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PACIFIC RUBIALES

ANALISIS BANCOLOMBIA: ACCIONES: Reinicio de Cobertura Colombia: Petróleo y Gas I Diciembre 16, 2013

1

NO APTO PARA CARDIACOS

Reiniciamos cobertura de Pacific Rubiales (PREC) con recomendación de COMPRA y precio objetivo

de COP53.000/acción (CAD28,19) –COP1.900/US$1 para YE2014, basado en FCD para sus

reservas desarrolladas P1 y un estimado de VAN (Valor del Activo Neto) de sus reservas 2P. Con un

VAN estimado total de USD$9bn que consolida a Petrominerales (PMG) con sus activos de

producción en Colombia a partir de 2014, consideramos un enfoque conservador que no incluye

adiciones en recuperación por STAR ni reconoce valor a los activos de infraestructura. Vemos en

PREC una empresa con sólidos fundamentales no reconocidos por el mercado, lo que genera

mayores volatilidades en la acción, haciendo que nuestra recomendación sea particularmente para

inversionistas profesionales alta tolerancia al riesgo.

En camino a la eficiencia

PREC adelanta una estrategia de optimización de costos que empezó a materializarse con una

reducción en costos de diluyentes; que es sólo el comienzo de lo que viene, desde el transporte hasta

el suministro de electricidad en sus principales campos, que esperamos ver materializada en 2014.

¿Buen año o mal año?

Aunque ha sido un buen año en términos de consolidación de la estrategia de crecimiento (Perú, PMD

y CZE), con un impacto importante sobre las finanzas con una generación de EBITDA estimado para

2013 de USD2,6bn, PREC se ha visto afectada negativamente y el mercado no ha reaccionado bien

ante éstas noticias. ¿Está hablando él mercado? A pesar de los innegables fundamentales, el

mercado sigue escéptico, con lo que creemos es su fijación por riesgos adicionales a los inherentes a

la industria, sobre todo en relación con transacciones entre terceros y falta de confianza en el

gobierno corporativo de la empresa.

Consolidación de Petrominerales (PMG). ¿Más en camino?

A la luz de la sustitución de la producción de campo Rubiales, que se ha convertido en una

preocupación para inversionistas, podríamos esperar más adquisiciones; sin embargo, descartamos

alguna pronto ya que consideramos que en estos momentos tienen mucho entre manos con la

consolidación de PMG y la escisión de sus activos de midstream.

Músculo financiero

Con bajo apalancamiento, y cobertura suficiente de intereses y de servicio de deuda que permiten

una razón de deuda total a EBITDA de 0,9x (3T13), que podría llegar a 1,15x con la reciente emisión

de deuda por USD1.3bn para la adquisición de PMG, PREC luce muy saludable en términos

financieros. Podríamos esperar que el FCL (Flujo de Caja Libre) se vea presionado con fuertes

inversiones de Capex que estimamos sobre los USD$2,4bn de aquí a 2016, lo que podría tener

efectos sobre su ratio Deuda/EBITDA, pero a pesar de esto se mantiene por debajo de los

indicadores de sus pares. Además, prevemos que la escisión de los activos de infraestructura podría

aportar efectivo adicional al balance para apalancar este crecimiento.

COMPRA

ESPECULATIVA

Resumen

Precio Objetivo (COP)

53.000

Precio de cierre (COP) Diciembre 13 de 2013

33.560

Potencial de valorización 58% Rango 52 semanas (COP) 32.000 –45.680

Capitalización bursátil (COPmn) 10.890.3982

Acciones en circulación (mn) 324,51

Flotante (sin AFPs) (mn) 312,43

Volumen promedio diario 12 meses (COPmn)

559.470

Precio objetivo 12 meses (COP) 53.000

Retorno esperado 2014 57,93%

Retorno del dividendo (Yield) 3,80%

Retorno Total 61,73%

Bloomberg: PREC CB

PREC vs. COLCAP (Dic,2012=100)

Fuente: Bancolombia, Bloomberg.

Múltiplos y Financieros 2012 2013E 2014E 2015E 2016E

PVL 1,73 1,49 1,34 1,39 1,48

EV/EBITDA 3,91 3,23 3,43 3,70 4,50

P/E 13,00 16,23 25,08 14,71 18,97

Retorno del dividendo 1,9% 3,1% 3,3% 3,1% 3,0%

Ingresos (USD k) 3.884.762 4.557.184 5.047.607 5.584.409 5.321.666

EBITDA (USD k) 2.018.395 2.594.786 3.005.896 3.145.867 2.818.779

Utilidad neta (USD k) 527.729 384.970 274.151 514.177 438.481

Fuente: Bancolombia. Ver el apéndice para la certificación del analista e información adicional sobre el estatus de analistas no residentes

75

85

95

105

115

dic-12 mar-13 jun-13 ago-13 nov-13

PREC COLCAP

Analistas

Nombre: Natalia Agudelo Parra Teléfono: (574) 604 6498 Email: [email protected]

Nombre: Diego Alexander Buitrago Teléfono: (571) 746 3984 Email: [email protected]

Nombre: Federico Pérez Garcia Teléfono: (574) 604 8172 Email: [email protected]

mailto:[email protected]


Pacific Rubiales I Petróleo y Gas

Diciembre 16 de 2013

2

Márgenes (%) 2012 2013E 2014E 2015E 2016E

Margen operativo 27% 24% 24% 22% 18%

Margen EBITDA 52% 57% 60% 56% 53%

Margen neto 14% 8% 5% 9% 8%

Balance General (USD k)

2012 2013E 2014E 2015E 2016E

Efectivo y equivalentes 264.713 320.060 840.983 124.683 122.441

Activos corrientes 1.237.500 1.325.456 2.073.514 1.299.950 1.284.861

Activos fijos netos 5.849.512 6.897.528 9.610.839 10.221.082 10.647.410

Total activos 7.087.012 8.222.984 11.692.653 11.521.033 11.932.271

Total deuda 1.290.382 2.440.765 4.289.086 4.200.820 4.491.929

Total pasivos 3.113.414 3.876.375 6.392.752 5.942.427 6.162.430

Patrimonio 3.973.598 4.188.908 5.142.200 5.420.905 5.612.140

Interés minoritario 0 157.701 157.701 157.701 157.701

Total pasivo y patrimonio 7.087.012 8.222.984 11.692.653 11.521.033 11.932.271

Indicadores Financieros 2012

2013E 2014E 2015E 2016E

Deuda neta 1.025.669 2.120.705 3.448.103 4.076.137 4.369.488

Deuda neta / EBITDA 0,51 0,82 1,15 1,30 1,55

EBITDA / Gastos financieros 22,11 17,26 14,92 13,48 11,26

ROE (%)* 13% 9% 5% 9% 8%

ROA (%)* 7% 5% 2% 4% 4%

*Calculado sobre los periodos de activos y patrimonio, y no con el promedio de los últimos años de activos y

patrimonio. Fuente: Bancolombia, Pacific Rubiales.

Volatilidad vs. Capitalización bursátil

Esta gráfica tiene la intención de mostrar la volatilidad, con base en la desviación estándar

de los retornos diarios, en un intento de ilustrar a los inversionistas sobre los riesgos

asociados a cada tipo de acción, con recomendación de cautela para aquellos que

presentan mayor volatilidad, como es el caso de PREC.

Descripción de la compañía

Pacific Rubiales es una compañía canadiense

independiente de exploración y producción de crudo

pesado y gas natural. Cuenta con un amplio y

diversificado portafolio con más de 60 bloques de

exploración en Colombia, Brasil, Perú, Guyana,

Guatemala y Nueva Guinea. Actualmente, produce

310kbped brutos, y tiene reservas netas de

516,9mmbpe. Se centra en una estrategia de

aumento de producción y adquisición. La compañía

cotiza en las bolsas de Toronto (PRE), Brasil

(PREB) y Colombia (PREC).

Junta directiva

Serafino Iacono Dependiente

Miguel de la Campana Dependiente

Ronald Pantin Dependiente

Jose Francisco Arata Dependiente

Miguel Rodriguez Independiente

German Efromovich Independiente

Augusto Lopez

Hernan Martinez

Dennis Mills

Victor Rivera

Francisco Solé

Neil Woodyer

Independiente

Independiente

Independiente

Independiente

Independiente

Independiente

Equipo de gerencia

Ronald Pantin Presidente

José Francisco Arata Presidente

Carlos Perez VP Financiero

Eduardo Lima VP Desarrollo

Luis Andres Rojas VP Producción

Marino Ostos VP Nuevos Negocios

Jairo Lugo VP Exploración

Daniel Loureiro VP Geosciencias

William Mauco VP Comercialización

Christopher Legallai VP Relación con Inversionistas

Peter Volk Consejero General

Luis Pacheco VP Planeación

Fuente: Bancolombia – Ver Apéndice A para mayor información.

0%

1%

2%

3%

4%

- 2 4 6 8 10 12 14 16

Desvia

ció

n e

sta

ndar

Capitalización bursátil (COPbn)

Cemargos Pfcemargos CLH Canacol Isagen

Pacific Nutresa Celsia Conconcreto Avianca



3

En resumidas cuentas

Pacific Rubiales entró al mercado colombiano siendo la primera empresa extranjera en

cotizar en la BVC, en 2008, y difícilmente ha pasado una semana sin que haya estado en

las noticias, algo que, como ocurre con las empresas que cotizan en el mercado de

valores, genera alta volatilidad. Por otra parte, a pesar de los buenos catalizadores vistos

durante el año –fuerte producción, rentabilidad, certificación del piloto STAR, resultados

financieros sólidos y licencias ambientales– parece que el mercado no reacciona.

Los inversores experimentados son plenamente conscientes de la polémica que rodea a la

empresa. Los no experimentados, sin embargo, deben ser conscientes de que el mercado

ha sido lento en reconocer el valor fundamental de la compañía y ha mostrado volatilidad,

por lo tanto, esta acción no tiene el perfil de riesgo-beneficio que algunos buscan.

¿Por qué una empresa que cuenta con la IFC como accionista de una filial y cuyo

gobierno corporativo se destaca en el informe DJSI se ve cuestionada periódicamente

sobre el mismo tema? La raíz de esto es su propia complejidad, dadas sus numerosas

filiales, por el hecho de haber crecido y diversificado a gran velocidad, las operaciones

entre vinculadas no sientan bien a todos los inversionistas, quienes además cuestionan el

que los directores vendan acciones que contradice su discurso con respecto a el potencial

que ven en la compañía.

Muchas de estas empresas tienen operaciones relacionadas con el negocio del petróleo,

sin embargo, otras como Pacific Coal, no. Como se trata de inversiones de capital privado

no están obligadas a presentar información al mercado, lo que da una sensación de baja

visibilidad, incitando críticas sobre todo porque los socios de estas inversiones son los

directivos y miembros de la junta de la compañía.

Por otro lado, con una fuerza fundamental innegable y un balance con mucho músculo,

vemos mucho espacio para el crecimiento, combinado con una empresa dinámica en

constante búsqueda de una mayor incorporación de valor. Tal vez el mercado tenga que

ver para creer, por lo que se espera que 2014 sea el año en el que todas las buenas

noticias de 2013 finalmente se materialicen. Un flujo constante de noticias que debería

venir de: (1) la exploración agresiva en CPE6, que ojalá se traduzca en producción pronto;

(2) la materialización de la totalidad de su iniciativa de reducción de costos, con el OBC en

funcionamiento, PEL suministrando energía y la consolidación de PMG que le da a la

compañía más que suficientes diluyentes; (3) y la optimización de sus activos a través de

la escisión de oleoductos y la línea de transmisión con el fin que el mercado reconozca su

valor justo.

Pero al final, la confianza en la capacidad de la gerencia para seguir cumpliendo sin

campo Rubiales tomará tiempo, y se logrará gracias a la consolidación de la producción

de los diferentes campos, la sustitución de reserva y el éxito de la tecnología utilizada.

Como lo mencionamos antes, algunas facetas de la empresa no son del agrado de todos

los inversionistas y las críticas pueden opacar aspectos positivos a nivel operativo. Esto no

es nuevo para inversionistas familiarizados con la empresa, los nuevos, sin embargo,

deben ser conscientes de que esto conduce a una mayor volatilidad de lo que podría

normalmente encontrarse.



4

Valoración

Nuestro precio objetivo a 12 meses de CAD28,19 (COP53.000) se basa en un FCD (Flujo

de Caja descontado) para las reservas P1 desarrolladas de PREC y un VAN estimado de

sus reservas P2 no desarrolladas y recursos estimados incluyendo factor de riesgo.

Nuestro modelo consolida Petrominerales (PMG) con sus activos de producción en

Colombia a partir de 2014 a la vez que consolida sus reservas netas 2P certificadas a

diciembre de 2012. Nuestra valoración no incluye el aumento de las reservas por la

aplicación de la tecnología STAR en Quifa SO que, según la compañía, comenzará a

desarrollarse en 2014 y que podría duplicar las reservas (reservas certificadas por

73,1mmbbl en Quifa SO a diciembre 2012).

Creemos en un enfoque conservador como una forma de resaltar cómo el precio del

mercado ni siquiera refleja la base de reserva de la compañía ni su potencial. Valoramos

los recursos certificados de la compañía a USD$1,68/bbl para los 168,2 mmbpe estimados

por un evaluador independiente en abril de 2012, y destacamos que la compañía cuenta

con un ratio histórico de éxito en la perforación exploratoria superior al 60%. Creemos que

en el corto plazo, el VAN de la compañía podría aumentar significativamente gracias a un

mayor desarrollo de sus reservas, principalmente Quifa, La Creciente, Guama y CPE6.

Valoramos las reservas desarrolladas a USD$29,06/bbl y las no desarrolladas a

USD$14,15/bbl tomando esto como múltiplo de salida para las reservas no contabilizadas

en nuestro modelo de flujo de efectivo después de 2017.

Asumimos un costo del capital (real) de 13,86%, que comprende: tasa libre de riesgo de

6%, prima de riesgo de 5,4% y beta de un año de 1.85, con un costo asumido de la deuda

del 6% (antes de impuestos).

Nuestro modelo incluye eficiencias operativas a alcanzarse a fines de 2014 (USD$8 de

reducción por barril en función de costos totales) mediante transporte, electricidad y

dilución. Esperamos que estas eficiencias continúen en nuestro horizonte de valoración,

teniendo en cuenta el aumento en los costos de manejo del agua dada la naturaleza de los

campos. Utilizamos un estimado del precio Brent de USD$99,8 para 2014, y USD$97 a

largo plazo con base en evaluaciones de la EIA (Agencia Internacional de Energía).

Tabla 1 – Valoración FCL y ex NAV Tabla 2 – Flujo de caja estimado por barril

Múltiplo

Volumen

(mboe) Valor

Reservas P1 Desarrolladas 29,06 221,39 6.433.504

Reservas 2P No Desarrolladas 14,15 288,38 4.080.071

Recursos 1,68 168,20 282.685

Valor Operativo 10.796.260

Deuda Neta (1.762.137)

Patrimonio 9.034.123

Acciones en Circulación 323.403

Precio Objetivo (USD) 27,93

Precio Objetivo (CAD) 28,22

Precio Objetivo (COP) 53.076

Jun-14 Jun-15 Jun-16

Reservas (mboe) 395,64 329,85 288,38

Producción (mboe) 69.843 76.959 74.592

Precio Promedio 88,01 87,71 87,10

Regalías

EBITDA por bbl 43,04 40,88 37,79

Depreciación por bbl (25,57) (25,10) (25,13)

Impuestos -45% -45% -45%

Flujo de caja por bbl 50,90 47,98 43,48

Fuente: Bancolombia. Fuente: Bancolombia



5

Figura 1 – Producción Vs. Netback

Fuente: Reportes de la compañía, Bancolombia.

Múltiplos

Históricamente, PRE ha operado por debajo de sus pares en términos de su base de

reservas. Desde que empezó a operar en 2009, la compañía ha más que duplicado su

base de reservas, en momentos en que sus finanzas se han fortalecido significativamente

con un EBITDA que ha crecido más de 6 veces; sin embargo, no podemos decir lo mismo

en cuanto a su valor en el mercado. Desde 2012, la compañía ha combinado su estrategia

de crecimiento a través de adquisiciones que le han permitido aumentar sus reservas más

rápido, pero el mercado no ha reconocido plenamente las sinergias que estas

adquisiciones le han dado a la empresa, debilitando sus múltiplos, dadas las impresiones

del mercado frente a su gobierno corporativo.

A pesar de que esta sólida base en reservas no se ha reflejado en el precio de mercado,

creemos que este es el mejor indicador del valor para este tipo de compañías, lo que nos

lleva a destacar el potencial de aumentar su valor sólo con base en la valoración actual de

sus reservas certificadas, esto sin incluir noticias relevantes positivas a corto plazo.

Tabla 3 – Múltiplos

Compañía Capitalización

Bursátil US$mn P/E

(12m) EV/EBITDA

EV / Reservas 2P

Rent. Divid %

Canacol 552,14 n.a. 11,06 18,87 0,0% Petrominerales 1.044,15 11,9 3,02 46,19 4,1% Ecopetrol* 87.989,74 11,2 5,79 45,99 7,2% Gran Tierra Energy 2.031,92 12,9 7,22 25,96 0,0% Pacific Rubiales 5.980,63 15,3 3,18 13,34 3,4%

*EV/P1 reserves

Fuente: Reportes de la compañía, Bloomberg, Bancolombia.

-

10

20

30

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50

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70

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40,000

60,000

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100,000

120,000

140,000

160,000

180,000

200,000

2010 2011 2012 2013E 2014E 2015E 2016E

Rubiales Quifa CPE-6 La Creciente

Other Minor Z-1 Peru PMG Combined Netback



6

Figura 2 – EV/ Reservas 2P Histórico Figura 3 – EV/ Producción Histórico (USD/kboed)

Fuente: Bancolombia, Bloomberg. Fuente: Bancolombia, Bloomberg.

Figura 4 – P/E Histórico Figura 5 – EV/EBITDA Histórico


0.00

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

35.00

04/01/2010 04/01/2011 04/01/2012 04/01/2013

EV/2P Reserves (USD/bbld) Promedio

-

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

140,000

160,000

04/01/2010 04/01/2011 04/01/2012 04/01/2013

EV/Production (USD/bbld) Promedio

0.00

10.00

20.00

30.00

40.00

50.00

60.00

70.00

80.00

90.00

01/07/2010 01/04/2011 01/01/2012 01/10/2012 01/07/2013

P/E Promedio

0.00

2.00

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6.00

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12.00

14.00

04/01/2010 04/01/2011 04/01/2012 04/01/2013

EV/EBITDA Promedio



7

El Mito del Boom Petrolero en Colombia

Hace unos años, todos teníamos nuestros ojos puestos en la industria petrolera

colombiana. Tenía el atractivo de ser un país con suficientes recursos, con el marco

regulatorio y la seguridad básica para atraer la inversión que podría impulsar al país a

convertirse en un productor de petróleo importante en Latam. Pero el camino no ha sido

fácil, sobre todo en términos de concesión de licencias y seguridad, y vemos cierto

descontento en la industria, especialmente con el Gobierno que después de nombrar a la

industria minera y energética como una de sus locomotoras de crecimiento, no ha tomado

las acciones necesarias para que ésta despegue.

Las empresas han hecho oficial su descontento con los tiempos de las licencias, que

supuestamente deberían tomar 5 meses pero demoran entre 18 y 24 meses, sobre todo

debido a la incapacidad de las agencias para manejar la cantidad de solicitudes

provenientes de una industria en crecimiento, y aunque hemos escuchado un tono mucho

más suave de las empresas con respecto a este tema, desde nuestro punto de vista

seguimos viendo una gran barrera para la industria en este frente.

El sentir de los inversionistas ha sido fuertemente afectado por la demora en la concesión

de licencias y el deterioro en la seguridad, que explican buena parte del comportamiento

del mercado en los últimos años, ajustándose al ritmo lento en la entrega de licencias que

son fundamentales para determinar la sustitución de reservas y los crecimientos en la

producción. Sin embargo, ahora vemos que a medida que la ANLA se pone al día en el

tema de permisos, se podría esperar un aumento en la eficiencia que debería traducirse

en mayor dinámica de la industria, y confianza por parte del mercado.

¿Quién es responsable por el futuro del sector petrolero?

Hoy nos enfrentamos a cambios importantes en cuanto a las personas encargadas de

tomar las decisiones para la industria. Contamos con nuevo Ministro de Minas y Energía,

Ministro de Medio Ambiente, director de la ANLA (Autoridad de Licenciamiento Ambiental)

y director de la ANH (Agencia Nacional de Hidrocarburos).

Los nuevos nombramientos nos dejan una sensación agridulce y muchas dudas sobre el

mensaje del gobierno que se encuentra en su etapa final. Esto nos lleva a cuestionar si el

gobierno finalmente va a encender la locomotora minera en el corto tiempo que le queda

como mandatario, o la va a dejar estacionada.

Seguridad

De otro lado, el deterioro de la seguridad es evidente. El país que había vendido la

seguridad como ancla principal para atraer inversión minera ha experimentado un

retroceso, ya que la industria parece haberse convertido en objetivo militar, con un

aumento evidente de los ataques a la infraestructura petrolera. Por desgracia, hasta

octubre de 2013, las estadísticas mostraban 196 ataques, frente a 151 ataques en todo

2012, impactando negativamente la percepción de los inversionistas. Sin embargo, se

destacan los avances en las conversaciones de paz que, si concluyen positivamente,

podrían significar el fin del conflicto, donde una de las industrias más beneficiadas sería la

minero-energética.

Figura 6 – Ataques a oleoductos

Fuente: Ministerio de defensa

.

184

98

155

106

53

32 32 31

84

151

196

0

40

80

120

160

200



8

¿Después de la ola de compras viene la consolidación?

Pacific Rubiales ha utilizado las adquisiciones como una forma de potenciar su

crecimiento, buena o mala, creemos que el tiempo lo dirá. Sin embargo, y sin negar que la

mayoría hayan sido controversiales, la estrategia de crecimiento ha sido coherente con el

aumento de reservas y recursos. A pesar de la controversia, vemos una base de reservas

más fuerte que en buena parte compensa la salida de campo Rubiales en el 2016.

Figura 7 – Reservas

Fuente: Bancolombia.

¿Cómo ha consolidado PREC estas adquisiciones?

En el caso de PetroMagdalena, C&C Energía, Bloque Z-1 y Petrominerales, los resultados

se consolidan casi de inmediato en términos de reservas y producción. Sin embargo, ha

sido más evidente en el caso de PetroMagdalena y C&C Energía, que más allá de la

incorporación inmediata de producción y reservas que trae la adquisición en el primer día,

PREC ha demostrado su capacidad para operar y administrar los campos que adquiere

con un sorprendente aumento de producción (aumento de 90% en producción del campo

Cubiro en un año, 20% de aumento en Cachicamo en tres trimestres), lo que esperamos

que se traduzca en un aumento de las reservas de estos campos en el 2013.

Figura 8 – Aumento de producción en empresas adquiridas

Fuente: Bancolombia, Reportes de la compañía.

-

50.00

100.00

150.00

200.00

250.00

300.00

350.00

400.00

450.00

500.00

2013 2014 2015 2016

Rubiales Quifa CPE-6 La Creciente & Guama Otros Z-1 Peru PMG

-

50,000

100,000

150,000

200,000

2010 2011 2012 2013 E 2014 E 2015 E

PREC PMD C&C Z-1 Peru PMG



9

Al igual que con PMD y CZE, la compañía ha dado lineamientos según los cuales espera

que la producción de PMG esté por encima de 30.000bbld en el corto plazo, lo que implica

que estas nuevas adquisiciones, incluyendo Perú, podrían llegar a representar el ~15,4%

de la producción total bruta de la compañía en 2014.

Sin embargo, otros como Perú y Brasil, requerirán mayores esfuerzos, y una estrategia

diferente dado el potencial de recursos de estas dos adquisiciones. En el caso de Brasil la

compañía ha anunciado dos descubrimientos (Bilby-1 y Kangaroo-1) que deben conducir a

un desarrollo potencial que podría implicar nuevas reservas de más de 100mmbpe con

recursos contingentes certificados para Karoon y Kangaroo-1 de 135mmbbls. En el caso

de Perú, hemos visto que la mayor apuesta de la compañía en adición de reservas

proviene del desarrollo del bloque 138, que se esperaba que entrara para las reservas de

2013 y que no ha tenido a la fecha resultados de exploración concluyentes; sin embargo,

la compañía sigue positiva con este prospecto.

Y, por supuesto, hay otros que para el mercado y, francamente nosotros, no tienen una

visión clara: Papúa Nueva Guinea y CGX en Guyana. En el caso de Papúa, el mercado no

entiende la lógica, a menos que realmente se vea la inversión materializada en adición de

reservas o a través de una desinversión que la empresa ha planteado como una

posibilidad. Y en el caso de CGX en Guyana, esperamos que esta adquisición tenga un

poco más de sentido vista con un enfoque de exploración ecuatorial, tomada en conjunto

con los bloques adjudicados recientemente a la compañía en Brasil, en el Pará-Maranhão

y la cuenca de Foz del Amazonas, que podrían tardar más tiempo del que el mercado

soportaría.

Como lo dijimos, el tiempo podría ser el mejor aliado de la empresa con el fin de explicar

al mercado la lógica de las adquisiciones, respaldadas por el aumento de las reservas; sin

embargo, también hay sinergias por el lado de los costos, como el acceso a activos de

transporte y de petróleo liviano que se utilizan como diluyentes, que ya comenzaron a

mostrar resultados.

Pero la gran pregunta es: ¿Esta ola de adquisiciones podría estar deteniéndose? Por

ahora, creemos que la consolidación de su más reciente adquisición, Petrominerales,

podría concentrar gran parte de los esfuerzos de la compañía, por lo menos durante el

próximo semestre. Vemos una estructura financiera sólida, con un ratio de deuda

neta/EBITDA de 0,9x para 3T13 que llegará hasta 1,15x en 2014 de cuenta de la

adquisición de PMG. Esto podría cambiar a medida que la compañía avance en la

escisión de sus activos de infraestructura permitiéndole un mayor margen de maniobra

frente a la deuda, que podría implicar un cambio en la estrategia de adquisiciones.

PMG en profundidad

Recientemente, PREC anunció haber firmado un acuerdo con PMG para adquirir todas las

acciones en circulación por un total de CAD$1,6bn, incluyendo la deuda asumida de

CAD640mn para un múltiplo EV/reserva 2P de CAD43,19/acción, y un múltiplo ajustado

de CAD32.23/bbl de reserva, excluyendo el valor de los activos de infraestructura que

PREC ha estimado en CAD400mn.

¿Qué incluye? 18 bloques que cubren 1,6 millones de acres brutos/netos en Colombia,

cuatro bloques que cubren 8,2 millones brutos (5,2 millones netos) de acres en Perú; 5%

de participación en el Oleoducto Central S.A. (Ocensa), y 9,65% en el oleoducto

Bicentenario de Colombia (OBC). En 1S13, estos activos produjeron unos 22Mbbl/d brutos

(19Mbbl/d netos). Las reservas 2P reportadas al cierre de 2012 fueron de 41,3MMbbl

brutos (36,5MMbbl netos), aproximadamente 65% de las cuales son reservas probadas

totales.

Tabla 4 – ¿Qué agrega la transacción?

PREC PMG

PREC+

PMG

Blocks COL 56 15 71

Perú 5 4 9

Prod neta

(Junio 13) Total 129 19 148

2012 YE

reservas

(mmboe)

1P 336 24 360

2P 514 37 551

Fuente: Bancolombia, Pacific Rubiales



10

A primera vista, fue una adquisición costosa que podría haberse conseguido bajo mejores

términos con el tiempo, ya que PMG no tenía otra salida. Sin embargo, como lo dijimos

desde el principio, y con base en nuestro conocimiento de PMG, seguimos viendo valor en

la transacción ya que es coherente con la estrategia de PREC en términos de

diversificación del portafolio, producción, aumento de reservas y reducción de costos.

¿Costosa? No fue barata; pero sí se tiene en cuenta el potencial de exploración,

principalmente en Perú (Bloque 126), en el pie de monte llanero (Corcel, Guaitiquia,

Canaguaro y Bloque 25), y en los llanos en Rio Ariari, que no se refleja en el precio si se

mira la transacción en términos de reservas EV/2P (~CAD$32/bbl excluyendo activos de

oleoductos), la percepción puede cambiar. Asimismo, se destaca que PMG ha sido el

productor con mayor netback en Colombia, por lo que consideramos que no es

comparable con otras transacciones realizadas por la empresa, gracias a un crudo de muy

buena calidad que le permitía ser uno de los productores de petróleo más eficientes en

Colombia.

También se resalta la calidad de los activos que PMG tiene, que en manos de PREC

podrían tener más potencial dada su disponibilidad de efectivo y experiencia técnica para

la exploración, sobretodo en Rio Ariaro. Con esta transacción, PREC consolida sus

iniciativas de reducción de costos aún más, las cuales ya han comenzado a dar frutos en

el 2013.

De la misma forma en que las recientes adquisiciones de PetroMagdalena y C&C Energía

han demostrado al mercado su lógica con resultados, se espera que la adquisición de

PMD empiece a mostrar sinergias a corto plazo, empezando por el aumento de

producción que debe dejar a la empresa con una cifra a fin de año de 150.000 bbld netos,

y que se consolidará aún más en 2104 con una generación esperada de EBITDA por

USD$3bn (operacional), y que podría ser aún mayor según la compañía, llegando a

USD$4bn incluyendo la escisión de activos de infraestructura.

Y aunque PMG aporta una producción más que suficiente para los requerimientos

actuales en términos de diluyentes (~15.000bped de los cuales la empresa cubre

~11.000bped con la producción actual de 2013 y espera ~22.000bped en 2014), todavía

hay oportunidad en los llanos de comercializar crudo pesado, que podría dar rentabilidad

adicional. Estos 15.000bbld de producción de petróleo ligero son equiparables a 3mmbbld

de gasolina natural para la mezcla, que representa un ahorro de costos de USD$35mn al

año.

Asimismo, la participación en oleoductos, valorada en USD$400mn, cifra igual a la oferta

que PMG había recibido últimamente por estos activos, representaría una disminución de

costos de transporte, alineada con la estrategia de la compañía, siendo la participación en

Ocensa la más atractiva, ya que es la forma más barata y segura de llevar petróleo desde

la cuenca de los Llanos a la terminal de exportación en Coveñas.

La participación en oleoductos para PMG representa USD$30mn de ingresos al año;

PREC ha estimado ~USD$100mn anuales en sinergias a costa de activos de transporte.

Estos activos serán parte de la escisión que la compañía tiene previsto realizar pronto, si

la venta de activos no concluye antes. El efectivo recibido por estos activos apalancará la

adquisición.

Figure 9 – PREC vs PMG netback histórico

Fuente: Pacific Rubiales, Petrominerales.

35.00

45.00

55.00

65.00

75.00

85.00

1T10 3T10 1T11 3T11 1T12 3T12 1T13

PREC PMG



11

Figura 10 – Línea de tiempo de adquisiciones

Fuente: Bancolombia, Pacific Rubiales.

Adquiere el 19% de las acciones en circulación de CGX Energy

Adquiere el 10% de participación en Triceratops y PPL237 de InterOil Corp

Adquiere el 49% del bloque Z-1 de BPZ Resources

Adquiere 85,714,285 de unidades de CGX @ C$0.35/acción

Adquiere el 100% de las acciones en circulación de Petro Magdalena

Adquiere el 40% de la Petrolera Monterico

Adquiere el 35% de los bloques de exploración Karoon

Adquiere todas las acción en circulación de C&C Energy

Se convierte en el dueño de Pacific Infrastructure Inc con un 50.19% ode

participación

Adquiere control de CGX

Adquiere el 35% del Bloque S-M-1166 de Karoon Gas Australia Ltd

Anuncia la compra de Petrominerales

30,000

35,000

40,000

45,000

50,000

55,000

60,000

06/2011 09/2011 12/2011 04/2012 07/2012 10/2012 01/2013 05/2013 08/2013 11/2013



12

Desencadenantes de corto plazo

Además del aumento en la producción, PREC ha estado trabajando en varias iniciativas

con el fin de mantener bajos los costos y lograr netbacks más sólidos al mismo tiempo que

han incrementado su apalancamiento a los precios internacionales del petróleo. Esto

debería permitirle mantener una fuerte generación de caja, a pesar del esperado y natural

aumento de la producción de agua en campos que se encuentran en declive, como es el

caso de Rubiales.

A lo largo de este año, hemos podido comprobar los resultados que esta estrategia ha

generado en los resultados de la compañía, principalmente en la compra de diluyentes; sin

embargo, no estamos ni siquiera cerca de la maximización de esta estrategia ya que los

principales proyectos aún no han comenzado. A corto plazo se espera:

Reducción en costos de transporte procedentes principalmente del oleoducto

OBC (Bicentenario), en el que PREC participa con 43,03% (incluyendo la

participación de PMG); haciendo que los costos de transporte disminuyan a

~USD$13,4/bbl en 2014, de USD$15,5/bbl esperados para 2013. Esto

contando con un retraso en el inicio de operaciones para 2014, y sin considerar

ahorros para lo que queda de este año.

Disminución de costos de diluyentes, atribuido a la producción de crudo liviano,

y la reciente estrategia implementada de mezclar 16° API en el oleoducto ODL

en lugar de los 18° anteriores. Esperamos que los costos de diluyentes sean

inexistente en 2014 ya que la producción esperada a la fecha de este tipo de

crudo, ~30.000boed, es superior a los ~22.000boed que se requieren, esto

considerando una relación de mezcla de 20%. Esta estrategia ya ha

comenzado a dar resultados durante en 2013, en donde estos costos han

pasado de $8,58/bbl a $3,83/bbl, una reducción del 55%.

Interconexión a la red eléctrica nacional a través de PEL (Proyecto de Línea de

Transmisión de Energía a cargo de Pacific Rubiales), línea de 230 kilovoltios

que conectará campo Rubiales. Esta nueva línea podrá suministrar hasta 192

MVA con un ahorro esperado de USD$150mn/año. Resaltamos que los costos

de energía se vuelven cada vez más relevantes a medida que se aumenta el

corte de agua de los campos, que es natural con el declive de la producción.

Sin embargo, se destaca que la optimización de costos que la empresa ha reportado de

USD8/bbl es en una base de costo total, en donde hay que tener presente los mayores

cortes de agua, que deben presionar al alza los costos operativos en el tiempo.

Además, la compañía continúa trabajando constantemente en aumentar su base de

reservas, siendo Quifa y CPE6 los campos con mayor potencial a corto plazo. Con la

reciente licencia a CPE6, esperamos actualizaciones constantes por parte de la compañía

sobre los resultados de las pruebas de flujo, que ahora pueden hacerse en pozos

estratigráficos perforados previamente por la empresa, siendo estos flujos determinantes

para la certificación de reservas en el corto plazo, al igual que para la producción. A pesar

de la rápida transformación que puede lograrse en este campo para hacerlo comercial, no

esperamos una gran revisión en términos de reservas para finales de 2013, siendo 2014 el

año en el que podríamos esperar un aumento significativo, procedentes principalmente de

CPE6.

Figura 11 – Diluyentes requeridos


Figura 12 – Medios de transporte


Figura 13 – Netback operativo


-

2000.0

4000.0

6000.0

8000.0

10000.0

12000.0

14000.0

16000.0

1T11 3T11 1T12 3T12 1T13 3T13 2014 E

0.00%

20.00%

40.00%

60.00%

80.00%

100.00%

1T13 2T13 3T13 4T13 E 2014 E 2015 E

ODL - Ocensa ODC Camion Bicentenario

40

45

50

55

60

65

2010 2011 2012 2013 E 2014 E 2015 E



13

Después de que tres auditores independientes certificaran el potencial de STAR

(Synchronized Thermal Additional Recovery) en el campo Quifa, hoy somos más

optimistas sobre el futuro de esta tecnología. Sin embargo, no incluimos ningún aumento

de reservas ni producción como resultado de esta tecnología, por lo menos hasta que se

use en la explotación de áreas mayores. Destacamos que PREC ha obtenido la patente

para STAR, lo que le da derechos de explotarla en Colombia durante los próximos 20

años, esto no excluye que cualquier empresa pueda hacer combustión in situ; sin

embargo, la clave y el desarrollo de la sincronización de la combustión está en manos de

PREC.

Hasta hoy, ECO no ha dado luz verde para la implementación de STAR, y en la última

teleconferencia la compañía reconoció que han habido algunos problemas técnicos; sin

embargo, esperamos sean superados. Creemos que hasta que el mercado no pruebe que

la tecnología funciona no habrá reconocimiento en el precio, a pesar de los tres informes

independientes que certifican el aumento en el factor de recuperación y la eficacia de la

tecnología en el área piloto. Y a pesar de que creemos en la tecnología, dadas las

condiciones de calor estable presentado durante la prueba y la sincronización lograda,

creemos que por ser PREC, el mercado siempre necesita ver mucho más.

También creemos que dado que PREC tiene exclusividad sobre el uso de la combustión in

situ sincronizada en campo Rubiales, cualquier avance que tenga será determinante para

lograr una negociación sobre la producción adicional con base en recobro secundario en

el campo Rubiales, que cambiaría la percepción sobre el futuro de la compañía después

de 2016. Y a pesar de que creemos que el hecho de que campo Rubiales sea devuelto a

ECO en 2016 ya se ha incorporado en todos los modelos, la percepción sicológica del

mercado tendrá un efecto de volatilidad sobre la acción.

Campaña de apreciación, desbloquea valor a corto plazo

Comenzando 2013, la empresa contaba con una campaña de exploración que, de acuerdo

al cronograma, agregaría 44 pozos, con el potencial de añadir 1.049mmbpe. Esta

campaña se ha retrasado por inconvenientes ya conocidos siendo el retraso en las

licencias ambientales el más importante, alcanzando apenas 17 pozos en los primeros 9

meses del año, dejando para el último trimestre aquellos que tienen mayor potencial de

añadir recursos, con muy poco tiempo para obtener resultados que puedan ser

materializados en reservas para finales de 2013.

Los problemas con las licencias ambientales la han dejado con un difícil 4T entre manos,

con una campaña de 22 pozos, mayor a toda la campaña de exploración lograda durante

los primeros nueve meses del año, lo que parece casi inalcanzable. Retrasos en licencias

ambientales que han perjudicado su campaña exploratoria en Colombia, junto con los

malos resultados del bloque 138 en la cuenca Uyacali en Perú en el que la compañía tenía

una meta de 573mmbpe, y que por ahora no deja resultados concluyentes con la

perforación de la primera ronda, sin duda, se traducirán en un año pobre en cuanto a

adición de reservas en crecimiento orgánico; siendo la adición de las reservas de PMG las

que podrían jalonar el indicador para 2013.



14

Tabla 5 – Campaña de Exploración 9M13

Base Bloque

Campaña Inicial - 2013 Estimado 1T Campaña

Actual

2T Campaña

Actual

3T Campaña

Actual

1Q 2Q 3Q 4Q

Recursos

Asociados

(Mmboe)

Pozo Resultado Pozo Resultado Pozo Resultado

LLan

os

Quifa 1 2 13.0 Retrasado para 3T 1 OK

1 1 1 14.3 Retrasado para 4Q

CPO-1 1 N/A 1 X

CPO-12 1 N/A 1 X

Sabaner

o 2 5.7 Retrasado para 4Q

CPO-17 1 1 N/A

Arrendaj

o 1 1 5.4 1 OK 1 X

Cubiro 2 1 4.2 2 OK 1 OK

Yamu 1 0.1 1 OK

Cravo

Viejo N/A

Cachica

mo N/A

CPO-14 N/A

CPE-6 1 26.7

3 2 55.2

Catatum

bo

Santa

Cruz 1 0.5

1 X

VM

B La

Creciente 1 1 16.4 1 Ok

Guama 2 14.2 1 Ok 1 Ok

Cordiller

a

Cor-15 1 N/A

Muisca 1 N/A Retrasado para 4Q

Putumay

o Portofino 1 1 41.0 Retrasado para 4Q

Per

u

Peru 138 1 573.0 1 X

Peru 116 1 N/A Retrasado para 4Q

Z-1 1 1 79.0

Brasil

Sm 1101 1 79.9 1 Ok

Sm 1102 1 N/A 1 X

Sm 1166 1 57.5 1 Ok

Guatem

ala A7-98 1 9.7 Retrasado para 4Q

Papua Tric/Rapt 1 2 53.2 Retrasado para 4Q

TOTAL 11 9 14 10 1049.0 8 6 3

*Estimado por Bancolombia basado en reportes de la compañía.

Fuente: Pacific Rubiales, Bancolombia.



15

Y aunque esto podría ser interpretado como un ciclo normal de la industria, el tener un año

con pequeñas adiciones en reservas, PREC tiene al mercado acostumbrado a esperar

mucho más, con indicadores de tasa de reemplazo de reservas de 3,98x, de 2007 a 2012.

A poco tiempo de devolver campo Rubiales, el mercado podría reaccionar de forma

adversa ante un año con una baja adición de reservas. A pesar de ello, podríamos esperar

una anticipación de una certificación de reservas para comienzos de 2014, que podría

incluir CPE6, similar a lo que ocurrió con Quifa en 2012.

Figura 14 – Producción neta por campo (boed) y participación en producción total


Activos de Infraestructura... ¿Destapando valor?

Este año hemos escuchado a la gerencia de Rubiales hablar de la posibilidad de destapar

el valor oculto de sus activos de infraestructura. Y aunque reconocemos que el mercado ni

siquiera le reconoce a PREC lo justo por sus reservas, y menos aún por la maquinaria

necesaria para que el petróleo fluya, decidimos no incluir ningún valor en nuestro precio

objetivo para ser más conservadores con nuestras estimaciones. Sin embargo, no

negamos que esto podría implicar un giro para la empresa, razón suficiente para incluirlo

en nuestra tesis de inversión.

Para esto aplica la misma lógica usada por Ecopetrol para crear Cenit, separar los activos

de exploración y producción de los activos de midstream, al mismo tiempo que mantienen

la integración del negocio garantizada, asegurando la disponibilidad de esa infraestructura

para su producción petrolera. Estos activos incluyen:

35% de ODL: oleoducto de 235km que conecta el campo Rubiales, en la

cuenca de los Llanos, con la estación de Monterrey en el Casanare.

43% de OBC, incluyendo el 9,8% de Petrominerales: oleoducto que iniciará en

Araguaney, Casanare, centro de Colombia, a la terminal de exportación de

Coveñas en el Caribe; con una extensión estimada de 976km, añadirá

450.000bbl/d a la capacidad de los oleoductos existentes. La primera fase inicio

recientemente en Noviembre.

0%

20%

40%

60%

80%

100%

-

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

1H10

2H10

1H11

2H11

1H12

2H12

1H13

2H13

E

2014

E

2015

E

2016

E

Rubiales Quifa SW Cajua Quifa North

CPE-6 La Creciente Otros Z-1 Peru

PMG % Rubiales % Quifa



16

100% de Petroeléctrica PEL: responsable de la construcción y operación de

una nueva línea de transmisión eléctrica de 230 kilovoltios que conectará

campo Rubiales a la red eléctrica del país. La nueva línea de transmisión que

se origina en la subestación Chivor, extendiéndose 260km hasta campo

Rubiales, podrá suministrar hasta 192 MVA que serán usados para la

producción de petróleo y actividades de transporte en los oleoductos. La

construcción comenzó en mayo de 2012 y se espera que finalice en el cuarto

trimestre de 2013. 5% en Ocensa, en poder de PMG: oleoducto de 830km que conecta los

yacimientos de Cusiana y Cupiagua con la terminal de exportación de Coveñas

y tiene una capacidad de transportar 650.000bbl/d.

Sin embargo, podemos esperar que este paquete tenga más activos, en la medida en que

se desarrollen, ya que la compañía ha anunciado recientemente la creación de dos

empresas adicionales para su negocio de exportación de gas que incluye un gasoducto y

un puerto bajo los nombres de PRE LC Pipeline Corp y PRE LNG Port Corp.

Es de esperarse que esta nueva empresa posea, utilice, desarrolle y adquiera activos

midstream basados en hidrocarburos, creando una empresa cuyos ingresos se deriven de

sistemas de oleoductos y líneas de transmisión, la mayoría generados en el marco de

acuerdos a largo plazo, basados en honorarios, con compromisos específicos de volumen

mínimo. Esto proporcionaría flujos de efectivo estables a largo plazo y no sensibles a

fluctuaciones del precio del petróleo, un riesgo muy diferente al que ofrece PREC, que

podría ser más atractivo para cierto tipo de inversionistas.

Destacamos que la administración ha indicado que espera mantener el control de la nueva

empresa, a fin de garantizar el servicio para su producción de petróleo, un caso que nos

recuerda la escisión de los activos de Marathon Oil, que tenía una estructura muy similar.

Es de esperar que la nueva compañía tenga un flotante de ~40%, dejando el resto en

cabeza de PREC, sin embargo, aún no hay certeza sobre la estructura.

El primer paquete que pretende escindir, compuesto de una participación de 35% en ODL,

43% en OBC y 100% en PEL, tendrá, según nuestras estimaciones, un valor de alrededor

de ~USD$1,2bn. Para los oleoductos, esto incluye la estimación de los ingresos de

acuerdo con las últimas tarifas del Ministerio y la capacidad real, junto con el último

margen EBITDA registrado de Cenit. Para el activo de transmisión, utilizamos una

estructura de 70/30 (deuda/capital) utilizada generalmente por la compañía, a la que se le

dio un 30% de prima adicional sobre el patrimonio para el EV que tienen estos proyectos.

Los activos de PMG podrían añadir ~USD$400mn (combinando lo dicho por la gerencia

con nuestras estimaciones, incluyendo la participación en OBC y Ocensa), y podrían ser

incluidos en el paquete, si no se venden primero a un tercero. Esto le daría a PREC mayor

flexibilidad financiera para la adquisición de PMG al tiempo que le garantiza acceso al

oleoducto para su producción.

Sin embargo, la reciente transacción anunciada por 22% de Ocensa realizada por el fondo

Advent deja un precedente en cuanto al valor de los activos de Ocensa por la participación

de PREC (USD$250mn) por debajo de nuestras estimaciones, sin embargo destacamos la

diferencia que tiene el precio de estos activos cuando se garantiza al mismo tiempo

volúmenes a largo plazo, que dan estabilidad al FC.

También podríamos esperar que los activos adicionales sean incluidos al tiempo que se

desarrollan, este es el caso de Puerto Bahía y Olecar, en los que PREC tiene 41,4%, que

hoy podrían valer ~USD$230mn teniendo en cuenta que la última transacción con la IFC.

Figura 15 – Comportamiento del mercado de

Marathon Oil Corporation y Marathon

Petroleum Corporation desde spinoff


0

50

100

150

200

250

jun-11 oct-11 feb-12 jun-12 oct-12 feb-13 jun-13 oct-13

MRO - E&P MPC - Transporte



17

Tabla 8 – Ingresos y EBITDA esperados de los oleoductos

Oleoducto Tarifa

($/bbl)

Cenit

Margen

EBITDA

Capacidad

PREC + % OBC of PMG PREC + PMG

Ingresos

Estimados

EBITDA

Estimado

Ingresos

Estimados

EBITDA

Estimado

ODL 3.87

60.4%

340,000 132.591.514 72.023.404 132.591.514 72.023.404

OCENSA 7.76 560,000 - - 62.613.734 34.011.636

OBC – Primera Fase 2.56 130,000 41.255.993 22.410.160 41.255.993 22.410.160

Total (USD) 94.433.564 128.445.200


Tabla 6 – Múltiplos de compañías de oleoductos Tabla 7 – Inversión proyectos de transmisión

Pares Compañías de

Oleoductos

EV/EBITDA

2013

EV/EBITDA

2014* EV (mn)

Enbridge 22,2 13,4 3.853

Transcanada Corp 14,3 11,2 56.903

Specta Energy Corp 16,4 11,7 38.531

Boardwalk pipeline

transfers LP 14,1 12,5 10.699

Promedio 16,8 12,2 *Consenso Bloomberg

País KV Km Inv. (USD

mn)

Inv/

Km

Perú: Mantaro-Montalvo 500 900 278.4 0.31

Perú: Machu Picchu -

Cotaruse 220 200 62.54 0.31

Brasil: Rio Grande do

Norte - Paraíba 430 468.75 1.09

Peru: Machu Picchu -

Tintaya 220 354 160 0.45

Chile: Caserones 220 186 146 0.78

Colombia: PEL 220 260 220* 0.85 *Estimaciones de la empresa


Tabla 9 – Múltiplos de compañías de oleoductos Tabla 10 – Múltiplos de compañías de transmisión

Activo Pacific + %

OBC (PMG ) Pacific + PMG

EV/EBITDA Pares ODL +

OCENSA

+ OBC

12,2 12,2

EBITDA Esperado

2014 94.433.564 128.445.200

EV (mn USD) 1.152,45 1.567,53

EV - PEL 85,80 85,80

Total (mn USD) 1.238,25 1.653,33

Compañía Valor Estimado (mn)

PREC + % OBC of PMG PREC + PMG

ODL 878,96 878,96

OBC 273,49 273,49

OCENSA - 415,07

PEL 85,80 85,80

Total (mn USD) 1.238,25 1.653,33




18

Sólido perfil financiero

Pacific Rubiales luce saludable en términos de su situación financiera con bajo

apalancamiento y fuerte cobertura de intereses y de servicio a la deuda con una razón de

deuda neta/EBITDA de 0,9x, inferior a 1, su zona de confort, y muy por debajo del múltiplo

de la industria. Se espera que la compañía reporte un EBITDA sólido para 2013 y 2014 de

USD$2,6bn y USD$3bn.

Figura 16 – Comportamiento de la Deuda / EBITDA


Con el reciente anuncio de la adquisición de PMG, este ratio, Deuda/EBITDA, se

incrementará hasta ~1,15x en 2014, que podría mejorarse con la venta de la participación

de PMG en Ocensa, que traería ~USD$400mn (utilizando las mismas métricas para

valorar los oleoductos) de efectivo adicional para apalancar la adquisición, reduciendo los

indicadores de deuda de la compañía.

Esperaríamos que el FCL se contraiga ante fuerte inversiones de Capex que estimamos

por encima de USD$2,4bn de aquí a 2016 (USD$2,4bn para 2014 y USD$2,5bn para

2015). Este intensivo programa de capital puede tener efectos sobre la Deuda/EBITDA,

aunque prevemos que la escisión de los activos de infraestructura podría significar caja

adicional para su balance que apalanque el crecimiento de la compañía.

Figura 17 – Generación de flujo de caja histórico


-

0.20

0.40

0.60

0.80

1.00

1T10 3T10 1T11 3T11 1T12 3T12 1T13 3T13

(3,000,000)

(2,000,000)

(1,000,000)

0

1,000,000

2,000,000

3,000,000

2009 2010 2011 2012 2013 E 2014 E 2015 E

Actividades Operativas Actividades de Inversión Actividades Financieras



19

En términos de liquidez, la compañía cuenta con una sólida posición de caja de

USD$376mn a octubre de 2013 (incluyendo efectivo restringido), junto con una fuerte

generación de EBITDA esperado para los próximos años.

Pronóstico del precio del petróleo

Basamos nuestro pronóstico para el precio del petróleo en las perspectivas a corto y largo

plazo de la EIA, y lo contrastamos con la curva forward, para un precio de USD 99,8/bbl

para 2014 y USD 97/bbl de ahí en adelante con el fin de suavizar las proyecciones.

Aunque Rubiales y la mezcla Castilla han estado por encima del precio de referencia WTI

y muy cerca del Brent, creemos que la prima no debe mantenerse a largo plazo,

llevándonos a pronosticar precios de venta sin prima sobre el WTI.

Asimismo, destacamos que PREC tiene un alto apalancamiento a los precios del petróleo,

con un 83% de su producción proveniente de campos de crudo pesado al tiempo que los

cortes de agua aumentan considerablemente.

Figura 18 – Apalancamiento al precio del crudo


Actualmente, el mercado incorpora estimaciones WTI bajas, cuando comparamos los

estimativos de ingreso y EBITDA con el precio de mercado, permitiendo potencial de

valorización. Esto contrasta con las expectativas del mercado de un WTI que no debería,

en teoría, llegar por debajo de los USD70/barril que es el costo de producción de no

convencionales, muy superior al costo de explotación en Colombia.

Tabla 11 – Sensibilidad de los Ingresos y el EBITDA al WTI

Ingresos EBITDA Precio

Precio WTI 2014E 2015E 2014E 2015E Objetivo

60 3.485.868 3.868.632 1.444.157 1.430.090 44.330

70 4.043.345 4.487.801 2.001.634 2.049.259 47.647

80 4.600.823 5.106.970 2.559.111 2.668.428 50.605

90 5.158.300 5.726.139 3.116.589 3.287.597 53.743

100 5.715.777 6.345.307 3.674.066 3.906.765 56.882

110 6.273.255 6.964.476 4.231.544 4.525.934 60.020

120 6.830.732 7.583.645 4.789.021 5.145.103 63.159


Figura 19 – Curva Forward estimada,

proyecciones EIA y proyecciones del modelo

Fuente: Bancolombia, Bloomberg, EIA.

00

01

01

02

02

03

03

04

04

00

20

40

60

80

100

120

1S11 2S11 1S12 2S12 1S13 2S13E 2014E 2015E 2016E

Brent (US$/bbl) Precio Venta / Costo Prod

70.00

75.00

80.00

85.00

90.00

95.00

100.00

105.00

110.00

115.00

2010 2011 2012 2013E 2014E 2015E 2016E

Brent Proyeccion del modelo

Proyecciones EIA Contrato Futuro del Brent



20

Riesgos

Como ocurre en la industria del petróleo, la compañía comparte los riesgos inherentes al

sector, incluyendo volatilidad del precio del petróleo, el éxito del reemplazo de reservas,

riesgos políticos, cambios a un marco regulatorio estable, riesgo ambiental y las

comunidades, que pueden tener un efecto sobre nuestra recomendación y precio objetivo.

Destacamos que la empresa cuenta con diferentes fuentes de dilución sobre el capital

accionario en forma de opciones sobre acciones que constantemente se entregan a

administradores y miembros de la junta como compensación.

Además, destacamos el riesgo de las transacciones entre empresas vinculadas, dada la

compleja estructura de holdings que tanto PREC como sus directivos tienen, ya que la

mayoría de las empresas no están listadas y la información no es pública, lo que no

permite hacer seguimiento.

A pesar de que el mercado ya descontó el hecho de que la concesión Rubiales-Piriri

termina en 2016, vemos riesgos en cuanto a la sustitución de producción para la

compañía.

Aunque la combustión in situ ha funcionado en otros campos en diferentes partes del

mundo, representa un riesgo pasar a aplicar la tecnología de un proyecto piloto a uno

comercial, por lo que es mejor tomar un enfoque más conservador sobre cualquier posible

adición de reservas.

Con la adquisición de PMG, la compañía hereda la disputa entre PMG y la ANH en

relación con el pago de regalías de precios altos en Corcel. La disputa lleva ya 3 años y la

compañía espera conocer el fallo a mediados de 2014. Hasta la fecha, la ANH reclama

una cantidad de USD$167mn, más USD$70mn en intereses. Un fallo en contra de la

empresa, adicional al aumento en el precio pagado por PMG, disminuiría la participación

estimada por PREC en el campo.



21

Gobierno corporativo

Recientemente, la compañía fue incluida en el Índice de Sostenibilidad Dow Jones de

Norteamérica, que selecciona empresas con base en una evaluación exhaustiva de

criterios económicos, medioambientales y sociales a largo plazo, que representan

tendencias de sostenibilidad generales y específicas de la industria. El DJSI es un índice

mundial que monitorea empresas con los más altos estándares de gobierno corporativo,

un reconocimiento que consideramos tiene un alto impacto entre los inversionistas, ya que

sólo las empresas que lideran sus respectivos sectores, según esta evaluación, son

incluidas.

La empresa cuenta con un modelo corporativo con varios comités encargados de

supervisar y evaluar su alineación y filosofía, con el fin de garantizar que sus operaciones

estén dentro de los más altos estándares de gobierno corporativo, de acuerdo con la

legislación canadiense y colombiana.

El Comité de Auditoría (100% independiente) está a cargo de la implementación de un

sistema eficaz de controles financieros internos relacionados con la información y los

estados financieros, de conformidad con el reglamento. También intenta mantener una

comunicación directa con auditores internos y externos que revisan su desempeño. Por

otra parte, el Comité de Sostenibilidad (67% independiente) trabaja de la mano con la

Junta Directiva para asesorar y hacer cumplir las políticas de sostenibilidad (social,

ambiental, seguridad en salud y ética). El Comité tiene la responsabilidad de elaborar

políticas y programas relacionados con asuntos a ser aprobados por la Junta.

Recientemente, la compañía implementó un Comité de Compensación y Recursos

Humanos 100% independiente, cuya función principal es evaluar el programa de

remuneración para ejecutivos. Éste debe evaluar el desempeño del CEO para determinar

y aprobar su remuneración anual (primas, incentivos y acciones). Al mismo tiempo, el

Comité evalúa el proceso y estructura de compensación para los ejecutivos.

Señalamos que la creación de este Comité se dio en medio de rumores de excesivas

compensaciones en acciones a ejecutivos y directores. Nuestra posición con respecto a

este tema es que a pesar de que entendemos las diferentes formas de compensación

utilizados con ejecutivos y miembros de la Junta, creemos que es importante fijar límites

para garantizar que los riesgos no sean llevados a un punto que vaya en contra del interés

de los accionistas minoritarios.

Sin embargo, hay grandes dudas en el mercado con respecto al gobierno corporativo de la

compañía, ¿Por qué una empresa que cuenta con la IFC como accionista de una filial y

cuyo gobierno corporativo se destaca en el informe DJSI se ve cuestionada

periódicamente sobre el mismo tema? La raíz de esto es su propia complejidad, dadas sus

numerosas filiales, el hecho de haber crecido y diversificado a gran velocidad, las

operaciones entre vinculadas no sientan bien a todos los inversionistas, quienes además

cuestionan el que los directores vendan acciones que contradice su discurso con respecto

a el potencial que ven en la compañía.



22

Gerencia

Creemos que PREC tiene un gran personal, uno de los mejores en la industria, con la

mejor experiencia técnica en el sector de hidrocarburos en Colombia, como lo demuestran

los hechos en la historia de la compañía, permitiéndole buscar las mejores oportunidades

en los mercados nacionales e internacionales, con el fin de mejorar sus eficiencias.

Tabla 12 – Equipo de gerencia

Nombre Posición Descripción

Ronald Pantin CEO Trabajó en la industria petrolera venezolana durante 24 años antes de fundar Pacific Rubiales. Es también director

de Pacific Coal y CGX Energy.

José Francisco

Arata

Presidente Ha ocupado diversos cargos en el área de E&P y tiene más de 15 años de experiencia en la industria petrolera

colombiana. Comenzó su carrera profesional en Maraven, filial de PDVSA.

Carlos Perez CFO Ha tenido varias posiciones ejecutivas en el sector petrolero y gasífero venezolano. Contador público certificado.

Eduardo Lima Vicepresidente,

Desarrollo de

Proeyctos

Tiene más de 20 años de experiencia en el sector petrolero y gasífero colombiano y venezolano. Tuvo posiciones

senior en PDVSA y Enron Venezuela.

Luis Andres

Rojas

Vicepresidente,

Producción

Ingeniero de Petróleo con 31 años de experiencia en el sector energético venezolano. Fue presidente de PDVSA

Intevep, Vicepresidente de PDVSA Gas y otros.

Marino Ostos Vicepresidente,

Nuevas Áreas

Máster y Doctorado en Ciencias Geológicas de la Universidad Rice. Tiene 31 años de experiencia en E&P de

hidrocarburos en cuencas subandinas y administración de empresas públicas de petróleo y gas.

Jairo Lugo Vicepresidente,

Exploración

Analista de sistemas de cuencas y petróleo. Fue Director de Exploración en Arauca Energy Group. Ha ocupado

cargos directivos y ejecutivos en PDVSA.


Junta directiva

Pacific Rubiales confía en que las habilidades y experiencia de los miembros de su Junta

Directiva vayan de acuerdo a los objetivos del negocio. La Junta es 67% independiente,

sin embargo, esto es discutible ya que muchos considerados independientes están

relacionados con la empresa y la gerencia, como Germán Efromovich.

Los fondos de pensiones colombianos han solicitado un lugar en la Junta, dado lo que

representan sus inversiones para la compañía. PREC ha recurrido a la ley canadiense

para mantener la Junta bajo control y aunque se ha visto como una forma de bloquearla,

no hemos visto ninguna presión real en la AGA (Asamblea General de Accionistas).

Además, la presión comienza a ser inferior en la medida en que la acción pierde

participación en el índice de Colombia, y los fondos se ven presionados a reducir su

participación en la empresa.



23

Tabla 13 – Junta directiva

Nombre Posición Descripción Nro Acciones*

Serafino Iacono Co-Presidente y Director

Ejecutivo

Co-Presidente de Gran Colombia Gold Corp. y CGX Energy y Director de Pacific Coal.

Fue co-fundador de Bolivar Gold Corp y otras companies de recursos. Ha participado

en proyectos mineros y petroleros en Europa, Estados Unidos y Latinoamérica.

966.300

Miguel de la

Campa

Co-Presidente y Director

Ejecutivo

30 años de experiencia en financiación y desarrollo de proyectos de minería, petróleo

y de otros recursos en los EE.UU., Latinoamérica, Europa y África. Director de Gran

Colombia Gold Corp. y Pacific Coal.

643.432

Ronald Patin CEO Trabajó en el sector petrolero venezolano durante 24 años antes de fundar Pacific

Rubiales. Es también director de Pacific Coal y CGX Energy.

1.478.950

José Francisco

Arata

Presidente Ha ocupado varios puestos en el área de E&P y tiene más de 15 años de experiencia

en la industria petrolera colombiana. Comenzó su carrera profesional en Maraven,

filial de PDVSA.

1.436.023

Miguel

Rodriguez

Miembro Independiente Experiencia en los sectores privado, público y académico, además de sus funciones

de consultoría y asesoramiento. Fue presidente del Banco Central de Venezuela.

11.547

German

Efromovich

Miembro Independiente Cabeza de Sinergy Group of Companies. Trabajó como Director de PF One,

compañía que operaba campo Rubiales antes de vender los intereses a la compañía.

Es también director de Avianca.

6.447.084

Augusto Lopez Miembro Independiente Ha ocupado altos cargos en Bavaria y Avianca. Ahora es Director de Petroamérica

Oil, Gran Colombia y Sportsat.

38.000

Hernan Martinez Miembro Independiente Fue Ministro de Minas y Energía de Colombia por cuatro años. Tuvo experiencia como

director de diversas empresas de recursos públicas y privadas. Realizó un postgrado

en Gerencia Petrolera en la Universidad Northwestern.

9.000

Dennis Mills Miembro Independiente Fue Vicepresidente y CEO de MI Developments Inc. y Vicepresidente de Magna

International. También fue miembro del Parlamento canadiense.

0

Victor Rivera Miembro Independiente Ingeniero de petróleo con más de 36 años de experiencia en el sector de exploración

y producción de hidrocarburos en Colombia.

12.600

Francisco Solé Miembro Independiente Ha sido Vicepresidente de El Tiempo y Grupo Planeta. Ahora forma parte de la junta

directiva de Mapfre Seguros Generales de Colombia.

0

Neil Woodyer Miembro Independiente Más de 30 años de experiencia en sector minero. Fue co-fundador del Grupo

Endeavour y es Director Ejecutivo de Endeavour Mining.

0

* Información a Abril 25, 2013.

Fuente: Bancolombia, Pacific Rubiales

Compromiso social y responsabilidad ambiental

La compañía sigue la regulación, normas y leyes ambientales de los países donde opera,

a fin de proteger el medio ambiente y mantener la salud pública. Por lo tanto,

constantemente se analizan riesgos e impactos involucrados con su actividad con el fin de

adoptar las medidas necesarias. Por ejemplo, PREC contribuye a la reforestación en sus

zonas de influencia.

Cada día, la compañía enfrenta al reto de manejar el agua procedente de la producción de

petróleo. Actualmente está trabajando en un proyecto para tratar aguas de producción de

hidrocarburos y utilizarlas en procesos agrícolas. Se destaca que en 2012 generaron cero

impactos sobre recursos hídricos. Por otra parte, PREC se comprometió a reducir las



24

emisiones de contaminantes del aire y la huella de carbono mediante la implementación

de tecnologías limpias. En 2012, la compañía inició un diagnóstico para aplicar un Sistema

de Gestión Eléctrico con el fin de optimizar procesos y recursos.

Para 2014, planea seleccionar alternativas tecnológicas para tratamiento de agua con el

fin de utilizarla en proyectos industriales. Además, quieren mantener la reforestación de

las áreas de influencia y la recuperación y estabilización de taludes con obras

geotécnicas.

En 2012, PREC realizó una inversión social de unos USD$37mn para construir proyectos

en asociaciones públicas y privadas. La entrada de PREC a las áreas en las que opera ha

contribuido en temas de educación, vivienda, trabajo y salud.

PREC ha construido escuelas para satisfacer las necesidades de educación básica de

calidad en comunidades rurales. Además, creó brigadas dentales en Sucre,

Cundinamarca, Tolima, Arauca y Meta, y proporcionó equipos médicos al hospital

municipal de Yopal, Casanare.

Destacamos que la inversión de la compañía en comunidades y proyectos ambientales en

2012 alcanzó USD$38mn frente a los USD$129mn en pago de dividendos a sus

accionistas, convirtiéndose en la compañía petrolera con el mayor compromiso social en

Colombia – como porcentaje de ingresos netos.

Por otra parte, las condiciones laborales han mejorado en las zonas donde la compañía

tiene presencia, principalmente con el aumento de la formalización laboral. El salario

mínimo para trabajadores de PREC es de ~COP1,4mn más beneficios, por encima del

salario mínimo mensual colombiano de COP0,6mn. Las condiciones de vida en el campo

son las de cualquier campo petrolero en el mundo, como lo hemos corroborado.

No obstante, ha habido quejas, como suele ocurrir con estas operaciones. En 2011,

desacuerdos entre la USO (Unión Sindical Obrera) y la UTEN (Unión del Trabajo), sobre

las condiciones laborales de la empresa, llevaron a huelgas y manifestaciones por la

insatisfacción de algunos trabajadores. Hoy en día, la mayoría de los trabajadores

pertenecen al UTEN, que trabaja con la empresa en términos muy amistosos.

Destacamos que la última consulta realizada a la comunidad sobre la presencia de Pacific

Rubiales en el área aprobada por la licencia ambiental de CPE6 se dio bajo las mejores

condiciones, lo que nos lleva a esperar una buena relación entre las partes.

Estructura de capital

La estructura de capital de PREC se basa en un capital autorizado de un número ilimitado

de acciones comunes y preferentes. En este momento, cuenta con un total de

322.428.270 acciones en circulación. El principal accionista es Capital Group Companies

(según Bloomberg) que posee 17,55% de las acciones, seguido de Lazard Asset

Management, con 3,99%.

Directores y ejecutivos tienen a su nombre casi 3,7% de las acciones. Sin embargo, cabe

destacar que debido a las leyes en Canadá no obliga a los inversionistas a hacer públicas

sus inversiones, la información que el mercado tiene con respecto a los actuales

accionistas probablemente no refleje su estructura real.

Figura 20 – Inversión Social como % de la

Utilidad Neta a 2012.


Figura 21 – Acciones en Circulación (mn)


2.06%

3.61%

4.97%

7.16%

0.00%

1.00%

2.00%

3.00%

4.00%

5.00%

6.00%

7.00%

8.00%

Ecopetrol Canacol Gran Tierra Energy Pacific Rubiales

240000.0

260000.0

280000.0

300000.0

320000.0

340000.0

1T10 3T10 1T11 3T11 1T12 3T12 1T13 3T13



25

Tabla 14 - Acciones en circulación incluyendo dilución

Número de Acciones

Precio

Acciones en Circulación 322.428.270 23,43*

Opciones 5.799.000 19,96**

Opciones garantizadas a empleados, directores, consultor y instituciones

7.061.000 23,38**

* Cotización promedio 1T13

** Precio de ejercicio medio ponderado

Fuente: Reportes de la compañía

Se destaca que el número de acciones en circulación se incrementa constantemente,

principalmente debido a opciones concedidas a los empleados.

Destacamos que las posiciones de los directivos cambian constantemente de acuerdo con

las opciones concedidas y ejercidas. Además, no es ningún secreto que los directivos

mueven su portafolio creando incertidumbre en el mercado, y aunque algunos de estos

movimientos son explicados, el mercado no reacciona positivamente frente a la

percepción que los directivos manejan información privilegiada, lo que genera más

volatilidad.

La Junta Directiva no ha adoptado una política formal de dividendos. El dividendo

adecuado depende de los resultados financieros trimestrales de la compañía, declarados

el trimestre siguiente. Destacamos que en el primer trimestre de 2013, PREC aprobó un

aumento de 50% en el dividendo, para un dividendo por acción trimestral de $0,17.

Recientemente la compañía anunció que comenzaría a utilizar el permiso otorgado por la

bolsa de Toronto, TSX, en Abril de 2013 para hacer una recompra de hasta el 10% de sus

acciones. Este permiso ha sido otorgado ya en dos ocasiones, la primera que no fue

utilizada, creando falsas expectativas al mercado, y la segunda con un enfoque más

dirigido a la compra por parte del fondo de empleados que la compañía decidió

últimamente utilizar viendo el reciente comportamiento de la acción. Curiosamente el

mercado no reacciono positivo frente a este anuncio, que creemos puede ser por las

experiencias pasadas de pedir autorizaciones y no utilizarlas.

Inversiones en empresas asociadas

Como compañía, Pacific Rubiales tiene inversiones en una serie de empresas, la mayoría

relacionadas con el negocio del petróleo, mientras que otras, como Pacific Coal, no están

relacionadas. En la medida en que estas empresas sean inversiones de capital privado, no

están obligadas a presentar informes al mercado, dando una sensación de poca

visibilidad. Aún más cuando los socios de estas inversiones son los directivos y miembros

de la junta de PREC. Sin embargo, destacamos que la compañía publica un reporte a fin

de cada año que resume transacciones hechas entre partes relacionadas durante el año.

Además, hay una serie de empresas cuyos ejecutivos y miembros de la junta son

propietarios y prestan sus servicios a Pacific Rubiales, como Transmeta, Helicol, SAS y

Blue Pacific –transporte de petróleo, transporte aéreo y alquiler de oficinas, generando

desconfianza en el mercado.

Tabla 15 - Inversiones en asociadas

Inversiones en

Asociadas A 31/03/13 A 30/06/13

ODL 191.357 191.529

OBC 122.789 114.788

Pacific Power 16.513 17.008

Pacific Coal 8.318 7.416

CGX 18.103 0

Total 357.080 330.741

Fuente: Reportes de la compañía

Tabla 16 – Transacciones entre vinculadas

(USD mn)

Año Monto (US$ mn)

2010 26,54

2011 124,1

2012 290,9

Fuente: Bancolombia, Reportes de la compañía



26

Anexo: Volatilidad vs. Capitalización de mercado

A fin de tener una mejor comprensión de los riesgos de invertir en el mercado de renta

variable, que varían dependiendo del tamaño de la empresa, sector y liquidez de las

acciones, entre otros, decidimos crear una gráfica que ayudará a analizar cada acción

independiente del mercado.

Esta gráfica tiene la intención de mostrar la volatilidad, con base en la desviación estándar

de los retornos diarios, en un intento de ilustrar a los inversionistas sobre los riesgos

asociados a cada tipo de acción, con recomendación de cautela para aquellos que

presentan mayor volatilidad, como es el caso de PREC.

Figura 22 –Volatilidad vs. Capitalización bursátil


Como puede verse, Canacol Energy es la empresa con la volatilidad más alta, con una

desviación estándar de 3,3%, seguida de Pacific Rubiales, con 2,2%. Por otro lado,

Nutresa es la que tiene la menor volatilidad, con una desviación estándar de 1,1%. Es

importante tener en cuenta que las acciones situadas en el cuadrante inferior derecho son

las que tienen menores niveles de riesgo, dada la baja volatilidad y gran capitalización de

mercado, mientras que las del cuadrante superior izquierdo tienen mayores niveles de

riesgo, debido a su mayor volatilidad y menor capitalización de mercado.

Las mayores volatilidades que presenta la acción de Pacific Rubiales sugieren tener mayor

cautela a la hora de invertir, haciendo que nuestra recomendación a esta acción sea en

particular para inversionistas profesionales con bajos niveles de aversión al riesgo.

0%

1%

2%

3%

4%

- 2 4 6 8 10 12 14 16

Desvia

ció

n e

sta

ndar

Capitalización bursátil (COPbn)

Cemargos Pfcemargos CLH Canacol Isagen

Pacific Nutresa Celsia Conconcreto Avianca



27

Tabla 17 – Estados Financieros Consolidados

Estado de Resultados (miles de USD) 2012 2013E 2014 E** 2015 E** 2016 E**

Ingresos 3.884.762 4.557.184 5.047.607 5.584.409 5.321.666

Utilidad operacional 1.031.989 1.095.138 1.219.675 1.214.189 944.037

EBITDA 2.018.395 2.594.786 3.005.896 3.145.867 2.818.779

Gastos financieros (91.299) (150.304) (201.456) (233.448) (250.270)

Utilidad antes de impuestos 817.567 888.043 548.302 1.028.353 876.961

Utilidad neta (USD k) 527.729 384.970 274.151 514.177 438.481

Flujo de caja bruto 239.875 43.040 602.323 (716.300) (2.242)

Dividendos 129.677 195.611 224.259 235.472 247.246

Margen operacional (%) 0,27 0,24 0,24 0,22 0,18

Margen neto (%) 0,14 0,08 0,05 0,09 0,08

Margen EBITDA (%) 0,52 0,57 0,60 0,56 0,53

Utilidad operacional por acción 3,50 3,39 3,77 3,75 2,92

Utilidad por acción 1,79 1,19 0,85 1,59 1,36

EBITDA por acción 6,85 8,02 9,29 9,73 8,72

Flujo de caja por acción 0,81 0,13 1,86 (2,21) (0,01)

Dividendo por acción 0,44 0,60 0,69 0,73 0,76

Acciones en circulación (mn) 294.576 323.405 323.405 323.405 323.405

Balance General (miles de USD) 2012 2013E 2014 E** 2015 E** 2016 E**

Efectivo y equivalentes 264.713 320.060 840.983 124.683 122.441

Activos corrientes 1.237.500 1.325.456 2.073.514 1.299.950 1.284.861

Activos fijos netos 5.849.512 6.897.528 9.610.839 10.221.082 10.647.410

Total activos 7.087.012 8.222.984 11.692.653 11.521.033 11.932.271

Total deuda 1.290.382 2.440.765 4.289.086 4.200.820 4.491.929

Total pasivos 3.113.414 3.876.375 6.392.752 5.942.427 6.162.430

Patrimonio 3.973.598 4.188.908 5.142.200 5.420.905 5.612.140

Interés minoritario 0 157.701 157.701 157.701 157.701

Total pasivo y patrimonio 7.087.012 8.222.984 11.692.653 11.521.033 11.932.271

Deuda neta 1.025.669 2.120.705 3.448.103 4.076.137 4.369.488

Total deuda / patrimonio (%) 32,47% 58,27% 83,41% 77,49% 80,04%

Indicadores de Valoración 2012 2013E 2014 E** 2015 E** 2016 E**

Acciones en circulación (mn) 294.576 323.405 323.405 323.405 323.405

Precio de mercado (USD) 23 19 21 23 26

Capitalización bursátil (k) 6.859.006 6.249.543 6.874.498 7.561.948 8.318.142

Pasivos netos (k) 1.025.669 2.120.705 3.448.103 4.076.137 4.369.488

EV (k) 7.884.675 8.370.249 10.322.601 11.638.084 12.687.630

P/E 13,00 16,23 25,08 14,71 18,97

EV / EBITDA 3,91 3,23 3,43 3,70 4,50

Precio / Flujo de caja 28,59 145,20 11,41 (10,56) (3.709,86)

P/VL 1,73 1,49 1,34 1,39 1,48

Rentabilidad del dividendo (%) 1,89% 3,13% 3,26% 3,11% 2,97%

Precio / Ingresos 1,77 1,37 1,36 1,35 1,56

ROE (%) 13,28% 9,19% 5,33% 9,49% 7,81%

ROA (%) 7,45% 4,68% 2,34% 4,46% 3,67%

*Calculado sobre los periodos de activos y patrimonio, y no con el promedio de los últimos años de activos y patrimonio. ** Estimativos pro forma incluyendo PMG

Fuente: Bancolombia, Pacific Rubiales.



28

Abreviaciones

1P Reservas probadas. (También se conocen como P90)

2P Reservas probadas + Reservas probables

Bbl Barriles

Bbl/d Barriles por día

Bpe Barriles de petróleo equivalente

bpe/d Barriles de petróleo equivalente por día

Km Kilómetros

Mbbl Miles de barriles

Mbpe Miles de barriles de petróleo equivalentes

MMbbl Milllones de barriles

Mmbpe Millones de barriles de petróleo equivalentes

K Miles

Mn Millones

Bn Billones

WTI Índice West Texas Intermediate

USD Dólares americanos

CAD Dólares canadienses

COP Pesos colombianos

Midstream El sector midstream incluye el transporte, el almacenamiento y la comercialización al por mayor de productos

crudos o refinados derivados del petróleo.



29

Venta de Acciones

Alejandro Peña Prieto

Gerente Comercial Acciones

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Mónica Patricia Arenas Lopez


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Venta de Acciones

Andrés Felipe Sánchez Quevedo


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Federico López Rodriguez


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Investigación Económica

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Estudiante en Práctica

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Investigación en Acciones

Jairo Julián Agudelo Restrepo

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Natalia Agudelo Parra

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Juan Camilo Dauder Sánchez

Analista Líder del Sector Financiero y Small Caps

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Analista de Energía

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German Zuñiga Saavedra

Analista de Infraestructura e Industria

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Federico Perez Garcia

Analista Junior

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Estudiante en Práctica

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Estudiante en convenio

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