl. Este valor resulta en un recorte de más de la mitad del Capex que la
compañía ejecutó en 2014 (USD 2.4 miles de millones), e incluye una revisión que Pacific
realizó sobre un estimado inicial revelado en diciembre de USD 1.5 miles de millones.
La mayoría de los recursos del Capex estarán destinados a perforación de desarrollo e
instalaciones, y una cantidad pequeña a exploración, con el fin de privilegiar la producción
antes que los nuevos descubrimientos, lo cual está en línea con un escenario desafiante
donde la prioridad debe ser el mantenimiento del negocio en el corto plazo.
Por este motivo, creemos que el Capex que se ejecutará en 2015 será cercano a los USD
1.1 miles de millones y aquellas partes que no estén relacionadas con producción
(actividades de exploración y otros proyectos) sufrirán un importante recorte (Gráfico 26).
Luego de 2015 estimamos que el Capex crecerá de forma proporcional al precio del petróleo
hasta llegar a USD 1.6 miles de millones en 2020. No estamos considerando que la
compañía realice alguna adquisición o farm-in.
13
Costos Operativos: -1,6%
Gráfico 26. Inversión en Capex por segmentos
3,000
2,382
2,500
2,066
USD mm
2,000
1,548
1,500
1,100
1,096
1,000
500
1,200
1,300
1,400
1,500
1,570
764
404
0
2009
2011
2013
Facilidades
Facilidades principales
Otros proyectos
2015e
2017e
2019e
Acitividades de exploración
Perforación de desarrollo
Fuente: PREC, Cálculos Corficolombiana
RESERVAS: Se mantiene el riesgo de revisiones a la baja
Los factores económicos y las revisiones técnicas (relacionadas con el bajo nivel de precios
del petróleo), fueron los factores determinantes en la reducción de reservas publicada por
Pacific Rubiales, pasando de 619,3 mmbpe en 2013 a 510,7 mmbpe al cierre de 2014 (-17%
A/A). Hacia adelante consideramos que se mantienen algunos factores de corrección a la
baja como la entrega de Campo Rubiales a Ecopetrol y la expectativa de que los campos
Río Ariari y CPE-6 pasen a ser auditados por evaluadores diferentes a Petrotech.
La posibilidad de una baja en la certificación de reservas es uno de los riesgos más
importantes dentro de nuestro modelo de valoración dado que el valor terminal es calculado
por medio del Valor Neto del Activo, el cual se basa tanto en la producción como en las
reservas.
Nuestro escenario de valoración estima un aumento moderado en las reservas de la
compañía las cuales son explicadas por los bajos precios del petróleo, la disminución en el
Capex destinado a exploración, la entrega de Campo Rubiales y un posible cambio en uno
de los evaluadores de reservas:
Informes de reservas con supuestos ajustados para los precios del petróleo: Los
certificadores de reservas independientes utilizados por la compañía, que son RPS Canadá
(Quifa SW y Campo Rubiales), Netherland, Swell and Associates (campos offshore en Perú),
Degolyer and MacNaughton (algunos campos de Pacific Stratus y el campo “Los Ángeles”
Perú) y Petrotech (restante), toman dentro de sus variables más importantes la producción
actual y estimada, los cambios en el desempeño de los campos, el nivel de precios, las
condiciones económicas y las restricciones gubernamentales. De este modo, las revisiones
económicas y técnicas tuvieron un importante impacto en la evaluación de reservas del año
pasado (Gráfico 27).
Gráfico 27. Reservas 2P estimadas e incorporación neta
700
30
650
54
613
78
mmbpe
600
550
511
500
450
400
2013
Reservas 2013
2014
Adiciones
Producción Periodo
Revisiones
Reservas Periodo
Menos Capex para exploración: Las inversiones de capital de USD 1.1 miles de millones
en 2015 (inversión 54% menor a la del año anterior) irán mayoritariamente a perforación de
desarrollo e instalaciones y una pequeña proporción a exploración; por esto no esperaríamos
sorpresas en las reservas para 2016 dado el limitado capital para invertir en perforaciones y
desarrollos. También consideramos que la compañía no podrá realizar compras de reservas
en sitio mediante la adquisición de otras compañías, como lo hizo en el pasado con
Petrominerales y sus bloques que en su momento adicionaron 89 mmbpe en reservas 2P.
Podrían volverse a presentar revisiones en Rubiales y Quifa: La declinación del Campo
Rubiales, así como del de Quifa, y la entrega de este primero en junio de 2016 hacen prever
14
disminuciones futuras en sus aportes a las reservas netas de la compañía. En la última
revisión (cierre de 2014), las reservas 2P de Campo Rubiales (constituidas 100% por
reservas P1) declinaron de 67 mmbpe a 32 mmbpe, aunque cabe resaltar que este campo
representa solamente el 6% de las reservas 2P de la compañía. Mientras tanto, las reservas
2P de Quifa declinaron de 71 mmbpe a 60 mmbpe en la última revisión. De este modo,
aunque nuestra mayor preocupación sea una continuación del bajo nivel de precios a partir
del cual se realicen nuevas evaluaciones de reservas, en el caso de estos dos campos el
grado de maduración podría ocasionar mayores revisiones futuras a la baja.
Petrotech, un certificador que nos genera dudas: Nos genera incertidumbre que la
compañía que está certificando los grandes descubrimientos de Pacific (Río Ariari y CPE-6),
no realice esta actividad para ninguna compañía que le reporte a la SEC. En el caso de las
compañías petroleras que le reportan a esta entidad, el certificador debe reportar los
procesos de control interno de la petrolera que se está certificando, y para el cálculo y la
presentación de los estimados de reservas, debe realizar un reporte de certificación
cumpliendo con las definiciones y los requerimientos de reporte de la SEC.
Consideramos que para tener mayor credibilidad sobre las adiciones de reservas de la
compañía, sería deseable que la certificación fuera realizada por una empresa con mayor
reconocimiento, además de contar con experiencia práctica en el cumplimiento de los
requerimientos de reporte de la SEC. En el caso de CPE-6 por ejemplo, dado que dicho
campo se está explorando en asociación con Repsol (anteriormente Talisman), y Repsol
debe cumplir con los estándares de dicha entidad, es probable que se presenten diferencias
importantes en las certificaciones de reservas que sobre este campo reporten las dos
compañías.
Por esto, consideramos que las reservas netas 2P de Pacific podrían sufrir revisiones
adicionales a la baja que serían parcialmente compensadas por la eficiencia del Capex de la
compañía para lograr adiciones. Esta eficiencia la calculamos por medio de los F&D costs de
Pacific, ajustándolos a un menor ritmo de adición debido a la disminución del plan de
perforación (Gráfico 28). Asimismo, dentro de nuestra proyección estamos descartando el
incremento de reservas a partir de la aplicación de la tecnología STAR, que de acuerdo con
Pacific, puede potencialmente duplicar las reservas de crudo de los campos en donde se
aplique adecuadamente.
Gráfico 28. Reservas estimadas 2P Pacific Rubiales
800
619
514
mmbpe
600
511
499
474
515
2014
2015e
2016e
2017e
407
594
555
626
400
200
0
2011
2012
2013
Rubiales
Rio Ariari
Otros Crudo Liviano
Quifa SW
Otros Crudo Pesado
Campos Gas Natural
2018e
2019e
2020e
CPE-6
Bloques Petrominerales
Block Z-1
Al analizar el comportamiento de las reservas históricas y proyectadas (Gráfico 29), se
observa un deterioro en el índice de reposición de reservas (adición/producción), aunque
hasta 2013 había estado por encima de 200%. Sin embargo, en línea con lo presentado
durante este año, estimamos que este índice continuará deteriorándose hasta 2016 y solo
hasta 2017 esperamos que Rubiales vuelva a incrementar sus reservas. De esta forma,
creemos que los años de reservas se mantendrán entre 9 y 10 años.
Gráfico 29. Años de Reservas e Índice de Reposición de Reservas
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
538%
600%
14.4
500%
13.1
12.9
9.5
398%
10.9
9.1
324%
79%
10.4
9.7
9.6
400%
300%
186%
91%
175%
164% 149%
50%
200%
100%
0%
2011
2012
2013
2014 2015e 2016e 2017e 2018e 2019e 2020e
Años de Reservas 2P
15
9.5
(IRR) Índice de Reposición Reservas (Der.)
DEUDA: Covenants, la palabra de moda
Para el cierre de 2014, la deuda de la compañía ascendía a USD 4,654 millones, de los
cuales USD 4,062 millones correspondían a bonos con vencimientos entre 2019 y 2025, y el
resto (USD 592 millones) correspondía a deuda bancaria (Gráfico 30). De igual forma, la
compañía logró mejorar su perfil de vencimientos de deuda por medio de una emisión de
bonos en septiembre del año pasado por USD 750 millones con vencimiento en 2025, con el
fin de reemplazar el 30% de la deuda que vencía en 2021. Sin embargo, el nivel de
endeudamiento de la compañía aumentó hasta USD 5.16 miles de millones, luego de que
hiciera uso de una facilidad de crédito por USD 1,000 millones, que se utilizó tanto para
pagar deuda de corto plazo (USD 484.3 millones), como para aumentar el nivel de caja de la
compañía (USD 515.7 millones). Adicionalmente, dicho endeudamiento está sujeto a
covenants que la empresa tiene el riesgo de incumplir en 2015. Teniendo en cuenta lo
anterior, estamos considerando que la compañía lograría un acuerdo para aplazar el pago
de dicha facilidad de crédito debido a que, en caso contrario, se presentaría una importante
presión sobre la caja disponible.
Gráfico 30. Perfil
de vencimiento de créditos
Amortizaciones
1,300
1,400
1,200
1,000
USD mm
1,000
800
600
1,100
662
483
400
200
109
0
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Las restricciones sobre la deuda o covenants, son compromisos para realizar o abstenerse
de realizar ciertas acciones mientras esté vigente una obligación crediticia. El incumplimiento
de éstos por parte del deudor implica una penalidad convenida anteriormente entre el
prestamista y el prestatario. En el caso de Pacific Rubiales, sus bonos están sujetos a
incurrence covenants (covenants de incurrencia), los cuales solamente son evaluados en el
momento en que la compañía solicite un nuevo crédito, mientras que su facilidad de crédito
por USD 1,000 millones está sujeto a maintenance covenants (covenants de mantenimiento),
los cuales deben ser evaluados de forma permanente. Los indicadores financieros a los que
está sujeta a compromisos son principalmente los indicadores Deuda/EBITDA y
EBITDA/Intereses (Tablas 10 y 11).
Tabla 10. Deuda sujeta a covenants de incurrencia
Instrumento de Deuda
5.375% - Notas 2019
Monto (USD mm)
1,300
7.25% - Notas 2021
662
5.125% - Notas 2023
1,000
5.625% - Notas 2025
1,100
Covenant Incurrencia Límite
Deuda / EBITDA
> 3.5x
EBITDA / Intereses
< 2.5x
Tabla 11. Deuda sujeta a covenants de mantenimiento
Instrumento de Deuda
Monto (USD mm)
Facilidad de crédito
El incumplimiento de estos indicadores, en términos generales, restringiría la posibilidad de
acceder a nuevo endeudamiento, con lo cual se tendrían que realizar desinversiones de
activos y se restringiría el pago de dividendos a los accionistas. Sin embargo, en el caso de
los maintenance covenants, existe la posibilidad de declarar un default técnico, lo que
conduciría a la aceleración del pago de parte o la totalidad de la deuda asociada.
Consideramos que esta situación es de vital importancia dado que, según nuestras
estimaciones, Pacific podría violar los covenants en 2015 (maintenance e incurrence), 2016
(incurrence) y 2017 (incurrence), a través de indicadores Deuda/EBITDA, lo cual podría
poner en riesgo la operación normal de la compañía (Gráfico 31). En contraste, estimamos
que el índice de cobertura de intereses (EBITDA/Intereses) se cumplirá durante todo periodo
de proyección (Gráfico 32).
16
Covenant Mantenimiento Límite
Deuda / EBITDA
> 4.5x
EBITDA / Intereses
< 2.5x
1,000
Gráfico 31. Evolución histórica Deuda/EBITDA
5.0x
Gráfico 32. Evolución histórica EBITDA/Intereses
25.0x
4.7x
4.3x
4.0x
3.7x
22.7x
22.7x
Límite Covenant
20.0x
3.5x
2.1x
1.7x
2.0x
1.0x
15.8x
2.7x
3.0x
0.8x
0.6x
0.6x
EBITDA/Intereses
21.8x
15.0x
12.7x
11.9x
1.9x
1.5x
1.4x
11.4x
10.0x
8.5x
0.8x
6.5x
6.2x
4.0x
5.0x
4.5x
4.8x
2.5x
0.0x
2008
2010
2012
Deuda/EBITDA
2014
2016e
Límite Covenant Inc.
2018e
2020e
0.0x
2008
Límite Covenant Man.
2010
Si tenemos en cuenta que el EBITDA mínimo para mantener el indicador Deuda/EBITDA por
encima de 3.5x asciende a USD 1.49 miles de millones, y que nuestro modelo está
incorporando las variables sobre las que tiene más control la compañía, vemos que para que
Pacific logre el nivel de EBITDA requerido para 2015, el precio del petróleo se deberá ubicar
por encima de los USD 66/bl en el promedio del año. El EBITDA mínimo para cumplir con el
maintainance covenant de 4.5x de la facilidad de crédito rotativo es USD 1.16 miles de
millones (Gráfico 33). En el mes de marzo, Pacific logró la “relajación” de este covenant por
parte de los acreedores al pasar de 3.5x a 4.5x, lo que implica una menor exigencia
requerida sobre la generación de caja de la compañía.
7.0x
6.5x
6.0x
5.5x
5.0x
4.5x
4.0x
3.5x
3.0x
2.5x
2.0x
2.00
Deuda/ Ebitda
Deuda/Ebitda incurrencia
Deuda/EBITDA mantenimiento
EBITDA (der.)
1.80
1.60
1.40
1.20
1.00
0.80
USD miles de millones
Deuda/EBITDA
22. Costos
Operativos
Gráfico 33. Gráfico
Sensibilidad
EBITDA
y covenantPRE*
Deuda/EBITDA
0.60
50
52
54
56
58
60
62
WTI: USD/bl
64
66
68
70
Desde el año pasado, el tema de los covenants le ha generado castigos a la cotización de la
acción, y a la de los bonos emitidos por la compañía. Sin embargo, la desvalorización de los
bonos se vio aún más afectada luego de que se presentaran preocupaciones por un
incumplimiento (no justificado) en el pago de la deuda luego de revelarse que Gran Colombia
Gold no honró el pago de los intereses de su deuda senior al cierre de 2014, cuyo valor
ascendía a USD 100 millones. La relación entre Pacific y esta compañía se limita solamente
a que comparten dos miembros en sus juntas directivas: Serafino Iacono y Miguel Campa.
Teniendo en cuenta la asociación entre las empresas y que para el cuarto trimestre de 2014
la cotización del petróleo había retrocedido 41.6% (referencia WTI), a mediados de enero de
2015 la acción de Pacific y su deuda fueron castigadas de forma importante (Gráfico 34).
Sobre este punto aclaramos que aunque hay una relación (así no sea jurídica) entre Gran
Colombia Gold y Pacific Rubiales, la situación de liquidez de una empresa no tiene que ver
con la otra, salvo en el contexto global de la cotización de los commodities.
Gráfico 34. Comportamiento bonos Pacific Rubiales
Tasa de rendimiento (%)
25
20
15
2019
2021
2023
2025
17.5
14.8
13.9
13.0
10
5
0
oct-14
nov-14
Fuente: Bloomberg. Datos al 09 de marzo
17
20.3
dic-14
ene-15
feb-15
mar-15
2012
2014
2016e
2018e
2020e
Los bonos de Pacific son considerados de “grado especulativo”, es decir, no son “grado de
inversión”. De hecho, Fitch recientemente bajó la calificación crediticia de BB+ a BB y puso
la perspectiva (outlook) en negativo por lo cual es probable que la calificación siga bajando
(en abril S&P también rebajó en un escalón su calificación). Con precios de WTI de USD
50/bl en 2015 y USD 60/bl en 2016, la calificadora espera relaciones de Deuda/EBITDA por
encima de 4x, incumpliendo de esta forma los covenants de sus títulos de deuda (bonos), en
línea con nuestras expectativas. Es importante tener en cuenta que de no mejorar la
perspectiva de los precios del crudo, es indispensable que los proyectos de ahorro de costos
lleguen a feliz término.
La evolución de los Z-spreads sobre la deuda de la compañía (indicador de prima de riesgo
crediticio) evidencian un gran deterioro durante el primer mes de 2015 a partir del default de
Gran Colombia Gold mencionado anteriormente, seguido de una estabilización en niveles
muy superiores a sus históricos. Estimamos que las primas de riesgo de los bonos de Pacific
se van a mantener en niveles elevados y por encima de las de sus pares comparables hasta
que su nivel de apalancamiento Deuda/EBITDA se ubique en niveles anteriores a diciembre
de 2014 (Gráficos 35 y 36). Sin embargo, resaltamos la mejora en el comportamiento de los
bonos de Pacific luego de la relajación del covenant de apalancamiento de la facilidad de
crédito rotativo.
Gráfico 35. Z-Spread PRE 2019 vs. Z-Spread Comparables Bloomberg
Gráfico 36. Diferencia Z-Spread PRE 2019 vs. Comparables
2,500
1,200
PRECN 2019
2,000
1,928
1,000
Prom. Comparables Bloomberg
1,089
Diferencia Z-Spread PRECN 2019 vs.
Comparables Bloomberg
800
1,500
1,103
1,000
747
pbs
pbs
600
400
356
200
0
500
-200
0
10/14
11/14
12/14
01/15
02/15
03/15
-400
10/14
11/14
Por este conjunto de factores y en concordancia con las metas de la empresa para 2015,
consideramos que Pacific Rubiales va a restringir el endeudamiento al mínimo; sin embargo,
suponemos que se mantiene la facilidad de crédito rotativo, y la utilización de la totalidad del
cupo de endeudamiento permitido por esta facilidad durante los siguientes años, lo cual
requerirá de una mayor colaboración por parte de los bancos que hacen parte del vehículo
(aplazar pagos, no declarar default en caso de superar levemente el límite de 4.5x
Deuda/EBITDA, y ampliar plazos), junto con el correspondiente incremento en las tasas de
interés requeridas.
18
12/14
01/15
02/15
03/15
II.
VALORACIÓN
Iniciamos cobertura de Pacific Rubiales con un Precio Objetivo de COP $6,291 para el cierre
de 2015 y una recomendación de “Mantener”, lo cual implica un potencial de valorización de
4.3% con respecto al precio de cierre del 07 de abril de 2015. Dicho precio implica un
múltiplo EV/EBITDA de 2.4x y un múltiplo EV/Reservas (2P) de USD 11.4. El cálculo del
precio objetivo está basado en un Flujo de Caja Descontado hasta 2020 y de allí en adelante
un estimado del valor de de sus reservas 2P esperadas utilizando la metodología de Valor
Neto del Activo (NAV por sus siglas en inglés).
Nuestro escenario de valoración es conservador considerando que no esperamos que se
vaya a dar una pronta recuperación en la producción de la compañía luego de la finalización
del contrato de Campo Rubiales, no incluimos reservas o producción adicional a partir de la
realización de proyectos como STAR, ni esperamos el funcionamiento de otros proyectos
que se están llevando a cabo, como el barco de licuefacción de gas natural, según como
mencionamos anteriormente.
Si bien creemos que la compañía puede tener un potencial interesante en el largo plazo, su
precio actual en bolsa continuará afectado por la coyuntura de bajos precios del petróleo, su
nivel de apalancamiento, la reorganización de sus planes de inversión y una posible
desaceleración en la adición de sus reservas 2P, además de la alta volatilidad que
históricamente ha tenido la especie, la cual en parte podría ser explicada por el riesgo que
conlleva invertir en una compañía con debilidades en la estructura de su gobierno
corporativo (como analizaremos más adelante).
Nuestro modelo de valoración asume que la compañía va a realizar desinversiones de sus
activos en 2015 por un monto cercano a los USD 0.4 mil millones, los cuales provendrían de
la posible venta del 30% de su participación en Pacific Midstream por USD 200 millones
(recordemos que Pacific ya había vendido un 43% de su participación en esa empresa a la
Corporación Financiera Internacional por un monto de USD 320 millones) y de la venta de
una parte del 41% de participación en Pacific Infrastructure, la cual es dueña de Puerto
Bahía y Olecar (dos proyectos que aún no han presentado importantes avances), por USD
240 millones.
Consideramos que el año 2015 será desafiante para la compañía, dado que presentaría una
disminución en sus ingresos de 35.1% A/A, explicados por una caída en los precios
realizados de venta de crudo de 38.6% A/A, ligeramente compensada por el aumento en la
produción de 2.1%, la cual creemos que será impulsada por el desarrollo que alcanzará la
compañía en sus campos livianos, el avance en Rio Ariari y CPE-6, y un comportamiento
favorable de Quifa SW.
En términos de costos de producción y operacionales, estamos considerando disminuciones
graduales desde 2015, lo que junto a un gasto de DD&A de USD 1.2 miles de millones (63.4% A/A debido a que en 2014 se realizó un reconocimiento por deterioro de activos ante
la caída del precio del petróleo), gastos Generales y Administrativos de USD 180 millones (30% A/A explicado por disminuciones en gastos de publicidad y de personal), y una caída de
39.2% A/A en los gastos relacionados con Compensación Basada en Acciones (debido a
una menor ejecución de opciones por los bajos precios de la acción), darán como resultado
una pérdida operacional de USD 89.9 millones. Este resultado se compara de forma “menos
negativa” con la pérdida operacional de USD 790 millones en 2014.
De esta forma, estimamos que el EBITDA de la compañía para 2015 se ubicará en USD 1.1
miles de millones, disminuyendo 55.3% frente al presentado en 2014. Finalmente estimamos
que presentará una pérdida neta de USD 620 millones, lo cual representa una reducción
frente a la pérdida de USD 1,334 millones en 2014. Un mayor detalle de las cifras se
presenta en la página 2 de este informe.
En términos de caja, estimamos que debido a los malos resultados de 2015, los cuales serán
compensados parcialmente por la disminución del Capex de la compañía (-52% A/A a USD
1.1 miles de millones), y un efecto contable ocasionado por liberación de capital de trabajo y
desinversiones, la compañía presentará un flujo negativo de USD 398.6 millones que será
compensado por un flujo positivo en años siguientes.
19
De esta forma, utilizando estas estimaciones, calculamos el valor presente de los flujos de
caja de la compañía hasta 2020, y un valor terminal determinado mediante la utilización de la
metodología NAV. Asumimos un costo de capital (WACC) de 13.3% basado en el valor de
mercado tanto de su patrimonio como de su deuda (incluyendo la tasa de mercado de sus
bonos con vencimiento al 2019), una tasa libre de riesgo de 4%, un beta apalancado de 2.4
y una estructura óptima de capital de 40% Equity y 60% Deuda (Tablas 12 y 13).
Tabla 12. Flujo de Caja Libre (USD m)
Periodo
2015
2016
2017
2018
2019
2020
EBITDA
1,099,735
1,200,965
1,397,727
1,882,049
2,472,142
2,789,614
Taxes
-134,433
-102,248
-88,627
-89,149
-278,702
-651,805
Var. En WK
-443,015
86,904
26,074
-297,185
19,696
-15,288
CAPEX
-910,800
-1,014,000
-1,120,600
-1,205,400
-1,290,000
-1,350,200
(+/-) Otros
-10,000
-15,000
-20,000
-20,000
-20,000
-20,000
-398,513
156,620
194,574
270,314
903,135
752,321
(=) FCF
Cálculos: Corficolombiana
Tabla 14. Valoración DCF + NAV (USD m)
Tabla 13. WACC
Market Cap (USD mm)
799
Tasa Mercado Título 2019
17.0%
Valor de Mercado Deuda (USD mm)
2,983
EV
3,782
Beta Apalancado
VP Flujo de Caja Libre
1,025,896
VP Valor Temirnal
4,501,744
Enterprise Value
2.4
5,527,640
Caja y Equivalentes
616,819
Activos No Operativos
616,819
5,121,803
Tasa Libre de Riesgo
4.0%
Pasivos Financieros
Prima de Riesgo Equity
5.0%
Otros Pasivos
CDS Colombia
2.0%
201,576
Total Pasivos
5,323,379
Ke
18.1%
Valor del Equity USD m
Tasa impositiva
40.0%
VaLOR DEL Equity COP mm
Ponderación Equity
40%
Ponderación Deuda
60%
WACC
821,081
1,970,593
Acciones en Circul.
13.3%
313,255,047
Precio Acción COP
6,291
Precio Acción CAD
2.81
Tabla 15. Producción Neta PRE y Precio del WTI (P.O en COP)
Pacific Rubiales Producción Neta (bpe/d)
Precio WTI 2015 (USD/bl)
45
50
55
60
65
130,563
$
$
$
$
$
671
2,313
4,087
6,335
8,991
140,563
$
$
$
$
$
1,376
3,217
5,191
7,638
10,493
150,563
$
$
$
$
$
2,078
4,118
6,291
8,937
11,991
160,563
$
$
$
$
$
2,779
5,018
7,388
10,233
13,486
170,563
$
$
$
$
$
3,479
5,961
8,485
11,528
14,979
Tabla 16. WACC y Precio del WTI (P.O en COP)
WACC
Precio WTI 2015 (USD/bl)
45
50
55
60
65
20
12.3%
$
$
$
$
$
3,962
6,013
8,198
10,855
13,918
12.8%
$
$
$
$
$
3,046
5,091
7,270
9,922
12,981
13.3%
$
$
$
$
$
2,164
4,204
6,291
9,024
12,079
13.8%
$
$
$
$
$
1,316
3,351
5,518
8,160
11,211
14.3%
$
$
$
$
$
498
2,529
4,691
7,328
10,375
MÚLTIPLOS: ¿Transa debajo de sus pares? Sí, pero no…
Históricamente se ha tenido la idea de que Pacific Rubiales está subvalorada frente a sus
pares; de hecho, en el Investor Open House del año pasado, ellos se identifican como una
compañía que está siendo subvalorada en el mercado. Sin embargo, este tipo de
afirmaciones son suspicaces debido a que la “valoración relativa” depende de los
comparables escogidos, y en todo caso debe haber un análisis sobre las causas de dicho
descuento. Es decir, el mercado no “subvalora” o “sobreestima” una compañía sin un análisis
sustentado sobre la misma. De hecho, múltiplos tales como EV/EBITDA, P/E, P/BV, etc,
pueden ser analizados como un termómetro que mide el sentimiento del mercado sobre un
sector, así que un descuento se podría presentar tanto por una baja expectativa de
crecimiento de ingresos, como por una menor generación de caja. Por eso, consideramos
que dicho análisis debe realizarse mirando factores adicionales al simple comportamiento
histórico de estos indicadores frente a sus comparables.
En el caso de Pacific Rubiales, decidimos escoger dos de los múltiplos más seguidos por el
mercado para las compañías petroleras Junior, que son el EV/Reservas 2P y el EV/EBITDA
fwd, y compararlos con diferentes variables que los inversionistas considerarían relevantes
para una compañía de exploración y producción (E&P). De igual forma, hicimos este
ejercicio para los comparables y con esto evaluamos aquellas expectativas que mejor se
comportaban con dichos múltiplos. Cabe aclarar que decidimos escoger los mismos
comparables que usó la compañía a lo largo de la presentación del Investor Open House de
mayo del 2014 (con excepción de Canacol, por el cambio que ha presentado en su matriz de
reservas y producción más enfocada a gas, y Afren, la cual está presentando serios
problemas en la viabilidad de su negocio). Con este análisis buscamos demostrar que el
“descuento” al cual negocia la compañía está soportado en variables propias de ésta, lo cual
implica que los resultados de estos múltiplos no necesariamente muestran que la acción esté
barata.
Como resultado, vemos que existe una relación importante entre las expectativas de
crecimiento de la producción y el múltiplo EV/Reservas 2P, es decir, que a mayor
crecimiento esperado en la producción neta de petróleo de una compañía, es de esperar que
transe a un mayor múltiplo (Gráfico 37).
Gráfico 37. EV/Reservas 2P - Crecimiento producción
EV/Reservas 2P
$30
Parex
Crescent
$25
$20
Talisman
$15
$10
$5
Baytex
PRE
Suncor
Canadian Res.
Penn West
Bankers
$-15%
-5%
5%
15%
Crecimiento Producción 2014 - 2015e
R² = 0.5399
25%
35%
Nota: El tamaño de las burbujas indica el nivel de producción de la compañía respectiva
Pacific Rubiales está transando a un múltiplo más bajo frente a sus comparables (el
promedio es USD 12 mientras que Pacific transa a USD 10) debido a que el mercado tiene
una expectativa moderada sobre el crecimiento de su producción, y de hecho, la especie se
encuentra sobre la línea de tendencia de la gráfica, con lo cual consideramos que se
encuentra dentro de un nivel “justo”. Esto explica en parte por qué Parex, una pequeña
compañía petrolera con presencia en Colombia, presenta un múltiplo tan alto a pesar de que
tan sólo produce 25 kbpe/d.
Por otro lado, observamos también una importante relación entre el múltiplo EV/EBITDA fwd
y el crecimiento esperado para el EBITDA en 2015, con lo cual, a mayor expectativa sobre el
EBITDA, el múltiplo de la compañía debería ser igualmente mayor. Dicha relación se puede
observar en el Gráfico 38.
21
Gráfico 38. EV/EBITDA fwd - Crecimiento EBITDA
$10
EV/EBITDA Fwd
Suncor
Canadian Res.
$9
Crescent
$8
Baytex
$7
Penn West
$6
Talisman
$5
$4
$3
PRE
Parex
Bankers
R² = 0.508
$2
-60%
-40%
-20%
0%
Crecimiento EBITDA 2014 - 2015e
20%
40%
Nota: El tamaño de las burbujas muestran el EBITDA de la compañía respectiva.
En esta gráfica, Pacific Rubiales está transando a un múltiplo más bajo frente a la línea de
tendencia, lo cual podría sugerir que el mercado sí esté subvalorando a la compañía (PRE:
2.3x, comparables: 6.2x), o en otras palabras, el múltiplo EV/EBITDA fwd debería estar
transando un poco más alto dado que la variación del EBITDA para 2015 es “menos mala”
de lo que percibe el mercado.
Por último, vemos que los múltiplos de Pacific han presentado una disminución importante
desde mediados de 2014, lo cual está en línea con la caída de los precios del petróleo, y
ahora transan muy por debajo de sus promedios históricos de 3.6x en el EV/EBITDA fwd y
de USD 14.5 en el EV/Reservas (Gráficos 39 y 40).
Gráfico 40. Comportamiento histórico EV/Reservas 2P
Gráfico 39. Comportamiento histórico EV/EBITDA Fwd
5.5
5.0
21.0
4.5
3.63
3.5
3.0
USD/bl
4.0
16.0
14.47
11.0
2.5
2.0
1.5
1.0
dic-2011
Fuente: Bloomberg
6.0
Series1
Promedio
dic-2012
dic-2013
dic-2014
1.0
dic-2011
EV/Reservas 2P (USD/boe)
Promedio
dic-2012
Fuente: Bloomberg
En conclusión, observamos que existe una relación entre los mútliplos a los que transa una
compañía y las expectativas que el mercado tiene sobre ciertas cifras, las cuales en el caso
de este análisis fueron el crecimiento en la producción y del EBITDA para el año 2015.
Dichas expectativas, las cuales fueron tomadas del consenso de analistas de Bloomberg,
nos permiten observar que los múltiplos a los cuales negocia Pacific Rubiales presentan
cierto descuento frente a sus comparables, pero es en parte justificado por unas bajas
estimaciones. En el caso de la relación entre el EV/EBITDA fwd y el crecimiento del EBITDA
esperado vemos que aunque el descuento frente a sus comparables es justificado, el
mercado ha sobredimensionado dicho descuento. Sin embargo, consideramos que parte de
dicho efecto puede explicarse por una falta de credibilidad sobre la compañía, por el
incumplimiento de las expectativas (guidance) de la petrolera, o por prácticas corporativas
que no son bien vistas por el mercado.
22
dic-2013
dic-2014
III.
GOBIERNO CORPORATIVO
LO DESTACABLE: Un presente más transparente, más sostenible:
Desde el año 2013 Pacific Rubiales se encuentra incluida en el índice de sostenibilidad del
Dow Jones (DJSI) de Norteamérica, lo que implica el cumplimiento de ciertos requerimientos
en materia económica, medioambiental y social. De igual forma, se destaca que su informe
anual de sostenibiliad (2013) está basado en las directrices del Global Reporting Iniciative
(GRI) el cual exige unos lineamientos estándar para la presentación de memorias anuales,
en donde la compañía debe evaluar su desempeño económico, ambiental y social. Estos
lineamientos se complementaron con los avances que la compañía ha tenido en la
implementación de los principios del Pacto Global, el cual busca que las empresas que se
acojan voluntariamente a estas directrices aporten al desarrollo humano por medio de 10
principios en derechos humanos, prácticas laborales, de medio ambiente y anticorrupción.
Se destaca igualmente que dentro de los reconocimientos más importantes que ha obtenido
la empresa, se encuentra el haber sido considerada por el World Finance como la compañía
de Oil & Gas más sostenible de América Latina en 2012.
En la actualidad, Pacific Rubiales cuenta con 12 miembros en su Junta Directiva, de los
cuales 58% son independientes, de acuerdo a los estándares NI 58-101 de Canadá. Todos
los miembros son elegidos anualmente en la Asamblea de Accionistas y pueden ser
reelegidos de forma indefinida:
Serafino Iacono (No Independiente)
• Co-Director. Elegido en 2008
• Se desempeñó como Co-Presidente y Co-Fundador de Pacific Stratus Energy.
• Actualemente es Director Ejecutivo y Co-Presidente de Gran Colombia Gold, CGX Energy y director de Pacific Coal.
Miguel de la Campa (No Independiente)
• Co-Director. Elegido en 2008
• Junto con Iacono, se desempeñó como Co-Presidente y Co-Fundador de Pacific Stratus Energy.
• Al igual que Iacono, es Co-Director y Co-Presidente de Gran Colombia Gold, CGX y director de Pacific Coal.
Ronald Pantin (No Independiente y CEO)
• Director. Elegido en 2007
• Actualmente es CEO de Pacific Rubiales . Es reconocido por su conocimiento en el sector, luego del conocimiento adquirido en PDVSA.
• Es director de Pacific Coal, CGX y US Oil Sands
José Francisco Arata (No Independiente y Presidente)
• Actualemente es Presidente de Pacific Rubiales. anteriormente fue director y CEO de Pacific Stratus Energy.
• Es también director de Pacific Coal y CGX.
German Efromovich (No Independiente)
• Actualmente es director de Synergy Group, lel cual es propietario de Avianca, entre otras compañías.
• Fue dueño de Petro Rubiales y del contrato del Campo Rubiales
Neil Woodyer (Independiente)
• Director. Elegido en 2008.
• Socio Fundador del Grupo Endeavour en 1988. Actualmente es Director Ejecutivo en Endeavour Mining.
• Socio del Instituto de Contadores Públicos de Inglaterra y Gales.
Augusto López (Independiente)
• Fue Presidente de Bavaria durante más de 15 años.
• Actualmente es director de Petroamérica , Gran Colombia y Sportsat.
Miguel Rodríguez (Independiente)
• Actualmenmte es director de Pacific Coal y Endeavour Mining
Hernán Martínez (Independiente)
• Fue Ministro de Minas y Energía desde el 2006 al 2010. También fue miembro de la Junta de Ecopetrol
• Actualmente es Director Ejectuvio de Pacific Coal y director de Gran Colombia y CB Gold Inc.
Victor Rivera (Independiente)
• Fue CEO de Hocol hasta el 2002, luego trabajó como Alto Comisionado para la Protección de la Infraestructura Energética.
• Fue CEO de Petrotesting Colombia
Dennis Mills (Independiente)
• Fue Vicepresidente y Director Ejecutivo de MI Developments desde el 2004 hasta 2011 y Viscepresidente de Magna International desde 1984 a 1987.
Del 1988 a 2004 se desempeñó como Miembro del Parlamento Federal de Canadá.
• Actualmente es director de CGX Energy
Francisco Solé (Independiente)
• Actualmente es Director en el Grupo Planeta. También forma parte de la Junta Directiva de Mapfre Seguros Generales de Colombia y Mapfre Colombia
Vida Seguros.
Fuente: Pacific Rubiales.
23
Con respecto a sus principales ejecutivos (14), resaltamos que 4 de sus miembros también
pertenecen a la Junta Directiva, como se muestra a continuación. Esta situación debe
cambiar si la compañía tiene el propósito de cumplir con altos estándares de gobierno
corporativo:
*Serafino Iacono
*Miguel de la Campa
• Co-Director desde
2008
Eduardo Lima
• VP Proyectos e
Infraestructura
desde 2008
• Co-Director desde
2008
Marino Ostos
• Corporate VP,
New Ventures
*Ronald Pantin
• CEO desde 2007
Jairo Lugo
• VP, Exploración
*José Francisco Arata
• Presidente desde
2008
Luis Pacheco
• VP estrategia y IT
Carlos Pérez
• CFO desde 2007
William Mauco
• VP Trading
Frederick Kozak
• VP Relación con
Inversionistas
Luis Andrés Rojas
• COO desde 2008
Leyda Vargas
• VP Recursos
Humanos
Fuente: Pacific Rubiales. *Corresponden a miembros de la gerencia que pertenecen también a la Junta Directiva.
Por último, Pacific Rubiales tiene comités de Auditoría, de Compensación y Recursos
Humanos, de Gobierno Corporativo y Nominación, de Reservas, de Sostenibilidad, y de
Nuevos Negocios y Oportunidades. A continuación se muestran los miembros de cada uno
de los comités, los cuales están conformados por directores de la Junta Directiva:
Comité de Auditoría (100%
Independiente)
• Encargado de implementar sistemas de controles internos así como de verificar la independencia de los auditores externos de la
compañía. Se reúne no menos de 4 veces al año.
• Composición: Dennis Mills, Hernán Martínez y Miguel Rodríguez.
Comité de Compensación y
Recursos humanos (100%
Independiente)
• Da el visto bueno en materia de remuneración para sus ejecutivos, y decide su respectiva estructuración. Evalúa el desempeño
del CEO con el fin de determinar incentivos como bonos, opciones sobre acciones y recompra de acciones.
• Está conformado por 3 miembros independientes (Francisco Solé, Miguel Rodríguez y Nel Woodyer), pero anteriormente
perteneció Miguel de la Campa, creando un conflicto de intereses al pertenecer al Comité que determinaría su
compensación siendo a la vez un ejecutivo de la compañía.
Comité de Gobierno
Corporativo y Nominación
(100% Independiente)
• Se encarga de evaluar las funciones de la Junta Directiva así como de monitorear el cumplimiento de las prácticas de gobierno
Corporativo dentro de ésta. Otra responsabilidad es identificar candidatos a directores para elección en los encuentos con
accionistas.
• Miembros: Dennis Mills y Victor Rivera.
Comité de Reservas (66.7%
Independiente)
• Es el encargado de realziar encuentros con los evaluadores independientes de reservas con el fin de discutir los resultados de
los diferentes estudios y comunicárselos a la Junta Directiva. De igual forma podrá revisar las recomendaciones de la gerencia
con respecto a cambios en los evaluadores independientes.
• Miembros: José Francisco Arata, Hernán Martínez y Victor Rivera.
Comité de Sostenibilidad
(66.7% Independiente)
Comité de Nuevas
Oportunidades (100%
Independiente)
• Asiste a la Junta Directiva sobre directrices en materia de políticas de sostenibilidad y la responsabilidad de los directores y
ejecutivos en esta materia
• Miembros: José Francisco Arata, Hernán Martínez y Victor Rivera
• Este Comité fue creado con el fin de revisar y aprobar las transacciones que se realizan por partes relacionadas. De igual forma,
asegura que dichas transacciones estén en cumplimiento con las leyes y covenants vigentes.
• Miembros: Migue Rodríguez, Dennis Mills, Victor Rivera y Hernán Martínez.
En términos generales, la compañía cuenta con una buena estructura de gobierno
corporativo, teniendo en cuenta la exigente labor de revelación de información que realiza, la
cual debe cumplir con las políticas GRI. De igual forma, pertenece al DJSI, la mayoría de sus
miembros son independientes, y posee un equipo con amplio conocimiento del sector y un
conjunto de comités que busca hacer más transpartente la gestión de la empresa. Sin
embargo, es conocido que en el mercado existe cierto recelo sobre las prácticas corporativas
de la compañía, razón que podría explicar en parte la elevada volatilidad de la especie en el
mercado.
Un ejemplo claro se presentó durante 2012 y 2013 cuando la participación de las AFP
colombianas en Pacific Rubiales pasó de 12.8% al 4.7%, ante la negativa por parte de esta
de incorporar a un representante de las AFP como miembro independiente de la Junta
24
Directiva. Para esta labor, las AFP postularon a Santiago Montenegro, Presidente de
Asofondos.
Las AFP realizaron la primera solicitud la en mayo de 2012, sin que esta llegara a buen
término, luego, en mayo de 2013 realizaron una nueva solicitud y ante la nueva negativa de
la petrolera, las AFP comenzaron el desmonte gradual de su posición (Gráfico 41). De
acuerdo con Pacific Rubiales, en ninguna de las ocasiones Asofondos realizó el trámite
requerido por las autoridades canadienses. Adicionalmente, Rubiales le comunicó a las AFP
que esto le generaría restricciones similares a las que tienen los insiders para la compra y
venta de acciones, entre las que se encuentran periodos de blackout (imposibilidad de
comprar o vender) previos a las reuniones trimestrales (15 días) y anuales (30 días).
Gráfico 41. Participación AFPs locales
14.0%
12.0%
11.8%
12.8% 12.7%
12.4%
11.5%
10.0%
8.3%
8.0%
6.0%
4.7%
4.0%
2.4%
2.0%
2.0%
1.4%
0.7%
0.3%
0.0%
jun-12
oct-12
feb-13
jun-13
oct-13
feb-14
jun-14
oct-14
feb-15
Fuente: Pacific Rubiales; Cálculos: Corficolombiana
LO QUE SE PUEDE MEJORAR: Aún hay camino por recorrer
1. ¿Los miembros “no independientes” deberían ser también los principales
ejecutivos de Pacific Rubiales?
Las Juntas Directivas tienen un papel fundamental en cualquier compañía al ser el “director
de orquesta”, es decir, el órgano designado por los accionistas para dirigir la compañía en
función de sus intereses, además de servir como órgano consultor de los ejecutivos de la
compañía. Sin embargo, si la Junta Directiva debe ser la encargada de velar por los
intereses de diversos grupos y principalmente de los accionistas, y con ello ser una especie
de vigilante de las actuaciones de la alta gerencia, no parece apropiado que 4 de los 12
miembros de la Junta sean igualmente altos ejecutivos de Pacific y más aún que ocupen los
puestos más relevantes al interior de la organización. Esta situación puede generar
conflictos de interés al interior de la Junta y entorpecer el cumplimiento de los objetivos de la
misma.
2. La mayoría de los miembros independientes tuvieron vínculos laborales con los
“no independientes” en otras compañías
Otro punto de buen gobierno corporativo está relacionado con el hecho de tener una
mayoría de directivos independientes en la Junta (en el mejor de los casos, tres cuartas
partes o más). En un nivel más exigente se buscaría que el Presidente de dicha Junta sea
también independiente, buscando que las directrices de la compañía estén libres de un
posible conflicto de intereses.
Sin embargo, en el caso de Pacific Rubiales, una buena parte de los miembros
independientes tienen o han tenido relación con algún miembro “no independiente” en otras
compañías, con lo cual, la presencia de estos vínculos le puede restar independencia a la
Junta Directiva, a pesar que de acuerdo a la ley canadiense el 58% de sus miembros
pueden tener la denominación de independientes:
25
José Arata fue Cofundador, director y
Executive VP entre
2006 y 2009
Neil Woodyer fue un
Director de Coalcorp
entre 2005 y 2008
Miguel de la Campa
fue Co-fundador,
director y Presidente
entre 2006 y 2008
José Arata fue Director , y
Executive VPde Exploración
entre 2004 y 2009
Miguel de la Campa fue un
Director entre 2004 y 2010
Augusto López fue un
director entre 2006 y
2008
Serafino Iacono fue
Co-fundador, director
y CEO entre 2005 y
2008
Miguel Rodríguez fue
un director entre 2007
y 2009
Coalcorp
José Arata
actualmente es un
Director
Medoro
Serafino Iacono fue un
Director entre 2004 y 2010
Peterl Volk es
Consejero General
Ronald Pantin
actualmente es un
Director
Neil Woodyer fue un Director
entre 2004 y 2008
Ronald Pantin
actualmente es un
Director
Augusto López fue un
director entre 2009 y 2011
José Arata actualmente
es Director
Miguel Rodríguez
actualmente es un
Director
Serafino Iacono
actualmente es un
Director
Pacific
Coal
Miguel de la
Campa
actualmente es un
Director
Miguel de la Campa
actualmente es CoChairman de la Junta
Serafino Iacono
actualmente es CoChairman de la Junta
CGX
Hernán Martínez
actualmente es
Executive
Chairman
Augusto López es
actualmente Director
Ronald Pantin fue director en
2011
Hernán Martínez es
Gran
Colombia
Gold
Nota: Los colores en verde corresponden a los miembros “No Independientes” y los de color azul a los “Independientes”
De hecho, si citáramos la ley 962 de 2005 del Mercado Público de Valores, la mayoría de los
miembros no pueden ser considerados independientes; sin embargo, al ser una compañía
canadiense, Pacific no está obligada a cumplir con esa norma. Por este hecho,
consideramos que el acatamiento de elementos de gobierno corporativo local sería muy bien
visto por el mercado, como por ejemplo el diligenciamiento y publicación de cuestionarios
como el “Código País”, el cual es realizado voluntariamente por los principales emisores del
país.
Vale la pena aclarar que los datos anteriormente citados fueron obtenidos de la información
suministrada por la Compañía en el prospecto de la emisión de deuda realizada en
septiembre de 2014. Con base en esta información, exceptuando a Víctor Rivera y Francisco
Solé, los demás miembros independientes de la Junta Directiva han ocupado alguna
posición (ya sea gerencial o directiva) en compañías donde también han participado
miembros no independientes de Pacific Rubiales.
3. Transacciones con partes relacionadas
Pacific realiza transacciones con partes relacionadas, dado que varios de los servicios
complementarios son ofrecidos por compañías donde comparten asientos algunos de los
miembros de Junta Directiva. Cabe aclarar que la compañía ha advertido que dichas
26
Dennis Mills actualmente
es Director
Augusto López es
Petroamérica
transacciones se realizan en condiciones similares a las de mercado o incluso en ciertos
casos, en condiciones más favorables. Estos son los principales costos en los que
anualmente incurre la compañía con relacionadas:
José
Arata
Blue
Pacific
Miguel
de la
Campa
Serafino
Iacono
Transmeta
Germán
Efromovich
Petroleum
Aviation
Services
Helicol Air
Transmeta
Transporte Aéreo
Contrato
de
arrendamiento de las
oficinas que cubren un
total de 12,260 m2 por
un valor mensual de
USD 305.1 mil (anual
de USD 3.6 millones).
El contrato expira en
2020, el cual se ajusta
a una variación anual
del IPC + 3%
Servicios de transporte
de pasajeros sin un
contrato fijo. En 2011
Pacific pagó USD 0.5
millones en 2012, USD
0.1 millones en 2013 y
en los primeros meses
del 2014 la suma de
USD 0.1 millones.
Transmeta
Petroleum Aviation
Helicol Air
Provee servicios de
transporte de crudo.
La compañía realizó
pagos por USD 47.1
millones en 2011,
USD 40.7 millones en
2012,
USD
34
millones en 2013 y
USD 4.7 millones en
los primeros seis
meses de 2014.
Acuerdos de transporte
aeronáutico. Los pagos
fueron por USD 9.5
millones 2011, USD
14.3 millones en 2012,
USD 14.3 millones en
2013 y USD 0 los
primeros seis meses
del 2014.
Acuerdo de transporte
de pasajeros. Los
pagos fueron USD 1.3
millones en 2011, USD
2.5 millones en 2012,
USD 0.6 millones en
2013 y USD 6 millones
en los primeros seis
meses
del
2014
respectivamente.
Nota: de acuerdo a información publicada por Bloomberg, Miguel de la Campa y Serafino Iacono poseen una participación en Pacific Rubiales del 0.03% y 0.01%, respectivamente
4. Los altos salarios de los ejecutivos no son bien vistos por el mercado
En la administración moderna está bien visto compensar a los gerentes de las compañías
por medio de bonificaciones que estén atadas al desempeño de algún parámetro que pueda
evaluar su trabajo, como puede ser el caso del precio de la acción de la compañía. Si bien
ésto ha resultado ser un mecanismo eficaz para alinear los intereses de la gerencia con los
de los accionistas, también puede generar incentivos negativos como la búsqueda de
resultados cortoplacistas que no le generan valor a la compañía en el largo plazo.
En el caso de Pacific Rubiales, las compensaciones por concepto de bonos y opciones
sobre acciones han sido una parte fundamental en la remuneración de sus 4 ejecutivos más
importantes (De la Campa, Iacono, Pantin y Arata) hasta llegar al punto de que los cuatro
han estado en la prestigiosa lista de los 100 CEOs mejor remunerados de todo Canadá de
2008 a 2013, de acuerdo al Canadian Centre for Policy Alternatives, que anualmente realiza
un informe sobre este aspecto. Aunque la elevada remuneración a los ejecutivos es común
en las empresas del sector petrolero, es importante aclarar que dentro de esta lista no es
común ver a tantos miembros de una misma compañía (Tabla 14 a 17). Hasta 2013, la
elevada remuneración de los altos ejecutivos estuvo en línea con los buenos resultados de
la compañía, lo que haya pasado con esta variable en 2014, año de malos resultados para
Pacific, va a ser especialmente tenido en cuenta por el mercado.
Tabla 17. Salario Anual Serafino Iacono (Valores en dólares canadienses)
Año
Salario Base
Bonos*
Total
Puesto Ranking**
128,843
11,294,791
10
0
2009
525,500
367,850
0
2,508,000
144,458
3,545,808
84
2010
580,200
596,777
0
9,813,507
147,521
11,138,005
16
2011
711,900
508,500
0
3,245,819
209,644
4,675,863
74
2012
816,313
1,249,500
0
2,707,580
161,685
4,935,078
72
2013
995,118
1,595,405
5,212,862
117,169
7,920,554
45
Total
2,339,037
1,473,127
26,110,337
630,466
30,654,467
**Dicho número representa el puesto que ocuparon dentro de los 100 CEOs mejor pagados
101,500
10,543,011
Otros
521,437
*Bonos corresponden a bonificaciones
101,500
Opciones
2008
Fuente: Canadian Centre for Policy Alternatives
27
Acciones
Tabla 18. Salario Anual Miguel de la Campa (Valores en dólares canadienses)
Año
Salario Base
Bonos*
Acciones
Opciones
Otros
Total
Puesto Ranking**
2008
521,437
0
101,500
10,543,011
128,027
11,293,975
11
2009
525,500
367,850
0
2,508,000
154,964
3,556,314
81
2010
580,200
596,777
0
9,813,507
173,185
11,163,669
14
2011
711,900
508,500
0
3,245,819
209,502
4,675,721
75
2012
816,313
1,249,500
0
2,707,580
161,685
4,935,078
72
2013
995,118
1,595,405
0
5,212,862
151,413
7,954,798
43
Total
2,339,037
1,473,127
101,500
26,110,337
665,678
30,689,679
Tabla 19. Salario Anual Ronald Pantin (Valores en dólares
canadienses)
Año
Salario Base
Bonos*
Opciones
Otros
Total
Puesto Ranking**
2008
495,317
101,500
4,795,027
85,504
5,477,348
55
2009
525,500
367,850
2,508,000
124,514
3,525,864
85
2010
580,200
596,777
9,813,507
133,947
11,124,431
17
2011
711,899
508,500
3,245,819
209,502
4,675,720
76
2012
816,313
1,249,500
2,707,580
161,685
4,935,078
72
2013
995,118
1,595,405
5,212,862
110,594
7,913,979
46
Total
2,312,916
1,574,627
20,362,353
553,467
24,803,363
Tabla 20. Salario Anual José Francisco Arata (Valores en dólares
canadienses)
Año
Salario Base
Bonos*
Opciones
Otros
Total
2008
Puesto Ranking**
0
2009
525,500
367,850
2,508,000
148,055
3,549,405
83
2010
580,200
596,777
9,813,507
163,263
11,153,747
15
2011
672,495
508,500
3,245,819
198,518
4,625,332
78
2012
769,300
1,249,500
2,707,580
150,951
4,877,331
75
2013
946,288
1,595,405
5,212,862
131,296
7,885,851
47
Total
1,778,195
1,473,127
15,567,326
509,836
19,328,484
Como se pudo observar en las tablas anteriores, la parte más importante de la remuneración
de estos ejecutivos ha sido la compensación basada en opciones. Aunque esta es una
práctica que consideramos favorable dentro de la adminsitración modena, su uso en exceso
puede no ser bien visto por el mercado y al mismo tiempo puede llegar a generar un caso de
dilución accionaria importante como ocurre en Pacific Rubiales (Gráfica 42 y 43):
Gráfico 42. Acciones totales y diluciones
318
7.55
Millones de acciones
320
7
5.95
310
313
292
300
6
5
290
4
280
3
270
268
3.48
3.41
2.65
2
260
1
250
0
2010
2011
Opciones ejecutadas
28
8
323
2012
2013
2014
Acciones en circulación
3.0%
Millones de acciones
330
Gráfico 43. Porcentaje de opciones ejercidas sobre monto en circulación
2.5%
2.8%
2.0%
1.8%
1.5%
1.0%
1.2%
1.1%
0.8%
0.5%
0.0%
2010
2011
2012
2013
2014
Tabla 21. Glosario
Término
Definición
EBITDA
Ganancias antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización (Earnings Before Interest, Taxes,
Depreciation and Amortization)
Apalancamiento Financiero
Grado en el cual la compañía usa sus activos de renta fija. En este caso es la medida de sensibilidad de
cambios en el EPS a cambios en el EBIT como resultado de cambio en la deuda
Cobertura de Intereses
Deuda/EBITDA
EBITDA / Gastos Financieros
(Porción Corriente Deuda + Porción Corriente Leasing +
Deuda Largo Plazo + Leasing Largo Plazo) / EBITDA
Muestra que tanto los inversionistas están dispuestos a pagar en el mercado por una unidad de
ganancias. Si es forward se utilizan las ganancias estimadas en los siguientes 12 meses
EV/EBITDA
EV/Reservas (2P)
EBIT / (EBIT-Gastos Financieros)
Determina que tan fácil una compañía puede pagar intereses de su deuda vigente
Mide el grado de sostenibilidad de endeudamiento de una compañía
P/E Ratio
Valor de Mercado por acción / Ganancias por acción
Enterprise Value to EBITDA
(Market Cap + Deuda Financiera - Caja e Inversiones +
Int. Minoritario) / EBITDA
Enterprise Value to Reserves 2P
(Market Cap + Deuda Financiera - Caja e Inversiones +
Int. Minoritario) / Reservas 2P de la compañía
ROA
Return on Assets
Utilidad Neta / Valor en Libros promedio Activos
ROE
Return on Equity
Utilidad Neta / Valor en Libros promedio Patrimonio
ROIC
Return on Invested Capital
EBIT*(1-t) / (Capital Invertido – Caja)
Farm-in
Adquisición de participación en proyectos petroleros
Farm-out
Venta de participación en proyectos petoleros
Covenant
Promesa con respecto a acuerdos de deuda sobre ciertas actividades que no deben llevarse a cabo.
Algunas son medidas por medio de indicadores financieros
Capex
Capital Expenditures
Tabla 22. Abreviaciones
Abreviación
Definición
bpe/d
Barriles de petróleo equivalente por día
kbpe/d
Miles de barriles de petróleo equivalente por día
mmbpe/d
bl
EBITDA
Millones de barriles de petróleo equivalente por día
Barril de petróleo
Ganancias antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización (Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation and Amortization)
WTI
West Texas Intermidiate - crudo con calidad similar a la producida en los campos occidentales del Estado de Texas
Brent
Petróleo de alta caldiad (baja viscosidad) que se extrae del yacimiento británico de Brent, y cuyo precio se toma en Europa como referencia para el
precio de los crudos
Netback
Valor neto entre los costos operativos de llevar el petróleo o gas al mercado y el precio de venta de dicho combustible
PRE
Pacific Rubiales Energy
O&G
Oil and Gas
bpe
Barril de petróleo equivalente
CAGR
F&D Costs
USD
29
Cálculo
Tasa Anual de Crecimiento Compuesto (Compound Annual Growth Rate)
Costos de encontrar y desarrollar reservas
Dólares estadounidenses
USD m
Miles de dólares estadounidenses
USD mm
Millones de dólares estadounidenses
USD bn
Miles de millones de dólares estadounidenses
USD/bl
Dólares estadounidenses por barril
Nota importante
El presente informe fue elaborado por el área de investigaciones económicas de Corficolombiana S.A. con la colaboración del área
de análisis y estrategia de Casa de Bolsa S.A. Comisionista de Bolsa.
La información contenida en el presente documento es informativa e ilustrativa Corficolombiana S.A. y Casa de Bolsa S.A.
Comisionista de Bolsa no extienden ninguna garantía explícita o implícita con respecto a la exactitud, confiabilidad, veracidad,
integridad de la información obtenida de fuentes públicas, no incluye ni se fundamenta en información privilegiada o confidencial. Las
estimaciones y cálculos son meramente indicativos y están basados en asunciones, o en condiciones del mercado, que pueden
variar sin aviso previo.
La información contenida en el presente documento fue preparada sin considerar los objetivos de los inversionistas, su situación
financiera o necesidades individuales, por consiguiente, ninguna parte de la información contenida en el presente documento puede
ser considerada como una asesoría. En caso que la presente información sea utilizada para adoptar decisiones por los destinatarios
de este documento, se entenderá que las mismas serán adoptadas con base en criterios y análisis propios de los destinatarios, y en
ningún momento constituye ni constituirá, responsabilidad alguna para los funcionarios, empleados, representantes, accionistas,
asesores, directivos y en general personas vinculadas a Corficolombiana S.A. y Casa de Bolsa S.A. Comisionistas de Bolsa.
Información de Interés.
Corficolombiana S.A. y Casa de Bolsa S.A. Comisionista de Bolsa pueden tener o han tenido una participación accionaria en la
sociedad objeto de este documento, sus funcionarios participan o han participado en su Junta Directiva, le prestan o han prestado
diverso tipo de asesoría y/o consultoría a la sociedad sobre la que está efectuando el análisis presentado en este informe, en
consecuencia el posible conflicto de interés que podría presentarse se administrará conforme las disposiciones contenidas en el
Código de Ética aplicable para cada entidad. Las acciones de Corficolombiana S.A. se encuentran inscritas en el RNVE y cotizan en
la Bolsa de Valores de Colombia por lo tanto la sociedad a la que se hace referencia en este informe haya sido, es o podría ser
accionista de la Corporación. De igual manera es posible que la sociedad haya sido, es o posiblemente será cliente de
Corficolombiana S.A. o alguna de sus filiales.
30

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