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VALORES BANCOLOMBIA S.A. SOCIEDAD COMISIONISTA DE BOLSA mantiene y busca mantener relaciones comerciales con las
compañías cubiertas en sus reportes de compañía. De esta manera, los inversionistas deben tener en cuenta que la Compañía puede tener
un potencial conflicto de intereses que afecte la objetividad de este reporte, por lo cual los inversionistas deben considerar este reporte
como uno de muchos factores que ayuden en la toma de decisiones de inversión.
26 de Marzo de 2012
Ecopetrol: La acción ya ha incorporado ampliamente sus
catalizadores de valor fundamental. P.O.: $5.070.Preparado por: Samuel David García Torres – Tel. 6078090 – [email protected]
Mínimo 52 Semanas
Máximo 52 Semanas
Precio de Mercado al 26-Mar-12
Variación Año Corrido (%)
Acciones en Circulación (mm)
Capitalización Bursátil ($mm)
Precio Objetivo
Potencial de Valorización
$ 3.575
$ 5.450
$ 5.450
29,3%
41.117
224.086.007
$5.070
-7,0%
Gráfico 1. Escenarios de Valoración
Fuente: Valores Bancolombia.
Resumen Ejecutivo:
A partir del ejercicio de valoración fundamental a través de la
metodología de Flujo de Caja Libre Descontando hemos estimado
un precio objetivo de 12M de la acción de Ecopetrol de $5.070
en el escenario central. Respecto a las cotizaciones actuales el
P.O presenta un potencial de desvalorización de 7,0%.
En comparación con nuestro P.O anterior ($4.160) la nuevavaloración tiene un incremento de 22% debido principalmente a
dos factores: 1) Mejores resultados financieros durante 2011,
producto de mayores precios internacionales del crudo y 2) la
disminución de algunos de los componentes de la tasa de
descuento (Tasa Libre de Riesgo y Riesgo País, entre otros).
En nuestra tesis de inversión consideramos que a los niveles
actuales de precio, la acción de Ecopetrol ya ha incorporado
ampliamente los catalizadores de valor relacionados con su
desempeño fundamental y de mercado, y en ese sentido su
potencial de ganancia para los próximos doce meses sería
limitado. Adicionalmente, sus múltiplos de valoración
enriquecidos, especialmente en cuanto al valor de la empresa(EV) por barril de reservas 1P, confirman que no habría espacio
para valorizaciones adicionales sustanciales. En este sentido, no
recomendamos la toma de posiciones en esta especie a las
cotizaciones actuales.
Dentro de nuestro balance de riesgos destacamos como principal
factor la necesidad que tiene la compañía de presentar
resultados exitosos en el frente exploratorio durante este
año, dado que de lo contrario se podría ver comprometido el
cumplimiento de su MEGA de producción para el año 2015, para
cuando la empresa ha estimado que del millón de barriles diarios
proyectados, cerca de 126.000 provendrían de hallazgos. Esta
situación se acentúa para los años siguientes en la medida enque para 2020 la compañía calcula que 410.000 barriles diarios
serían originados en nuevos yacimientos.
4.9904.9934.9954.9985.0005.0035.0055.0085.0115.0135.0165.0185.0215.0235.0265.0285.0315.0345.0365.0395.0415.0445.0465.0495.0525.0545.0575.0595.0625.0645.0675.0695.0725.0755.0775.0805.0825.0855.0875.0905.0935.0955.0985.1005.1035.1055.1085.1115.1135.1165.1185.1215.1235.1265.1285.1315.1345.1365.1395.1415.1445.1465.1495.1525.1545.1575.1595.1625.1645.1675.1705.1725.1755.1775.1805.1825.1855.1875.1905.1935.1955.1985.2005.2035.2055.2085.2115.2135.2165.2185.2215.2235.2265.2285.2315.2345.2365.2395.2415.2445.2465.2495.2525.2545.2575.2595.2625.2645.2675.2705.2725.2755.2775.2805.2825.2855.2875.2905.2935.2955.2985.3005.3035.3055.3085.3115.3135.3165.3185.3215.3235.3265.3285.3315.3345.3365.3395.3415.3445.3465.3495.3525.3545.3575.3595.3625.3645.3675.3705.3725.3755.3775.3805.3825.3855.3875.3905.3935.3955.3985.4005.4035.4055.4085.4115.4135.4165.4185.4215.4235.4265.4285.4315.4345.4365.4395.4415.4445.4465.4495.4525.4545.4575.4595.4625.4645.4675.4705.4725.4755.4775.4805.4825.4855.4875.4905.4935.4955.4985.5005.5035.5055.5085.5115.5135.5165.5185.5215.5235.5265.5285.5315.5345.5365.5395.5415.5445.5465.5495.5525.5545.5575.5595.5625.5645.5675.5705.5725.5755.5775.5805.5825.5855.5875.5905.5935.5955.5985.6005.6035.6055.6085.6115.6135.6165.6185.6215.6235.6265.6295.6315.6345.6365.6395.6415.6445.6465.6495.6525.6545.6575.6595.6625.6645.6675.6705.6725.6755.6775.6805.6825.6855.6875.6905.6935.6955.6985.7005.7035.7055.7085.7115.7135.7165.7185.7215.7235.7265.7295.7315.7345.7365.7395.7415.7445.7465.7495.7525.7545.7575.7595.7625.7645.7675.7705.7725.7755.7775.780
4.9904.9884.9864.9854.9834.9814.9794.9784.9764.9744.9724.9714.9694.9674.9654.9644.9624.9604.9584.9574.9554.9534.9514.9504.9484.9464.9444.9434.9414.9394.9374.9364.9344.9324.9304.9294.9274.9254.9234.9224.9204.9184.9164.9154.9134.9114.9094.9084.9064.9044.9024.9014.8994.8974.8954.8944.8924.8904.8884.8874.8854.8834.8814.8804.8784.8764.8744.8734.8714.8694.8674.8664.8644.8624.8604.8594.8574.8554.8534.8514.8504.8484.8464.8444.8434.8414.8394.8374.8364.8344.8324.8304.8294.8274.8254.8234.8224.8204.8184.8164.8154.8134.8114.8094.8084.8064.8044.8024.8014.7994.7974.7954.7944.7924.7904.7884.7874.7854.7834.7814.7804.7784.7764.7744.7734.7714.7694.7674.7664.7644.7624.7604.7594.7574.7554.7534.7524.7504.7484.7464.7454.7434.7414.7394.7384.7364.7344.7324.7314.7294.7274.7254.7244.7224.7204.7184.7164.7154.7134.7114.7094.7084.7064.7044.7024.7014.6994.6974.6954.6944.6924.6904.6884.6874.6854.6834.6814.6804.6784.6764.6744.6734.6714.6694.6674.6664.6644.6624.6604.6594.6574.6554.6534.6524.6504.6484.6464.6454.6434.6414.6394.6384.6364.6344.6324.6314.6294.6274.6254.6244.6224.6204.6184.6174.6154.6134.6114.6104.6084.6064.6044.6034.6014.5994.5974.5964.5944.5924.5904.5894.5874.5854.5834.5814.5804.5784.5764.5744.5734.5714.5694.5674.5664.5644.5624.5604.5594.5574.5554.5534.5524.5504.5484.5464.5454.5434.5414.5394.5384.5364.5344.5324.5314.5294.5274.5254.5244.5224.5204.5184.5174.5154.5134.5114.5104.5084.5064.5044.5034.5014.4994.4974.4964.4944.4924.4904.4894.4874.4854.4834.4824.4804.4784.4764.4754.4734.4714.4694.4684.4664.4644.4624.4614.4594.4574.4554.4544.4524.450
$ 3.000
$ 4.000
$ 5.000
$ 6.000
Dic-10 Jun-11 Dic-11 Jun-12 Dic-12
P.Mercado P.Objetivo
$5.070
$4.450
$5.780
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Grupo Empresarial Ecopetrol: Reporte de Compañía 26 de Marzo de 2012
2
Gráfico 2. Ecopetrol vs. COLCAP. Dic’10 = 100
Fuente: Valores Bancolombia con datos de la
BVC.
Aunque Ecopetrol ha incrementado consistentemente sus reservas
durante los últimos tres años, la mayoría de las adiciones han
provenido de revisiones, revaluaciones, extensiones o hallazgos de la
operación conjunta, sin que se hayan presentado incorporaciones
significativas de hidrocarburos a través de descubrimientos
individuales de Ecopetrol. En este sentido, el mercado continúa
pendiente de que nuevas acumulaciones de hidrocarburos sean
realizadas por la estatal colombiana, así como de la implementación
directa de tecnologías de recobro mejorado y secundario quepermitan incrementar significativamente la vida media de sus
reservas hacia los niveles más cercanos a los de sus pares
comparables.
El desempeño operacional de Ecopetrol ha sido sobresaliente en
términos de cumplimiento de sus metas de producción y niveles de
rentabilidad. Sin embargo, de no presentarse en el corto y mediano
plazo resultados satisfactorios en cuanto al incremento de sus
reservas, es previsible que el mercado comience a ejercer presión
sobre el precio de la acción, toda vez que el logro de sus objetivos
corporativos supondría una mayor dificultad, además de posibles
rezagos frente a las estimaciones consignadas en la MEGA.
Otros de los riesgos que podrían incidir positiva o negativamente
sobre la valoración de Ecopetrol están relacionados con factores
fundamentales y de mercado como la volatilidad del precio
internacional del crudo, revaluación del peso frente al dólar por
encima de nuestras estimaciones y la adecuada y oportuna ejecución
de las inversiones de capital en los segmentos de refinería y
transporte, entre otros. En la siguiente tabla se resumen estos
elementos:
Tabla 2 – Balance de Riesgos
Factores al Alza Factores a la Baja
Precio del WTI por encima de nuestras estimaciones ($112,9/
Barril en 2011-2025).
Precio del WTI por debajo de nuestras estimaciones ($112,9/ Barril en
2011-2025).
Implementación exitosa de tecnologías que eleven el factor de
recobro: Enhanced / Improved Oil Recovery ( EOR/IOR).
Retrasos o demoras en la aprobación de licencias ambientales para la
ejecución de proyectos de E&P y Transporte.
Reducción superior a la esperada en el costo de transporte,
producto del éxito en los proyectos de infraestructura.
Retrasos en el aumento de la capacidad de transporte de
hidrocarburos. Intensificación en los atentados terroristas contra la
infraestructura petrolera.
Materialización de mayores sinergias a partir de la
modernización y ampliación de su infraestructura de refinación
bajo el modelo integrado de operación.
Retrasos y resultados inferiores a los estimados en el proceso de
modernización y ampliación de sus refinerías, dada la alta
participación en el ingreso consolidado del negocio.
Materialización de adquisiciones no previstas dado el elevadoFire Power con que cuenta la compañía. Adquisición de reservas a múltiplos elevados debido a la presiónejercida por la necesidad de cumplir la MEGA de 2015-2020.
Tasa de cambio por encima de las estimaciones del Grupo
Bancolombia
Tasa de Cambio por debajo de las estimaciones del Grupo
Bancolombia
75
85
95
105
115
Dic-10 Mar-11 Jun-11 Sep-11 Dic-11
ECOPETL COLCAP
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Grupo Empresarial Ecopetrol: Reporte de Compañía 26 de Marzo de 2012
3
Gráfico 3. Producción histórica
Fuente: Valores Bancolombia con datos de
Ecopetrol.
Gráfico 4. Metas de producción según MEGA2007-2020 y MEGA 2010-2020
Fuente: Valores Bancolombia con datos de
Ecopetrol.
Gráfico 5. Incremento en la producción vs.perforaciones de desarrollo
Fuente: Valores Bancolombia con datos de
Ecopetrol.
Escenario Base de Valoración
El desarrollo del ejercicio de valoración de Ecopetrol parte de la
proyección financiera de cada uno de los segmentos de la empresa:
Exploración y Producción (E&P), Refinación, Transporte y
Petroquímico, haciendo particular énfasis en las actividades de
upstream dada su preponderancia en cuanto a ingresos y márgenes
de retorno, y a su importancia como columna vertebral del negocio de
los hidrocarburos.
Los supuestos macroeconómicos locales e internacionales utilizados
en el cálculo del valor de la empresa provienen de la Dirección de
Investigaciones Económicas y Estrategias del Grupo Bancolombia.
Producción
Dado que cerca del 50% de las ventas y del 90% del EBITDA de
Ecopetrol provienen de la comercialización de crudo y gas, los
segmentos de exploración y producción constituyen el origen de la
valoración de la empresa. En este sentido, los parámetros que han
sido considerados en el análisis incluyen el comportamiento histórico
de la producción, las metas de la firma en este frente, las inversiones
de capital en la expansión de la infraestructura de producción y
transporte y la incorporación de reservas a través de diversas
fuentes, entre otros.
De esta manera, y como se puede observar en el gráfico 3, desde
que inició el proceso de capitalización de Ecopetrol en 2007, la
compañía ha logrado mantener tasas de crecimiento de su
producción superiores al 10%, siendo destacables los resultados de
los años 2009 a 2011 con variaciones del 17 y 18% respectivamente,
con lo que la estatal colombiana se constituye como una de las
petroleras integradas del mundo con mayores expansiones en los
últimos años.
Estos resultados han estado alineados con el logro de las metas
propuestas por Ecopetrol en su plan estratégico de largo plazo
(MEGA), que de hecho tuvo que ser revisado en 2010 dado que los
objetivos inicialmente previstos estaban siendo alcanzados de una
manera holgada (ver gráfico 4).
El positivo desempeño en términos de producción ha obedecido a un
progresivo fortalecimiento operativo y financiero de la empresa que le
ha permitido implementar un agresivo plan de perforaciones de
desarrollo así como ampliar la capacidad instalada de sus facilidades
de producción y de la infraestructura de transporte. Es así como en
los últimos cinco años la compañía ha incrementado en cerca decinco veces el número de pozos productores, al pasar de 66 en 2006
a 313 en 2011, lo que ha redundado en un aceleramiento en las
tasas de crecimiento de la producción como se puede apreciar en la
gráfica 5.
385 399447
521 616 724
2%4%
12%
17%18% 18%
0%
5%
10%
15%
20%
25%
0
100
200300
400
500
600
700
800
2006 2007 2008 2009 2010 2011
K B P D E
Producción
Var.Producción
5 1 3
5 5 0
1 . 0 0 0
1 . 0 0 0
6 1 5 7
5 0 1
. 0 0 0 1
. 3 0 0
0
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
2010 2011 2015 2020
K B P D E
MEGA 2007
MEGA 2010
9 14 48 74 95 10866
120146
157
191
313
0
50
100
150
200
250
300
350
0
20
40
60
80
100
120
2006 2007 2008 2009 2010 2011
K B P D E
Incremento Producción
Pozos de Desarrollo
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Grupo Empresarial Ecopetrol: Reporte de Compañía 26 de Marzo de 2012
4
Gráfico 6. Producción proyectada
Fuente: Valores Bancolombia.
El dinamismo en el frente productivo ha venido con el
correspondiente incremento del capex, el cual se ha duplicado en los
últimos cuatro años hasta llegar al cierre de 2011 a USD3.627
millones, los cuales representaron el 50% del total de las inversiones
realizadas por la firma durante el año pasado. Para 2012 Ecopetrol
tiene presupuestado inversiones en el segmento de producción por
USD4.113 millones, lo que indica un aumento del 13,4% respecto al
2011 y con las que se busca llegar a una producción promedio anual
de 800 KBPDE para el consolidado del Grupo y que representaría uncrecimiento del 10,5% frente a la registrada en el periodo anterior.
De acuerdo con el exitoso historial de Ecopetrol en el cumplimiento
de sus objetivos de producción y en su comprobada capacidad
operativa, dentro de nuestro ejercicio de valoración hemos tomado
como referencia de proyección para los volúmenes de gas y petróleo
las metas contenidas en el plan estratégico de largo de la compañía,
en el que se alcanzarían los 1.000 KBPDE en 2015 y 1.300 KBPDE
en 2020.
No obstante, para 2012 suponemos un ritmo de crecimiento
ligeramente superior al presupuestado por la compañía con una
producción anual promedio para el año de 806 KBPDE (ver gráfico6), dado que al considerar el número de perforaciones de desarrollo
presupuestadas por la compañía (al menos 360), junto con la adición
promedio histórica por pozo se llega a incrementos superiores a los
divulgados por la empresa en su plan estratégico de 2012.
De acuerdo con la información suministrada por el emisor, el plan de
inversiones de producción de 2012 estará enfocado en la cuenca de
los Llanos Orientales en donde se ejecutarán proyectos de inicio de
desarrollo primario en los campos CPO-9 y Caño Sur. También se
continuarán las actividades productivas en los campos Castilla,
Chichimene, Rubiales Occidente, Quifa, Caracara, Cravo Norte,
Guajira, Rio Zulia, Rancho Hermoso, Tisquirama, Sur, Neiva,
Provincia, Casabe, Tibú, La Cira Infantas, Apiay, Nare, Yariguí yCusiana, entre otros
1.
Es importante resaltar que en 2012 comenzarán las operaciones de
desarrollo en los bloques CPO-9 y Caño Sur. Este último se
constituye como uno de los bloques con mayor prospectiva de la
cuenca de los Llanos debido a su ubicación (en la franja de crudo
pesado del Orinoco, colindante con campos exitosos como Rubiales
y Quifa) y su tamaño (611.396 hectáreas) que equivale a más de diez
veces la extensión actual del campo Rubiales. El objetivo de
Ecopetrol es llegar en Caño Sur a una producción de salida en 2013
de al menos 40.000 barriles de crudo pesado diario y se consolida
como el proyecto de mayor trascendencia de la empresa en el
mediano plazo para el cumplimiento de su plan estratégico (MEGA).
1 Documento Plan de Inversiones para 2012 y actualización del plan estratégico 2012-2020 de Ecopetrol, publicado por la compañía en Noviembrede 2011.
6 1 6 7 2 4 8 0 6 8 6 6 9 3 1
1 0 0 0 1 0 5 4
1 1 1
1
1 1 7 0
1 2
3 4
1
3 0 0
0
200
400600
800
1000
1200
1400
2010 2012 2014 2016 2018 2020
K
B P D E
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Grupo Empresarial Ecopetrol: Reporte de Compañía 26 de Marzo de 2012
5
Gráfico 7. Tasas de crecimiento de la producciónproyectada
Fuente: Valores Bancolombia.
Gráfico 8. Producción proyectada por fuente
Fuente: Valores Bancolombia con datos deEcopetrol.
Los supuestos de producción para los siguientes años estiman una
desaceleración en los ritmos de crecimiento, situación que es
consistente con el tamaño al que está llegando la compañía, así
como con las proyecciones de ampliación de la infraestructura de
tratamiento y transporte. Es pertinente anotar que estas variaciones
suponen un escenario menos retador que el del periodo 2009-2011,
en donde la empresa tuvo que expandir sus volúmenes producidos a
tasas superiores al 17% para cumplir con sus metas corporativas,mientras que para los años 2012-2020 el incremento sería de entre
11% y 5% (ver gráfico 7).
Tales expansiones están ligadas a partir del año 2015 (ver gráfico 8)
a la incorporación de la producción de nuevos recursos, tanto en
Colombia como internacionalmente, situación que supone un
importante reto para la compañía en 2012 en la medida en que para
alcanzar la meta proyectada deberá a empezar a desarrollar esos
descubrimientos durante el 2012 y 2013. Es válido recordar en el
bloque Caño Sur se iniciarán las actividades de producción durante
este año, situación que incrementa la posibilidad de cumplimiento de
los objetivos corporativos en este frente. No obstante, el hallazgo de
otros yacimientos de tamaño significativo, así como laimplementación de tecnologías de recobro mejorado y la incursión de
la compañía en la explotación de recursos no convencionales como
los hidratos de metano y los Shales, entre otros, constituyen varios
de los principales elementos de seguimiento para los inversionistas
que tienen exposición a esta especie.
En cuanto a los costos de producción (lifting costs), estos han sido
incluidos en nuestro modelo de valoración a partir del análisis
histórico de los mismos y del mantenimiento de la relación promedio
Lifting Costs / Precio de exportación canasta de crudos, que se ubica
alrededor del 11%. Esta aproximación busca conservar la
consistencia con nuestros demás supuestos en términos de
márgenes de rentabilidad operativa, especialmente en cuanto amargen EBITDA.
Exploración
Como se mencionó anteriormente, el cumplimiento de las metas de
producción del plan estratégico de largo plazo, así como la
sostenibilidad futura de la firma se encuentran directamente
vinculados a la incorporación de nuevas reservas. En este sentido, y
dado que la valoración de la empresa la asume como un activo
perpetuo a través de su valor de la continuidad, es necesario
entender cuál ha sido el comportamiento histórico de las reservas,
cuáles son las potenciales fuentes de adiciones de recursos y cuáles
serán las inversiones en este segmento que permitirán materializarlos diferentes prospectos.
18% 18%
11%
7% 8% 7%
5% 5% 5% 5% 5%
0%
4%
8%
12%
16%
20%
2010 2012 2014 2016 2018 2020
399615
724847 840
106300
110
399
615724
1.000
1.300
0
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
2007 2010 2011 2015E 2020E
K B P D E
Recursos No convencionales
Exploración Internacional
Exploración Colombia
Campos Actuales
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7
Gráfico 11. Mapa de activos exploratorios enColombia
Fuente: Valores Bancolombia con datos de
Ecopetrol.
Gráfico 12. Esquema del Bloque Caño Sur
Fuente: Ecopetrol. Tomado de las presentaciones
corporativas de la Empresa.
La integración de estos recursos estará apalancada por el portafolio
de activos exploratorios de Ecopetrol, que actualmente se consolida
como el más grande el país con cerca del 40% del total del área
asignada equivalente a 16,1 millones de hectáreas distribuidas en 70
bloques (ver gráfico 11). Adicionalmente, tiene una extensión
internacional de 5,2 millones de hectáreas, compuestas por 137
activos ubicados en el Golfo de México, Brasil y Perú.
De la adición de reservas por vía de hallazgos, y de acuerdo con elplan estratégico de la compañía, cerca del 9% se daría en el corto
plazo a través de campos en Colombia y el exterior en donde ya se
ha comprobado la presencia de hidrocarburos; 71% se materializaría
en el mediano plazo a través de prospectos en la franja de crudo
pesado, piedemonte llanero y costa afuera de Colombia, y de otros
proyectos en el Golfo de México, Brasil y Perú. El remanente 20% de
largo plazo procedería de las cuencas del Pacífico y Cagúan en
Colombia, así como de los bloques internacionales.
Como se mencionó anteriormente, de los proyectos de corto plazo
Caño Sur constituye el prospecto de mayor importancia en el frente
exploratorio y productivo, tanto por su ubicación y tamaño, como por
la tasa de éxito geológico de 72% que se ha registrado hasta elmomento en los más de 20 pozos realizados (ver gráfico 12). Para
2012 se tienen presupuestadas siete perforaciones y aún están
pendientes por definir pozos contingentes.
El remanente de las incorporaciones de reservas que no procedería
de actividades exploratorias y que se originarían principalmente en el
incremento del factor de recobro tendría una participación superior en
la meta consolidada de adiciones de Ecopetrol, con un aporte de
cerca del 60%. Este supuesto puede ser validado a través del
análisis del comportamiento de las reservas de los últimos años, pero
más contundentemente por medio del estudio de los recursos que la
firma destinará a la implementación de este tipo de tecnologías:
Para el periodo comprendido entre 2012 y 2020 la empresa tiene
presupuestadas inversiones por USD39.000 millones para el
desarrollo de tecnologías de EOR / IOR3, monto que casi duplica a
los recursos adjudicados para el segmento de exploración
(USD20.000 millones) y que es la mitad de la totalidad del capex que
la compañía ha presupuestado en su plan estratégico de largo plazo
(USD80.000 millones).
Adicionalmente, Ecopetrol ya ha realizado estimaciones preliminares
a través de las que ha determinado que este tipo de tecnologías
podrían implementarse en cerca del 17% de sus recursos4, en donde
se buscaría llevar el porcentaje último de crudo recuperado desde un
promedio de 15% actual a 34%. De ser exitosa la implementación deestas técnicas, las reservas actuales de los campos susceptibles de
ser tratados (principalmente activos de crudo pesado) podrían
incrementarse sustancialmente hasta el punto de ser más que
duplicadas.
3 Enhanced Oil Recovery / Improved Oil Recovery 4 Medidos como el OOIP (Original Oil In Place )
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8
Gráfico 13.Margen EBITDA segmento derefinación
Fuente: Valores Bancolombia con datos de
Ecopetrol.
Uno de los pasos más importantes en la materialización de la
implementación de tecnologías de recobro mejorado o secundario
por parte de Ecopetrol se dará en el campo Chichimene (100%
Ecopetrol, 2.800 MMBPE de OOIP), en el que se tiene
presupuestado iniciar un proyecto de combustión in situ durante el
próximo mes de diciembre.
Tanto los éxitos en frente exploratorio como en los proyectos de
incremento en los factores de recobro son fundamentales para elcumplimiento de las metas corporativas de la empresa, así como
para el fortalecimiento de su sostenibilidad futura. En este sentido,
los resultados de las perforaciones que se llevarán a cabo durante el
año, particularmente las de los bloques caño sur y CPO-9, así como
el inicio del proyecto de combustión in situ en Chichimene son
factores que incidirán directamente sobre el precio de la acción.
Lo anteriores elementos cobran aun más relevancia si se tiene en
cuenta que uno de los hitos de la compañía es incrementar la vida
media de sus reservas a 10 años (desde 8 años que tiene
actualmente) y que, a partir de 2015 y de cumplirse con el
presupuesto de producción, Ecopetrol deberá reponer anualmente
más de 365 millones de barriles anuales de sus reservas, hecho quesupone un reto importante y para el que deberá ser exitoso en los
distintos frentes de incorporación de nuevos recursos.
Refinación
Dentro del segmento de refinación, los proyectos de ampliación y
modernización de las refinerías de Cartagena (Reficar) y
Barrancabermeja constituyen el principal elemento de proyección en
este segmento, toda vez que cambiarán estructuralmente el negocio
al duplicar la capacidad de Cartagena, aumentar el factor de
conversión, permitir el procesamiento de crudos pesados y disminuir
el contenido de azufre en los refinados.
Estos cambios tendrán un impacto directo sobre los márgenes
EBITDA del segmento, los cuales, aparte de presentar la alta
dispersión inherente a la industria de la refinación, también han
evidenciado recurrentemente retornos operacionales negativos (ver
gráfico 13), situación que limita los indicadores de rentabilidad
consolidados de Ecopetrol en la medida en que esta línea de negocio
representa cerca del 30% de sus ingresos.
En esta medida, el desarrollo del Proyecto de Modernización de la
Refinería de Barrancabermeja (PMRB) y del Plan Maestro de
Desarrollo de Cartagena (PMDC), es un elemento fundamental que
incide directamente sobre la valoración de la compañía y
consecuentemente sobre el precio de la acción. En la siguiente tabla,resumimos los principales factores de estos proyectos, aclarando que
los supuestos de capacidad instalada, factores de conversión y
primas por productos de mayor calidad ya han sido incorporados
dentro de nuestros modelos de valoración de Ecopetrol:
0,6%
-1,8% -2,2% -2,1%
6,9%
1,1%
5,0%
-1,8%
-4%
-2%
0%
2%
4%
6%
8%
1Q-10 2Q-10 3Q-10 4Q-10 1Q-11 2Q-11 3Q-11 4Q-11
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9
Gráfico 14. Margen Bruto segmento Refinación
Fuente: Valores Bancolombia con datos de
Ecopetrol.
Gráfico 15.Inversiones Segmento Refinación
Fuente: Valores Bancolombia con datos de
Ecopetrol.
Gráfico 16.Capacidad, volúmenes y porcentajede uso del transporte de crudos
Fuente: Valores Bancolombia con datos de
Ecopetrol.
Tabla 3 – Principales cambios en el segmento derefinación buscados con el PMRB y el PMDC
Cartagena Barrancabermeja
2011 2013 E 2011 2015 E
Capacidad instalada MBD 80 165 250 250
Factor de conversión % 74% 95% 76% 95%
Procesamiento crudos pesados % 0% 61% 21% 69%
Procesamiento crudos medios % 93% 23% 55% 21%
Procesamiento crudos ligeros % 7% 16% 24% 10%
Producción Fueloil y Coque % 28% 4% 18% 4%
Producción destilados medios % 36% 51% 41% 46%
Producción Gasolina y GLPs % 36% 45% 34% 41%
Fuente: Valores Bancolombia con datos de Ecopetrol.
La inversión total en el segmento de refinación para el periodo 2012-
2020 es de aproximadamente USD5.600 millones (7% del Capex
total de la MEGA), los cuales serán asignados principalmente a los
proyectos de Cartagena y Barrancabermeja, que se espera estén enoperación durante el segundo trimestre de 2013 y finales de 2015
respectivamente. De acuerdo con la información del emisor, a
diciembre de 2011 el avance físico del PMDC era cercano al 54%,
mientras que en el caso del PMRB se encontraban realizada la
totalidad del diseño de ingeniería y la adquisición de tierras
necesarias para la ampliación de la infraestructura.
Transporte
El segmento de transporte constituye el tercero en importancia en
términos del ingreso consolidado del Grupo y el segundo en cuanto a
márgenes de rentabilidad. Adicionalmente, la infraestructura de
movilización de hidrocarburos de la firma se ha venido consumiendoa tasas aceleradas (conforme el aumento de la producción ver gráfico
16), por lo que su expansión y optimización está directamente
relacionada con el desarrollo y crecimiento del segmento de E&P.
Para la proyección de la estructura de ventas y egresos de esta línea
de negocio se tomaron como variables claves la capacidad instalada
y los volúmenes transportados tanto de crudos como de refinados,
así como la tarifa implícita por barril proveniente de la información
histórica de la compañía. Además, se han incorporado en el modelo
de valoración las expansiones de los actuales oleoductos y la
construcción del Oleoducto Bicentenario, que constituyen los factores
más relevantes en esta área del negocio. En la siguiente tabla se
presenta el resumen de los principales proyectos de transporte de
crudos y derivados que se están adelantando y se llevarán a cabo
durante el periodo 2011-2013, y a través de los cuales se planea
ampliar la capacidad en cerca de 1.037 KBPD.
11,4
9,0
10,5
3,5
4,4
7,7
11,2
0
2
4
6
8
10
12
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
U S D /
B b l
516,9
617,0
358,0
601,0
0
100
200
300
400
500
600
700
2009 2010 2011 2012 E
U S D M M
517 542 576771
916872 887 910 9911.137
59% 61% 63%
78% 81%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
0
200
400
600
800
1.000
1.200
2007 2008 2009 2010 2011
K B P D E
V.Transportados Capacidad
V.Transp. / Capacidad
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10
Gráfico 17.Capacidad histórica y proyectada detransporte de crudo
Fuente: Valores Bancolombia con datos de
Ecopetrol.
Gráfico 18. Costo por barril transportado
Fuente: Valores Bancolombia con datos de
Ecopetrol.
Gráfico 19. Proyección precio promedio del WTI
Fuente: Valores Bancolombia con datos de
Bloomberg.
Tabla 4 – Proyectos de expansión de la capacidad detransporte de hidrocarburos en Colombia
ProyectoAdición Inicio
KBPDE Operaciones
ODL - Rubiales – Monterrey 180 dic-11
Pozos Colorados – Galán 60 dic-11
Caño Limón - Optimización Coveñas 60 feb-12
Orito – Tumaco 40 feb-12
OBC - Fase I 120 jun-12
Magdalena Medio 25 jul-12
Oleoducto de diluente 37 jul-12
ODC - Vasconia – Coveñas 65 sep-12
San Fernando - Monterrey-Cusiana 390 feb-13
Vasconia-GRB-Galán 60 feb-13
Coveñas - Almacenamiento adicional 1.200 feb-13
Fuente: Valores Bancolombia con datos de Ecopetrol.
A través de estas y otras expansiones, Ecopetrol planea llegar en 2016a una capacidad de movilización de hidrocarburos de 2.205 KBPDE, la
cual estaría enfocada en crudos pesados, siendo consistente y dándole
soporte a las metas del segmento de exploración y producción
contempladas en el plan estratégico de largo plazo de la empresa.
Además de la ampliación de la infraestructura, es importante mencionar
que en esta línea de negocio Ecopetrol se encuentra evaluando la
implementación de varias tecnologías como el calentamiento de las
líneas y el uso de sustancias diluyentes diferentes a la NAFTA que le
permitan incrementar los volúmenes movilizados y así mismo reducir el
costo por barril transportado, elementos que beneficiarían directamente
la valoración de la firma al reducir uno de los componentes más
importantes del netback operativo.
Otros supuestos de valoración
Dentro de los supuestos que no han sido mencionados en las
anteriores secciones y que inciden directamente sobre la valoración de
Ecopetrol se encuentran las proyecciones del precio del petróleo, los
márgenes de retorno operativo, los niveles de apalancamiento
financiero y la tasa de descuento.
En el caso del precio internacional del crudo, se ha tomado como
referencia el consenso de los analistas internacionales y que incluye a
las referencias WTI y Brent para el periodo 2012-2015 (ver gráfico 19).A partir del último año de proyección, se asume un precio constante.
8 7 2
8 8 7 9 1 0 9 9 1 1 . 1 3 7
1 . 3 1 5
1 . 4 5 5
1 . 7 0 5
1 . 7 0 5 2 .
2 0 5
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
2007 2009 2011 2013 E 2015 E
K
B P D E
8,10
9,709,13
8,41 8,03
0
2
4
6
8
10
12
2007 2008 2009 2010 2011
U S D / b b l
97109 113
123110 115 115 116
0
20
40
60
80
100
120
140
2012 2013 2014 2015
U S D /
B b l
WTI BRENT
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11
Gráfico 20.Margen EBITDA proyectado
Fuente: Valores Bancolombia.
Es para anotar que de acuerdo al comportamiento de combustibles
fósiles del mundo, asociados principalmente con el crecimiento de la
actividad económica en los países emergentes, y principalmente en
China, India, Brasil, Rusia, entre otros, no se estima por parte de los
expertos un escenario en el que las cotizaciones del crudo puedan
mostrar una tendencia bajista sostenida. Al contrario, la dificultad para
encontrar nuevos yacimientos, así como los mayores costos para
desarrollarlos, junto con la inestabilidad política y social en varios de los
países productores como Irán, Siria, Libia y Venezuela, suponen unpanorama de mediano plazo de precios por encima de los USD100 /
Bbl, situación que es favorable para la industria de hidrocarburos, y
particularmente para Ecopetrol en la medida en que sus presupuestos
para 2012 asumen un precio de USD70 / Bbl.
En cuanto a los márgenes de rentabilidad operativa, y especialmente el
EBITDA, se encuentra relacionado directamente con la estructura de
ingresos y costos de cada línea de negocio, especialmente la de E&P.
En esta medida, la consolidación de estos resultados lleva a un
comportamiento del margen EBITDA a incrementarse desde el 46%
actual (diciembre 2011) hasta niveles del 53% en 2013 (ver gráfico 20),
situación que se encuentra explicada principalmente por el aumento en
el precio internacional del crudo, al incremento en los volúmenesproducidos y a la entrada en operación del proyecto de ampliación y
modernización de la refinería de Cartagena y posteriormente del de
Barrancabermeja.
De otra parte, la estructura de capital proyectada parte de la capacidad
de generación de caja de la empresa y de su suficiencia para fondear el
plan de inversiones de largo plazo. En este sentido, el nivel de
apalancamiento (Deuda / Patrimonio) inicia en niveles del 30%, para
disminuir progresivamente hacia una relación del 9% en el año 2020 en
la medida en que hay una mayor generación de caja y las inversiones
de capital tienen una menor ponderación en comparación al total de las
ventas.
Finalmente, la tasa de descuento fue calculada a partir del modelo
CAPM (Capital Asset Pricing Model ) en el que el costo del capital va
siendo ajustado de acuerdo con el nivel de apalancamiento proyectado
de la firma (Rolling WACC ). De esta manera, el WACC promedio
utilizado en el modelo de valoración es de 13% en pesos, partiendo de
un Beta desapalancado de 1,14.
Escenarios de Valoración
El análisis de escenarios busca establecer resultados alternativos de la
valoración en situaciones en que sus variables fundamentales varíen de
los supuestos base. De esta manera, se han realizado sensibilidades
sobre el precio internacional del crudo y los márgenes EBITDA, dadoque estos elementos recogen de forma agrupada y consiste tanto el
comportamiento del mercado como el particular del desempeño
operativo y financiero de Ecopetrol.
46% 47%
52% 53% 53% 52% 51% 50% 51% 51%
20%
25%
30%
35%
40%
45%
50%
55%
60%
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
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Gráfico 21.Comparación vida media de lasreservas
Fuente: Valores Bancolombia y datos de cada
compañía.
En esta medida, para el escenario positivo se ha supuesto un
incremento sostenido del 5% en los precios internacionales del
petróleo, junto con una expansión también del 5% en los márgenes
EBITDA. El resultado de este ejercicio es una aumento del precio
objetivo del escenario base cercano en 14% hasta los $5.780.
Estimamos la probabilidad subjetiva de este escenario en 20%.
En contraposición el escenario negativo, asume la sensibilidad en las
mismas variables y en las mismas proporciones, perodesfavorablemente para Ecopetrol, situación en la que el precio se
reduciría hasta 4.450, que representa una disminución del 12,3% frente
al escenario base. Estimamos la probabilidad subjetiva de este
escenario en 10%.
Valoración Relativa
El análisis de múltiplos de Ecopetrol en el que se comparan métricas de
valor relativo financieras y operativas muestra un encarecimiento de la
estatal colombiana frente a otras petroleras integradas, especialmente
en cuanto a su valor empresa por barril de reservas 1P, el cual es uno
de los más altos del grupo de comparables (ver tabla 5), lo que ratifica
la importancia de que la firma incremente su inventario dehidrocarburos explotables. Este punto se observa también a partir de la
vida media de las reservas de Ecopetrol, que a diciembre de 2011 se
ubicó en 8,8 años, por debajo de los 13,7 años de los pares (ver gráfico
22).
Pese a que las demás razones también muestran un enriquecimiento
frente al promedio de industria, las diferencias son más ajustadas, y
podrían estar justificadas por niveles superiores de retorno y mayores
expectativas de crecimiento.
Tabla 5 – Análisis de múltiplos de valoración relativa
Compañía EV Proved 1PProducción
(KBOED)RPG
EV /EBITDA
EV /1P
EV /BOED
R/P
Petrobras 248.092 16.411 2.621 9,1 6,3 15,1 94,6 17,2
Exxon Mobil 418.764 24.932 4.506 10,0 6,3 16,8 92,9 15,2
BP 179.407 18.071 3.822 5,8 4,2 9,9 46,9 13,0
RD Shell 259.557 14.000 3.300 7,3 4,6 18,5 78,7 11,6
Total 156.767 11.400 2.350 7,5 3,3 13,8 66,7 13,3
Chevron Corp. 211.415 11.236 2.673 7,9 15,5 18,8 79,1 11,5
ENI 134.858 7.183 1.581 9,1 7,0 18,8 85,3 12,4
Hess Corp. 27.986 1.169 370 10,9 4,0 23,9 75,6 8,7
Marathon 23.926 1.800 403 9,3 4,2 13,3 59,4 12,2
Anadarko. 55.349 2.304 248 26,0 6,7 24,0 223,2 25,5
Repsol YPF 62.387 1.100 299 5,2 3,8 56,7 208,7 10,1
BG 93.815 3.247 641 18,5 8,4 28,9 146,4 13,9
Petro China 343.831 22.542 3.552 13,2 6,1 15,3 96,8 17,4Sinopec 144.297 4.020 1.130 8,5 4,3 35,9 127,7 9,7
Promedio 10,6 6,1 22,1 105,9 13,7
Ecopetrol (Spot) * 115.330 1.857 579 13,3 6,9 62,1 199,1 8,8
Prima / Descuento 25% 14% 181% 88%
Fuente: Valores Bancolombia con datos de Bloomberg y de cada una de las empresas.
0,0
5,0
10,0
15,0
20,0
PetroChina
Petrobras
ExxonMobil
BG
Total
Martahon
BP
ENI
RD Shell
ChevronCorp.
RepsolYPF
Sinopec
Ecopetrol
HessCorp.
R/P Promedio
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Grupo Empresarial Ecopetrol: Reporte de Compañía 26 de Marzo de 2012
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Estados financieros consolidados
Grupo Empresarial Ecopetrol
(Millones de COPs)
2009 2010 2011 2012 E 2013 E 2014 E
Ingresos Operacionales 30.404.390 41.968.311 65.752.268 59.501.695 63.913.422 71.550.748
Costos y Gastos Operacionales 22.531.051 29.089.469 40.061.305 31.582.223 30.621.331 33.814.473
Utilidad Operacional 7.873.339 12.878.842 25.690.963 21.669.387 25.904.319 29.225.426
Mg. Operacional 26% 31% 39% 36% 41% 41%
Gastos No Op. Netos 495.833 37.789 -904.302 -784.591 -1.719.497 -1.935.555
Utilidad antes de impuestos 7.250.844 11.492.617 23.641.432 19.820.414 23.041.521 26.009.951
Impuesto de renta 2.114.029 3.238.650 7.955.721 5.805.162 6.748.586 7.618.003
Utilidad Neta 5.132.054 8.146.471 15.452.334 14.015.252 16.292.935 18.391.948
Mg.Neto 17% 19% 24% 24% 25% 26%
EBITDA 11.429.867 16.699.494 30.021.133 27.919.472 33.292.091 37.736.275
Mg.EBITDA 38% 40% 46% 47% 52% 53%
2009 2010 2011 2012 E 2013 E 2014 E
Caja 4.024.377 4.054.560 8.117.539 1.879.618 1.616.866 3.457.445
Cuentas por Cobrar 2.969.120 2.736.592 4.635.834 4.552.576 5.111.427 5.722.217Inventarios 2.042.697 2.192.088 2.761.605 3.997.578 4.293.977 4.807.085
Otros Activos Corrientes 3.081.594 3.646.398 3.522.335 3.824.159 4.381.770 4.896.642
Total Activos Corrientes 12.117.788 12.629.638 19.037.313 14.253.931 15.404.041 18.883.389
Activos de Largo Plazo 43.441.729 56.139.718 73.240.073 78.774.912 88.911.149 98.342.119
Total Activo 55.559.517 68.769.356 92.277.386 93.028.843 104.315.189 117.225.508
Obligaciones Financieras de CP 437.081 1.079.169 831.594 2.199.472 2.716.485 3.454.478
Cuentas por Pagar 3.280.232 4.062.602 4.374.890 3.273.844 3.174.237 3.505.242
Otros pasivos de CP 3.752.900 4.900.807 10.545.953 7.768.606 8.762.371 9.709.047
Total Pasivo Corriente 7.470.213 10.042.578 15.752.437 13.241.922 14.653.093 16.668.767
Obligaciones Financieras de LP 5.714.354 7.833.715 7.969.978 10.811.885 13.265.531 16.219.990
Obligaciones Laborales de LP 2.583.117 2.814.021 3.190.229 3.190.229 3.190.229 3.190.229
Otros Activos de LP 6.280.565 6.264.910 8.423.256 8.926.339 9.407.950 9.910.629
Pasivo No Corriente 14.578.036 16.912.646 19.583.463 22.928.453 25.863.709 29.320.847
Total Pasivos 22.048.249 26.955.224 35.335.900 36.170.375 40.516.802 45.989.614
Patrimonio 32.569.957 41.328.181 54.688.855 54.605.838 61.545.756 68.983.263
Int.Minoritario 941.311 485.951 2.252.631 2.252.631 2.252.631 2.252.631
8/2/2019 260312ValoresBancolombiaEcopetrol
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Grupo Empresarial Ecopetrol: Reporte de Compañía 26 de Marzo de 2012
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