Valoración de la Empresa

Valoración de la Empresa

Universidad de los Andes

Departamento de Ingeniería Industrial

Proyecto de Grado II

Jose Suarez

201426306

Asesor: Julio Villarreal

[Página en blanco intencionalmente]

TABLA DE CONTENIDOS

1. RESUMEN EJECUTIVO ….…………………………………………………………………………………………….…- 5 -

2. INTRODUCCIÓN A LA EMPRESA……………………………………………………………………………..……..- 8 -

2.1 Ecopetrol S.A.…………………………………………………………………………………………….……………..- 8 -

2.1.1 Descripción General…………………………………………………………………………..………………- 8 -

2.1.2 Resumen Financiero…………………………………………………………………………………………- 10 -

2.2 Refinería de Cartagena S.A.……………………………………………………………………………………….- 12 -

2.2.1 Descripción General…………………………………………………………………………..…………….- 12 -

2.2.2 Resumen Financiero…………………………………………………………………………………………- 14 -

2.2.3 Escándalo de Corrupción………………………………………………………….………………………- 17 -

3. DESCRIPCIÓN DE LA INDUSTRIA………………………………………………………………..………………..- 19 -

3.1 Industria Petrolera Internacional..…………………………………………………………….…………….- 19 -

3.2 Industria Petrolera Colombiana.……………………………………………………………..…….………..- 20 -

3.3 Macroeconomía de Colombia…………………………………….…………………………………………..- 27 -

4. VALORACIÓN DE LA EMPRESA..………………………………………………………………..………………..- 30 -

4.1 Valoración por Múltiplos de Mercado….………………………………………………….……………..- 30 -

4.1.1 Descripción de Valoración Relativa…………………………………………………..………………- 30 -

4.1.2 Universo de Empresas Comparables de Reficar………………………………..………………- 31 -

4.1.3 Canasta de Empresas Comparables Final……………..…………………………..………………- 41 -

4.2 Valoración por Flujos Descontados (DCF).….…………………………………………….……………..- 46 -

4.2.1 Descripción de DCF…………………………………………………………………………..………………- 46 -

4.2.2 Supuestos de Proyección………………………………..………………………………..………………- 47 -

4.2.3 Ingresos……………………………………………….……………..…………………………..………………- 48 -

4.2.4 Costos & Gastos de Ventas.………………….……………..…………………………..………………- 50 -

4.2.5 Deuda….……………………………………………….……………..…………………………..………………- 52 -

4.2.6 Flujo de Caja..……………………………………….……………..…………………………..………………- 52 -

4.2.7 Balance General..………………………………….……………..…………………………..………………- 54 -

4.3 Resumen de Proyecciones – Case Base…….…………………………………………….………….…..- 55 -

4.4 Valor Terminal………………………………………….…………………………………………….………….…..- 59 -

4.5 Cálculo del WACC……………………………….…….…………………………………………….………….…..- 62 -

4.6 Valoración de la Empresa – Caso Base……...…………………………………………….………….…..- 68 -

5. ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD……..…………………………………………………………..……………………..- 72 -

5.1 Sensibilidades al Margen de Refinación..………………………………………………….……………..- 72 -

5.2 Sensibilidades a la Utilización de la Refinería….……………………………………….………………- 72 -

5.3 Sensibilidades al CAPEX de Mantenimiento.…………………………………………….……………..- 72 -

5.4 Sensibilidades a las Sinergias………………..………………………………………………….……………..- 73 -

5.5 Sensibilidades al CAPEX de Reposición...………………………………………………….……………..- 73 -

5.6 Sensibilidades al WACC………………………..………………………………………………….……………..- 74 -

5.7 Ampliación de la Refinería….………………..………………………………………………….……………..- 74 -

5.8 Resultados del Análisis de Sensibilidad...………………………………………………….……………..- 75 -

6. CONDERACIONES ADICIONALES Y CONCLUSIONES.……………………………..……………………..- 77 -

7. ANEXOS……….……………………………………………………...……………………………..……………………..- 78 -

7.1 Estados Financieros Proyectados………....………………………………………………….……………..- 78 -

7.2 Bibliografía………………………………………………….….……………………………………….………………- 82 -

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1. RESUMEN EJECUTIVO

La Refinería de Cartagena S.A. (“Reficar”, “la Empresa”, “la Refinería”) es la segunda refinería de

crudo más importante de Colombia, luego de la Refinería de Barrancabermeja. Tiene una

capacidad de 165,000 bpd, tras una ampliación terminada entre el 2015 y 2016.

Este análisis de valoración contempla las técnicas de valoración de empresas más utilizadas en la

práctica. Se llevó a cabo un análisis de valoración por Múltiplos de Mercado (“Múltiplos”) y otro

por Flujos Descontados (“DCF”).

Utilizando la metodología de betas proporcionales propuesta por el profesor Julio Ernesto

Villarreal Navarro de la Universidad de los Andes, se logró encontrar una aproximación al Costo

de Capital Promedio Ponderado (“Weighted Average Cost of Capital”, “WACC”) teniendo en

cuenta una canasta de empresas comparables de la industria de la refinación de crudo en

mercados considerados eficientes por su tamaño, liquidez y transaccionalidad. Para esto, se

utilizó un Costo de la Deuda (“KD”) calculado a través de la metodología del Building Blocks Model,

y un Costo del Equity (“KE”) calculado utilizando el Capital Asset Pricing Model (“CAPM”).

En cuanto al análisis de Múltiplos de Mercado, se utilizó la misma canasta de empresas

comparables que para el WACC.

Buscando encontrar la aproximación más acertada del Enterprise Value (“EV”) y del Equity Value

de la Empresa, se utilizó el múltiplo de EV/EBITDA, teniendo en cuenta el EBITDA 2017, 2018

Esperado y 2019 Esperado (de aquí en adelante, “2018E” implica 2018 esperado, y lo mismo para

los otros años, “2017A” significa 2017 Actual y lo mismo para el resto de los años).

El análisis por múltiplos, utilizando EV/2019E EBITDA, resultó en un rango para el Enterprise Value

de Reficar de USD 1,950 millones a USD 6,205 millones, ajustado luego por una desviación

estándar tanto en el mínimo como en el máximo, y se llegó al rango final de la valoración entre

USD 3,233 millones y USD 4,933 millones.

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Se tuvo en cuenta en inicio un caso base compuesto por dos proyecciones para el precio de

Brent, el componente más importante tanto de los ingresos de Reficar como de sus Costos. El

“Caso Base Alto” implica el caso base de la valoración llevado a cabo utilizando las proyecciones

de Fitch Solutions para el precio del Brent. El “Caso Base Bajo” implica el caso base de la

valoración llevado a cabo utilizando las proyecciones del Bloomberg Consensus para el precio del

Brent. El análisis por Múltiplos se consideró utilizando las proyecciones del Bloomberg Consensus

solamente.

Es importante notar que, en diciembre del 2017, Ecopetrol S.A. (casa matriz de Reficar) asumió

toda la deuda de la Empresa. Dado este suceso, se asume para las proyecciones y la valoración

que Reficar queda sin obligaciones financieras en sus libros. Por lo tanto, el valor de la deuda

neta es negativo y resulta en un Equity Value mayor al Enterprise Value de la Empresa.

El análisis por Flujos Descontados resultó en un rango de valoración entre USD 4,547 millones y

USD 4,838 millones. Los flujos se descontaron con un WACC calculado en 8.75% en Dólares

Americanos a noviembre 26, 2018. El valor terminal de la compañía se contempló a través de un

flujo a perpetuidad depreciado por un Capital Expenditure (“CAPEX”) de reposición necesario

para mantener el activo en operación, equivalente en el caso base al 60% de lo que hoy costaría

construir una refinería de igual capacidad.

Dada la cesión de la deuda a Ecopetrol, el rango para el Equity Value en lo que contempla el caso

base es entre USD 4,692 millones y USD 4,979 millones.

Finalmente, se llevó a cabo un análisis de sensibilidad para determinar el efecto de ciertas

variables clave sobre la valoración de la Empresa. Dentro de las variables consideradas están el

margen de refinación, la utilización de la capacidad de la Refinería, el CAPEX de reposición y

sensibilidades al valor del WACC.

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Además, dentro de las sensibilidades de esta valoración se analizó una posible ampliación de

Reficar utilizando equipos de la antigua refinería, algo que Ecopetrol ha mencionada varias veces

y que está actualmente estudiando su viabilidad. Esto ampliaría la capacidad de Reficar en 78,000

bpd, llevando la capacidad total de refinación a 243,000 bpd. Dado lo prematuro de esta

potencial ampliación, se llevó a cabo un rango extenso de los posibles efectos de esta ampliación

y el potencial CAPEX que se requeriría.

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2. INTRODUCCIÓN A LA EMPRESA

2.1 Ecopetrol S.A.

2.1.1 Descripción General

Ecopetrol S.A. (“Ecopetrol”, “La Compañía”) es la empresa petrolera estatal de Colombia, y

conjuntamente la empresa más grande del país. Ecopetrol es una empresa integrada de petróleo,

con operaciones en los segmentos Upstream (exploración, explotación y producción), Midstream

(transporte de hidrocarburos) y Downstream (refinación y marketing de hidrocarburos y

productos derivados).

En el segmento Upstream, Ecopetrol cuenta con una participación de mercado del 62% en la

producción de crudo y 79% en la producción de gas natural en el país. La Compañía cuenta con

participaciones en otras empresas dedicadas a la exploración, explotación y producción de crudo.

Sus filiales más importantes en este segmento son Hocol y Equion dentro de Colombia, en las

cuales cuenta con participaciones mayoritarias (100% y 51%, respectivamente). Además, cuenta

con operaciones en Chile, México, Brasil, Perú y Estados Unidos.

En cuanto al segmento Midstream, Ecopetrol controla aproximadamente el 81% de la capacidad

de transporte de crudo de Colombia. La Compañía tiene participaciones mayoritarias en los

oleoductos más importantes del país, incluyendo en Oleoducto Central S.A. (“Ocensa”),

Oleoducto de los Llanos Orientales (“ODL”), Oleoducto de Colombia (“ODC”) y Oleoducto

Bicentenario.

Ocensa es el oleoducto más grande de Colombia, con un recorrido que cubre 836 km en tierra y

12 km marítimos. El oleoducto está dividido en segmentos, con el Segmento 0 corriendo desde

Cupiagua hasta Cusiana (39 km) y contando con una capacidad de diseño de 198,000 bpd, el

Segmento 1 desde Cusiana hasta El Porvenir (33 km) con capacidad de 745,000 bpd, Segmento 2

desde El Porvenir hasta Vasconia (287 km) con capacidad de 750,000 bpd, y finalmente el

Segmento 3 desde Vasconia hasta el puerto de Coveñas (477 km) con capacidad de 570,000 bpd.

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Ecopetrol tiene una participación del 72.65% en Ocensa, con los fondos de capital privado Advent

International y Darby Private Equity teniendo los restantes 22.35% y 5.00%, respectivamente.

ODC corre adjunto al Segmento 3 de Ocensa, mientras que ODL va desde el campo Rubiales hasta

Cusiana. El Oleoducto Bicentenario corre desde la estación de Araguaney en los Llanos

Orientales, hasta la Estación de Banadía. Aquí, conecta con el oleoducto Caño Limón – Coveñas,

donde conjuntamente representan el segundo oleoducto más grande del país, conectando los

Llanos con el Puerto de Coveñas como lo hace Ocensa.

Para el segmento Downstream, Ecopetrol es dueña de las dos refinerías más importantes del

país: la Refinería de Cartagena y la Refinería de Barrancabermeja. Reficar cuenta con una

capacidad de 165,000 bpd mientras que la Refinería de Barrancabermeja cuenta con una

capacidad de 250,000 bpd. Sumadas estas dos, la capacidad de refinación de Ecopetrol es de

415,000 bpd. La Refinería de Barrancabermeja produce destilados, gasolina, y otros combustibles

(fuel oil), principalmente. Por su lado, Reficar produce en mayor proporción diésel, seguido por

gasolina y Naftas.

La Refinería de Barrancabermeja abastece principalmente al mercado nacional, con excesos de

fuel oil y petroquímicos exportados al mercado internacional. Ubicada a la orilla del Río

Magdalena, la refinería lleva en operación desde 1922. Entre el 2007 y 2017, Ecopetrol ha

invertido más de USD 2,400 millones para el crecimiento de la refinería, incluyendo inversiones

en unidades de hidrotratamiento de combustibles, ampliación de la capacidad de producción de

asfalto y almacenamiento de Gas Licuado de Petróleo (“GLP”). Además, se han llevado otras

inversiones por un valor cercano a USD 1,900 millones en divididos entre un plan maestro de

servicios industriales, centro de optimización para la refinería, recuperación de estructuras de

torres enfriadoras y un plan maestro ambiental, entre otros. La firma internacional Solomon

Associates evaluó el desempeño y las operaciones de la Refinería de Barrancabermeja como unas

de las más eficientes y rentables a nivel Latinoamericano, y por encima de la media de Estados

Unidos, Japón, Canadá y Europa. Las operaciones de la Refinería de Barrancabermeja consolidan

directamente dentro de Ecopetrol.

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En el segmento Downstream, Ecopetrol cuenta también con participaciones mayoritarias en

Essentia (petroquímicos), Bionenergy (biocombustibles) y Ecodiesel (biocombustibles).

2.1.2 Resultados Financieros

A lo largo del periodo entre el 2015 y 2017, Ecopetrol sufrió por la caída del precio del crudo. Sus

resultados reflejan un cambio importante en la eficiencia de las operaciones, mostrando un break

even de USD 118 por barril en el 2014 a USD 40 por barril en el 2017 lo cual implica reducciones

muy importantes que ayudan la rentabilidad del negocio.

A continuación, se presentan los resultados financieros del Grupo Ecopetrol para los años

terminados al 31 de diciembre de 2014 – 2017. Adicionalmente, se presentan los resultados a

septiembre 30 del 2018 (últimos doce meses, o “LTM”). Las cifras a esta fecha son estimaciones

ya que para los cortes trimestrales Ecopetrol solo muestra cifras en billones de Pesos

Colombianos, por lo que no se tiene el detalle completo en millones. Además, se presentan las

cifras en Dólares Americanos para futura comparación con las cifras de Reficar. Las cuentas del

Balance General se convirtieron a la tasa del final del periodo (“EoP”) mientras que las cifras del

Estado de Resultados y el Flujo de Caja se convirtieron a la tasa promedio del periodo, según el

Banco de la República (“BanRep”).

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Tabla 2.1.1 – Resultados de Ecopetrol 2014 – 3Q’18 LTM, con las tasas de cambio correspondientes y el equivalente en USD.

Como se puede observar en la tabla 2.1.1, los resultados de Ecopetrol fueron fuertemente

afectados por la caída del precio del crudo a partir de finales del 2014. En el periodo compuesto

por los últimos doce meses a partir del 30 de septiembre del 2018, Ecopetrol se ha visto

beneficiado por la recuperación del precio del crudo. Adicionalmente, dadas las eficiencias

trabajados durante anteriores años, los resultados son mejores que los del 2014, con márgenes

significativamente superiores y niveles de ingresos muy similares. Se evidencia una Tasa de

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Crecimiento Anual Compuesta (“TCAC”, “Compounded Annual Growth Rate”, o “CAGR”) positiva

en cuanto al EBIT, EBITDA y Utilidad Neta, medidas en la moneda local. A pesar de esto, los

resultados de Ecopetrol están ligados al precio del crudo, por lo que una caída en este podría

afectar adversamente la operación de La Compañía.

Cabe resaltar que las calificaciones internacionales de Ecopetrol son Baa3 por Moody’s, BBB- por

S&P y BBB por Fitch.

2.2 Refinería de Cartagena S.A.

2.2.1 Descripción General

La Refinería de Cartagena es uno de los complejos industriales más modernos del continente, y

la segunda refinería de crudo más grande de Colombia. Sus operaciones comenzaron gracias a

Exxon, quien en 1957 construyeron la Refinería original para suplir la demanda de la Costa Caribe.

En 1974, Ecopetrol adquirió la operación de la Refinería en un 100%.

A finales del siglo XX, el Gobierno comenzó a estudiar las posibilidades de ampliar la capacidad

de refinación de Reficar debido a una creciente demanda por productos refinados. Al momento,

Reficar contaba con una capacidad de 80,000 bpd.

En el 2006, Ecopetrol enajenó el 51% de sus acciones en Reficar a Glencore, una empresa privada

de origen suizo y americano. La adquisición se llevó a cabo por USD 643 millones.

En el 2007, tras un extenso análisis, se decidió que la ampliación de Reficar era un proyecto

estratégico para la Nación, particularmente para poder reducir la importación de productos

refinados – especialmente combustibles – y en vez suplir la demanda internamente. Con esto,

Glencore y Ecopetrol firmaron un contrato de ingeniería, adquisición y construcción (“EPC”,

“Engineering, Procurement, and Construction”) con la empresa de ingeniería americana Chicago

Bridge & Iron (“CB&I”).

- 13 -

Luego, en el 2009, Glencore desinvirtió en Reficar, vendiéndole sus acciones de nuevo a Ecopetrol

por USD 549 millones. La ampliación comenzó a tomar forma este año, hasta que finalmente, el

21 de octubre del 2015 tras 27 meses de retraso sobre los 5 años originales que se

presupuestaban para la ampliación, Reficar recibió la primera carga de crudo cuando el entonces

presidente Juan Manuel Santos abrió la válvula de la Unidad de Crudo. Luego de esto, el 10 de

noviembre del 2015 se produjeron los primeros productos refinados en la nueva refinería.

Progresivamente, las demás unidades de operación de Reficar fueron siendo completadas, hasta

que todas las 34 unidades entraron en operación el 11 de julio del 2016.

Durante los años 2016 y 2018, la Refinería ha estado en proceso de estabilización y optimización,

mejorando márgenes, tanto de refinación como operativas, e impulsando las sinergias que hay

con la Refinería de Barrancabermeja.

Figura 2.2.1 – Línea del Tiempo resumida de la historia e hitos de la Refinería de Cartagena.

Reficar ha sido el foco del escándalo de corrupción más grande en la historia de Colombia, lo cual

se discutirá en la sección 2.2.3 Escándalo de Corrupción.

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2.2.2 Resultados Financieros

Como fue mencionado anteriormente, la ampliación de la Refinería de Cartagena fue completada

en julio del 2016, por lo que los resultados financieros históricos no son indicativos de lo que se

podría esperar en el futuro ya que la Refinería ha estado en proceso de estabilización y

optimización durante los pasados años. Con esto en mente, si se puede analizar cómo se

conforman las operaciones como tal de Reficar.

Para el año 2017, el mayor producto refinado en Reficar es el diésel, cuyo uso es tanto para

consumo en vehículos automotores, como para transporte público y carga pesada. El diésel

producido en Reficar es de la más alta calidad, cumpliendo estándares Euro VI. Al diésel lo sigue

la gasolina en términos de producción, y luego las naftas que son principalmente exportadas a

mercados internacionales. Otros productos refinados producidos en Reficar incluyen fuel oil (Jet

Fuel principalmente), GLP, y diluyentes, entre otros.

Reficar produjo 53.5 millones de barriles en el 2017, con 64% de las ventas al exterior y 36% al

interior del país. Sus principales mercados son Estados Unidos, la región de Centroamérica y

Caribe (“CAC”), y Suramérica continental, con menores exportaciones a Asia, África y Europa.

Durante este año, y debido a la estabilización de la planta, Reficar importó 24.8 millones de

barriles de crudo para refinar, provenientes de Estados Unidos, Angola, Rusia, Brasil y menores

cantidades de Nigeria, Egipto y Chad. La Empresa ha reiterado en múltiples ocasiones, y en las

llamadas de resultados trimestrales de Ecopetrol lo han explicado Felipe Bayón (presidente de

Ecopetrol) y Tomás Hernández (Vicepresidente de Refinación), que la Refinería tiene como

objetivo minimizar la cantidad de crudo que es importado e intentar utilizar 100% de crudos

nacionales en sus operaciones. Este hito se logró en el tercer trimestre del 2018.

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Figura 2.2.2 – Ilustración de la operación de Reficar.

Gráfica 2.2.1 – Composición de las importaciones de crudo (2017).

Países de donde se importa crudo

49%

18%

13%

20%

Diesel Gasolina

Naftas Otros

Ventas por Producto

66.0%

25.8%

6.1%1.8% 0.3%

USA CAC SA

Asia Africa

Ventas por Región

Refinería de Cartagena

Angola36%

USA30%

Rusia23%

Brasil6%

Nigeria2%

Egipto2%

Chad1%

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Como se mencionó anteriormente, la Empresa lleva desde el 2016 en proceso de estabilización.

Dado esto, los márgenes operativos de Reficar han sido mucho menores a lo que se espera a

largo plazo, pero con un crecimiento notable entre 2016 y 2017.

Gráfica 2.2.2 – Resumen de cifras financieras de Reficar 2016 – 2017 en USD mm. Cifras convertidas con la correspondiente

tasa de cambio USD/COP promedio del periodo ($3,050.98 y $2951.32 para 2016 y 2017 respectivamente).

Como se puede observar, hubo un crecimiento muy marcado entre los dos años que lleva la

nueva refinería en operación. Sin embargo, para las proyecciones del modelo, el comportamiento

histórico es esencialmente obsoleto, ya que un crecimiento de esta magnitud solo es visto bajo

el escenario del proceso de estabilización.

En cuanto a las cifras operativas, la utilización de la planta y su producción han ido incrementando

a medida que se estabiliza, llegando a niveles de 95.8% en el tercer trimestre del 2018, lo que

equivale a una producción de 158,000 bpd. Según la llamada de resultados de Ecopetrol para

este periodo, se alcanzó un récord de producción puntual durante el trimestre al llegar a los

164,000 bpd de producción.

$16 $245

$475

$3,100

($802)($678)($426)

$2,134

Utilidad NetaEBITEBITDAVentas

2017 2016

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El margen de refinación – el elemento clave para la rentabilidad de la Empresa – ha venido

mejorando también. Para el 2016, se tuvo un margen promedio de USD 5.3 por barril. Para el

2017, incrementó significativamente a USD 9.5 por barril. Para el primer semestre del 2018, el

margen de refinación de Reficar fue de USD 11.3 por barril. Considerando que la Refinería de

Barrancabermeja viene cayendo a un margen de USD 13.9 por barril en el tercer trimestre, luego

de lograr hasta USD 16.8 por barril en el 2015, hay espacio para optimizar y crecer el margen.

2.2.3 Escándalo de Corrupción

Reficar ha sido sujeto del escándalo de corrupción más significativo de Colombia. En febrero del

2016, el entonces Ministro de Hacienda, Mauricio Cárdenas, reveló que había habido sobrecostos

por aproximadamente USD 4,023 millones en la ampliación, más que doblando el presupuesto

inicialmente propuesto para este proyecto.

En esta fecha, la Contraloría General de la Nación señaló que se ejecutaron 316 contratos, en los

cuales se hicieron 977 adiciones y se vincularon 228 subcontrataciones.

Tras una investigación formal, se encontró que, en diciembre del 2008, Glencore sugirió

suspender la ampliación de la Refinería dada la crisis financiera que atravesaba el mundo en ese

momento y la incertidumbre que la acompañaba. Se concluyó que la Refinería era de interés

nacional, por lo que, para evitar pleitos con Glencore, Ecopetrol llevó a cabo la recompra de la

participación que había vendido de Reficar. Dado que ya había contratos firmados con CB&I,

Ecopetrol no encontró razón para sustituirlo y asumir una multa de hasta USD 50 millones.

El problema con la contratación comenzó cuando se decidió modificar los contratos EPC firmados

con CB&I de su modalidad Llave en Mano original a Costos Reembolsables. Según confirmado

por Nicolás Isaakson, exjefe jurídico de Reficar, CB&I ni siquiera presentó una oferta Llave en

Mano, la cual era el principal entregable de la adjudicación. Esto se debe a que CB&I nunca estuvo

dispuesto a asumir los costos del proyecto (lo que implica un contrato Llave en Mano), por lo que

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Reficar decidió continuar y firmar el contrato con modalidad Costo Reembolsable, el cual implica

que los costos del proyecto recaen sobre la Empresa.

Luego de todo, se ha concluido que hubo doble facturaciones en algunos casos – como lo es el

de Mamut, quien era el proveedor de grúas y debía entregar las grúas con combustible, pero en

vez hizo acuerdos con empleados de Reficar para pasar una doble facturación y ahorrarse el costo

entero del combustible. También, se incumplió el debido proceso al momento de escoger a los

auditores, Foster & Wheeler, donde no pasó por un proceso plural y objetivo que tuviera en

cuenta más candidatos para participar en el contrato.

En junio del 2018, la Contraloría imputó cargos a 20 personas por lo que es considerado el

detrimento patrimonial más grande del país por la pérdida de más de USD 2,400 millones. Entre

estos están el expresidente de Ecopetrol, Javier Genaro Gutiérrez, el ex vicepresidente de

refinación de Ecopetrol Pedro Rosales, la exjefa de la Unidad Corporativa de Filiales Diana Calixto,

y el exdirector del Departamento Nacional de Planeación (“DNP”) Hernando José Gómez.

Conjuntamente, imputó cargos con responsabilidad fiscal solidaria a los expresidentes de Reficar

Orlando Cabrales y Reyes Reinoso Yáñez.

En noviembre del 2018, tras acceder a ser testigo a cambio de inmunidad penal, Nicolás Isaakson

declaró ante la fiscalía los hechos del desfalco de Reficar, nombrando a Orlando Cabrales, Felipe

Laverde (exvicepresidente jurídico), Pedro Rosales, y a Masoud Deidehban, Philip Kent

Asherman, y Robert Matis, de CB&I, como involucrados en el escándalo.

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3. DESCRIPCIÓN DE LA INDUSTRIA

3.1 Industria Petrolera Internacional

La industria petrolera es altamente competida a nivel global. Según datos del 2016 la

Administración de Información de Energía de los Estados Unidos (“U.S. Energy Information

Administration”, “EIA”), los productores más grandes de petróleo a nivel global son Estados

Unidos, Rusia, Arabia Saudita, Iraq, e Irán.

La Organización de Países Exportadores de Petróleo (“OPEC” por sus siglas en inglés) es una

organización intergubernamental fundada en 1960 por Irán, Iraq, Kuwait, Arabia Saudita y

Venezuela. Hoy está compuesta por 15 países miembros, que conjuntamente producen

aproximadamente el 44% del petróleo del mundo, y el 81% de las reservas probadas. Dado el

tamaño de esta organización, tiene una influencia significativa sobre el precio del petróleo dado

la demanda que ofrecen. Adicionalmente, las empresas privadas más grandes del sector –

ExxonMobil, Chevron, Royal Dutch Shell, BP – tienen cierta influencia sobre esto también. Sin

embargo, últimamente las empresas estatales petroleras – Saudi Aramco, CNPC, NIOC, PDVSA,

Petrobras, Petronas – se han convertido en competencia al mismo nivel de las grandes compañías

integradas petroleras.

La industria petrolera tiene cinco ramas principales:

• Upstream: cubre lo que es exploración, explotación y producción de crudo. Incluye todo

lo que va dentro de estás subramas, incluyendo la sísmica, perforación y demás.

• Midstream: es el transporte de hidrocarburos. Esto cubre transporte por oleoductos,

gasoductos, poliductos, y cualquier otra forma de transporte.

• Downstream: es el segmento que cubre la refinación y marketing de hidrocarburos y

productos refinados.

• Integradas: son las empresas dedicadas a todos los segmentos de la industria

mencionados anteriormente. Compañías integradas incluyen ExxonMobil, BP y Chevron.

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• Servicios Petroleros: las empresas que se encargan de los servicios que puedan necesitar

las empresas petroleras. Empresas de servicios petroleros incluyen Schlumberger,

Halliburton y Baker Hughes.

La industria en general ha sufrido en tiempos recientes por la caída del precio del crudo a partir

del 2015. Esta caída fue resultado de una serie de sucesos, incluyendo un dólar fortalecido lo cual

tiende a bajar el precio de commodities, una caída en la demanda global, y una sobreoferta.

Sobre esta última, varios factores la afectaron. En primer lugar, la OPEC decidió no cortar la oferta

en una reunión en el 2014. Segundo, el Iran Nuclear Deal, un acuerdo firmado entre Irán y P5 +

1 (Estados Unidos, Reino Unido, Rusia, China, Francia y Alemania) y la Unión Europea. El acuerdo

contemplaba rediseñar, convertir y reducir las facilidades nucleares de Irán. Con este acuerdo,

sanciones sobre el crudo iraní se vieron relajadas, lo cual llevó a un alza en la oferta global de

crudo.

Hoy, Estados Unidos, bajo la Administración del presidente Donald Trump, ha vuelto a sancionar

a Irán, lo cual ha puesto gran incertidumbre sobre la perspectiva de las exportaciones que puedan

salir de Irán.

3.2 Industria Petrolera Colombiana

La industria petrolera es de suma importancia para la economía colombiana. El sector está

dominado por Ecopetrol principalmente, pero hay diferentes competidores en el mercado,

dependiendo del segmento que se analice.

Según datos de Wood Mackenzie, Colombia tiene reservas 2P (probadas + probables) de 2,969

millones de barriles, lo cual equivale a aproximadamente 7.6 años de producción según las

proyecciones. Adicionalmente, tiene significativas reservas de gas natural, equivalentes a

aproximadamente 8.2 años de producción.

Geológicamente, Colombia está dividido en diferentes cuencas de donde se extrae el petróleo:

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• Cuenca de los Llanos Orientales: la más importante zona de explotación de crudo del

país, ubicada como indica su nombre en los Llanos Orientales, en los departamentos del

Meta y Casanare principalmente. Esta cuenca cubre aproximadamente 200,000 km2, con

la mayoría dentro de Colombia y una pequeña parte en Venezuela conocida como la

cuenca Barinas. Los campos más importantes del país se encuentran acá, con Rubiales,

Castilla y Chichimene sobresaliendo como los más importantes del país.

• Cuenca del Valle Superior del Magdalena: una de las principales zonas petrolíferas del

país, ubicada en el centro-sur del país entre las Cordilleras Central y Oriental. Al norte es

delimitada por el Valle Medio del Magdalena, otra de las zonas de mayor producción de

crudo del país. Cubre un área aproximada de 26,200 km2.

• Cuenca del Valle Medio del Magdalena: localizada a lo largo de la porción central del

valle cursado por el Río Magdalena, entre las cordilleras Central y Oriental de Los Andes

y cubriendo un área de aproximadamente 32,000 km2, es la segunda zona más importante

de explotación de crudo del país.

• Cuenca del Valle Inferior del Magdalena: ubicada en la región Caribe, al suroeste de la

Sierra Nevada de Santa Marta y de la Serranía del Perijá, es otra importante zona dentro

del sistema petrolífero colombiano.

A pesar de que estas cuatro cuencas son las más importantes del país, otras zonas relevantes

para la explotación y producción de crudo son la Cuenca del Catatumbo (Norte Santander),

Cuenca de la Guajira, la Cuenca del Putumayo, y la Cuenca de Sinú – San Jacinto, entre otras.

En el segmento Upstream, Ecopetrol cuenta con una participación de mercado de

aproximadamente el 63% de la producción de crudo del país, y de 79% en cuanto a producción

de Gas Natural, según Fitch Solutions.

Otras empresas presentes en el mercado del país son:

- 22 -

• Frontera Energy (anteriormente Pacific E&P): es la segunda empresa más importante del

país en cuanto a producción de crudo. Su valor se derivó principalmente del campo

Rubiales, el más prolífico del país, que paso a manos de Ecopetrol en el 2016 tras la

quiebra de Pacific Rubiales

• Occidental Petroleum (“Oxy”): empresa americana con presencia en los campos de Caño

Limón. Tiene operaciones en Estados Unidos, el Medio Oriente y Latinoamérica.

• Chevron: es de las empresas petroleras más grandes a nivel global con presencia en 180

países. Su presencia en el país se debe a su adquisición de Texaco, que tenía presencia en

los campos de Gas Natural en la Guajira.

• Equion Energía: empresa que nació por la adquisición de las operaciones de BP en

Colombia por parte de Ecopetrol y Talisman, transacción valorada en aproximadamente

USD 1,800 millones. La empresa cuenta con presencia en los campos de Gas Natural y

bloques de exploración offshore (marítimas) en la costa Atlántica.

Entre otras empresas importantes del sector se encuentran la canadiense Gran Tierra, la brasilera

Petrobras, la holandesa Royal Dutch Shell, la noruega Statoil (Equinor ahora), la española Repsol,

la americana Anadarko, Hocol (subsidiaria de Ecopetrol con intereses particularmente en

producción de Gas Natural), Canacol (empresa canadiense con intereses en la producción de Gas

Natural), Mansarovar (Joint Venture entre ONGC y Sinopec) y Parex Resources (que en agosto

del 2018 anunció sus intenciones de vender sus activos principales en el país).

La producción de crudo del país ha estado entre 800 y 1,000 kbpd en los últimos años, con el

2013 y 2015 presentando producciones mayores a los 1,000 kbpd. En el 2017 se produjeron 867

kbpd, mayoritariamente provenientes de la Cuenca de los Llanos Orientales y el Valle Medio del

Magdalena. La producción se proyecta que irá cayendo a futuro, con una producción esperada a

2027 de 347 kbpd.

- 23 -

Gráfica 3.2.1 – Proyecciones de la producción de crudo en Colombia a 2027E, en kbpd.

En cuanto al segmento Midstream, la industria colombiana está dominada por Ecopetrol y sus

filiales, como fue explicado en la sección 2.1.1 de este documento.

Ecopetrol tienen una participación de mercado, en términos de oleoductos y crudo transportado,

de 81% al cuarto trimestre del 2018. Los oleoductos más importantes son Ocensa, ODL, ODC y

Bicentenario (con su extensión al oleoducto Caño Limón – Coveñas).

Ocensa es el oleoducto más grande de Colombia, con un recorrido que cubre 836 km en tierra y

12 km marítimos. El oleoducto está dividido en segmentos, con el Segmento 0 corriendo desde

Cupiagua hasta Cusiana (39 km) y contando con una capacidad de diseño de 198,000 bpd, el

Segmento 1 desde Cusiana hasta El Porvenir (33 km) con capacidad de 745,000 bpd, Segmento 2

desde El Porvenir hasta Vasconia (287 km) con capacidad de 750,000 bpd, y finalmente el

Segmento 3 desde Vasconia hasta el puerto de Coveñas (477 km) con capacidad de 570,000 bpd.

Ecopetrol tiene una participación del 72.65% en Ocensa, con los fondos de capital privado Advent

International y Darby Private Equity teniendo los restantes 22.35% y 5.00%, respectivamente.

1,002

888 867 889 897 864

821 754

666

566

485

409 347

-

200

400

600

800

1,00 0

1,20 0

-

200

400

600

800

1,00 0

1,20 0

2015 2016 2017 2018E 2019E 2020E 2021E 2022E 2023E 2024E 2025E 2026E 2027E

Llanos Valle Medio del Magdalena Valle Superior del Magdalena Otros

- 24 -

ODC corre adjunto al Segmento 3 de Ocensa, pero con una capacidad de diseño de 236,000 bpd.

ODL va desde el campo Rubiales hasta Cusiana y cuenta con capacidad de 340,000 bpd. Ecopetrol

tienen una participación del 65% en ODL (a través de Cenit) con el restante 35% en manos de

Pacific Midstream. El Oleoducto Bicentenario corre desde la estación de Araguaney en los Llanos

Orientales, hasta la Estación de Banadía y cuenta con una capacidad de diseño de 240,000 bpd.

En Banadía conecta con el oleoducto Caño Limón – Coveñas, donde conjuntamente representan

el segundo oleoducto más grande del país, conectando los Llanos con el Puerto de Coveñas como

lo hace Ocensa.

Otros oleoductos importantes del país incluyen el Oleoducto Transandino y el Oleoducto del Alto

Magdalena. El Oleoducto del Caribe es una estructura de 136km que transporta crudo desde el

Puerto de Coveñas hasta Puerto Bahía en Cartagena. A pesar de que el oleoducto llega a

Cartagena, no llega directamente a Reficar, ni es rentable, por lo que entró en liquidación en el

2016. Dado esto, es importante tener en cuenta que a Reficar no le llega ninguno de los mayores

oleoductos del país.

El segmento Downstream, específicamente en cuanto a refinación, está monopolizado por

Ecopetrol. Reficar y la Refinería de Barrancabermeja son las únicas dos refinerías capaces de

suplir la demanda de productos refinados que hay en el país – a pesar de que hay unas refinerías

de escala mucho más pequeña en algunos campos del país (Orito y Apiay, por ejemplo).

En referencia a la competencia dentro del segmento, el complejo de Sebastopol – la primera

refinería privada del país – está contemplado dentro de los Proyectos de Interés Nacional

(“pines”) y se espera que se construya en los próximos años con fecha de entrega en el 2021. Sin

embargo, este proyecto sigue siendo prematuro. En enero del 2018, reportes periodísticos

indicaron que el proyecto habría de llegar a su cierre financiero que le daría viabilidad de

construcción, sin embargo, estos reportes no han sido confirmados a noviembre del 2018.

- 25 -

La Refinería de Barrancabermeja es el complejo de refinación más grande del país, con una

capacidad instalada de 250,000 bpd. La Refinería de Barrancabermeja abastece principalmente

al mercado nacional, con excesos de fuel oil y petroquímicos exportados al mercado

internacional. Ubicada a la orilla del Río Magdalena, la refinería lleva en operación desde 1922.

Reficar por su lado, exporta el 36% de su producción a diferentes regiones del mundo. Cuenta

con una capacidad instalada de 165,000 bpd, para traer la capacidad total de refinación del país

a 415,000 bpd.

En cuanto al consumo interno del país, se ha visto una sobre oferta en años pasados, con la

producción del país estando consistentemente por encima del consumo. El diésel es la mayor

fuente de demanda, componiendo aproximadamente el 45% del mercado para el 2019, según

Fitch. El consumo viene creciendo alrededor del 3%, y se estima que entre el 2021 y 2022 habrá

un déficit dado que la demanda sobrepasará la oferta interna del país.

Gráfica 3.2.2 – proyecciones de producción y consumo de productos refinados en Colombia.

Dada la importancia de la industria, es clave impulsar la exploración de pozos y campos

petroleros. Si bien los segmentos Midstream y Downstream tienen una fuerza contundente en el

país, sin incrementar las reservas del país la producción continuará cayendo hasta agotar las

reservas y consecuentemente la industria entera (el segmento Downstream podría seguir de pie

344.6 355.3 364.9 375.7 393.3 409.4 421.4 431.0 441.0 452.6 465.9 481.1

2016 2017 2018E 2019E 2020E 2021E 2022E 2023E 2024E 2025E 2026E 2027E

Consumo de Productos Refinados (kbpd)

391.1 411.5403.3 406.1 408.8400.1 413.9 414.3 414.2 413.3 411.8 410.8

Producción de Productos Refinados (kbpd)

- 26 -

si se incrementan las importaciones, pero la rentabilidad y eficiencia de esta operación podrían

verse afectados significativamente).

En línea con esto, Ecopetrol tiene un plan de inversión orientado particularmente al segmento

Upstream. Sus inversiones entre el 2014 y 2016 fueron divididas aproximadamente en un 50% a

Upstream, 10% a Midstream y 40% a Downstream, especialmente por Reficar. En contraste,

Ecopetrol reveló su plan de inversión 2017 – 2020 por USD 13,000 millones, con

aproximadamente el 90% para Upstream y el restante 10% dividido entre Midstream y

Downstream. Con esto buscarían ampliar las reservas del país y estimular el desarrollo y la

explotación de pozos actuales.

Adicionalmente, existe un potencial importante de incrementar las reservas del país a través de

la fracturación hidráulica (fracking). El fracking es una técnica de extracción de hidrocarburos que

consiste en fracturar las rocas que contienen crudo y gas en su interior. Requiere de inyectar un

fluido de fractura a alta presión con el fin de que se creen fisuras y fracturas que permitan el flujo

de los hidrocarburos. Ahora bien, esta técnica no es útil en cualquier lugar – debe haber

formaciones geológicas que permitan que esta técnica de extracción no convencional sea viable.

Con esto en mente, en el Valle Medio del Magdalena existen dos formaciones llamadas La Luna

y Tablazo, cuyo potencial de yacimientos petrolíferos no convencionales puede alcanzar entre

2,400 millones y 7,400 millones de barriles de petróleo equivalentes (“Barrels of Oil Equivalent”,

“BOE”), según una presentación de Felipe Bayón (presidente de Ecopetrol) a la ANDI. Estas cifras

equivalen a cerca de cinco veces las reservas probadas actuales del país, o casi dos veces y media

las reservas 2P, en su máximo estimado. Estas formaciones cubren diferentes departamentos

colombianos, entre ellos Santander (incluyendo Barrancabermeja), Antioquia, Bolívar, Norte de

Santander y el Cesar hasta Gamarra y Aguachica.

El fracking, a pesar de tener gran potencial, es sumamente controversial debido a

preocupaciones ambientales por las grandes cantidades de agua que se necesitan para llevar a

cabo esta práctica, y la contaminación de esta agua por lo químicos utilizados en el proceso. A

- 27 -

pesar de que ha habido avances técnicos que reducen los riesgos asociados al fracking, sigue

habiendo problemas que pueden surgir por el fracking, por lo que no deja de ser un tema

controversial y muy discutido en el país.

3.3 Macroeconomía de Colombia

Colombia tiene una de las economías más estables de Latinoamérica. El país cuenta con

calificaciones internacionales de Baa3 (Moody’s), BBB- (S&P) y BBB (Fitch). Estas calificaciones

implican que el país tiene grado de inversión – una señal muy importante de estabilidad y fuerza

económica que amplia el universo de inversionistas que le apuestan al país, y un elemento clave

en el costo de financiamiento tanto para la República de Colombia como para las empresas que

buscan financiar operaciones dentro del país o que tienen domicilio principal aquí.

La economía del país ha mantenido niveles de crecimiento por encima del promedio de la región,

con el PIB compuesto de Latinoamérica creciendo en términos reales un 1.0% en el 2017 (y

decreciendo -0.2% en promedio entre los años 2015 y 2017) mientras que el de Colombia creció

1.8% en el 2017 (2.3% en promedio entre 2015 y 2017).

Gráfica 3.3.1 – Comparación del crecimiento real del PIB de diferentes países de la región.

El crecimiento del país se prevé favorecido por los altos precios del crudo y un ambiente externo

que apoya la economía. A pesar de esto, el PIB se puede ver afectado por ajustes a los precios de

1.9%

3.3%

1.4%0.6% 0.5%

-1.2%

3.0%3.8%

3.3%2.4% 2.6% 2.4%

-2.0%

-1.0%

0.0%

1.0%

2.0%

3.0%

4.0%

5.0%

Crecimiento PIB Real Promedio '16-'17 Crecimiento PIB Real Promedio '18E-'19E

- 28 -

commodities. En general, el consumo privado está al alza, creciendo en promedio 3.3% anual. El

consumo interno se ve impulsado por bajas tasas de interés que han sido parte de la política

económica de BanRep (bajaron la tasa de referencia 25 bps en abril del 2018 a 4.25%). En cuanto

a la oferta, se espera que la producción de crudo se mantenga debajo de los 1,000 kbpd, pero

con mejores precios del Brent se prevé una mejora en la industria petrolera.

La inflación del país se ha mantenido en niveles saludables post-2016, cuando sufrió una alta

inflación de 7.51%. La meta de inflación año a año es del 3% según BanRep. Para el 2018, se

estima una inflación entre el 3.3% y el 3.5% - para las proyecciones 3.47%.

La inversión, tanto extranjera como interna, sufrió en el 2018 dada la incertidumbre política del

país antes de las elecciones presidenciales. Con la elección de Iván Duque a la presidencia, los

mercados empezaron a estabilizarse de nuevo y la inversión cogió vuelo. Como prueba de esto,

a noviembre 26, 2018, hay diferentes potenciales transacciones en el país, incluyendo la compra

del 50% de activos petrolíferos de Amerisur Resources en el Putumayo por parte de Oxy, un Initial

Public Offering (“IPO”) de Andina Acquisition III, y Epsa quien aprobó la adquisición de activos

generadoes de energía de su matriz, Celsia (filial de Grupo Argos).

Con la emisión y reapertura de Bonos de la República, se dio paso en el mercado para que otras

empresas optaran por salir al mercado de capitales para financiación, con TGI siguiéndole el paso

a la República con una emisión muy exitosa.

En la segunda mitad del año, el dólar americano se ha fortalecido debido a las proyecciones del

PIB y la inflación del país, y con la caída del precio del crudo la tasa de cambio USD/COP ha ido

subiendo a niveles cercanos al 2016. A pesar de esto, analistas proyectan que los precios del

crudo, tanto Brent como WTI (West Texas Intermediate), se recuperarán y la tasa de cambio irán

bajando.

- 29 -

La devaluación implícita COP/USD se mantiene relativamente constante a lo largo de los

próximos años.

Gráfica 3.3.2 – evolución de la inflación de Colombia y USA según WEO (IMF).

Durante noviembre y diciembre del 2018, se ha estado debatiendo sobre una ley de

financiamiento para la República de Colombia, que contempla una reforma tributaria, para

fondear el presupuesto de la Nación. Es un tema clave en la macroeconomía del país ya que las

propuestas han sido controversiales, pero si no hay una fuente de financiamiento el déficit fiscal

podría sobrepasar el 2.6% esperado por agencias crediticias para el 2019 e implicaría un posible

downgrade al rating crediticio del país – lo cual implicaría que el país quedaría sin grado de

inversión.

2.14% 2.54% 2.44% 2.13% 2.04% 2.07% 2.12% 2.12%

4.31%3.47% 3.44% 3.00% 3.04% 3.04% 3.04% 3.04%

0.00 %

1.00 %

2.00 %

3.00 %

4.00 %

5.00 %

6.00 %

7.00 %

8.00 %

0.00 %

1.00 %

2.00 %

3.00 %

4.00 %

5.00 %

6.00 %

7.00 %

8.00 %

2017 2018E 2019E 2020E 2021E 2022E 2023E 2025E

CPI USA

IPC Colombia

Proyecciones IPC Colombia hasta el 2022 y CPI USA a 2023, de ahí en adelante se asumen constantes

- 30 -

4. VALORACIÓN DE LA EMPRESA

El análisis de valoración de Reficar se llevó a cabo a través de los métodos más utilizados en la

práctica. En primer lugar, se hizo un análisis por Múltiplos de Mercado (“Múltiplos”), cuyo rango

da una indicación preliminar del rango en el cual debería estar el valor de la empresa. Después

se hizo un análisis a través de Flujos Descontados (“Discounted Cash Flows”, “DCF”) del Flujo de

Caja Libre. Para esta segunda metodología, se llevaron a cabo proyecciones sobre los resultados

de Reficar a futuro.

Si bien existen diferentes metodologías de valoración, no se encontró una razón pertinente para

llevar a cabo un análisis adicional. En cuanto a la metodología del Flujo de Caja del Equity, ya que

Ecopetrol es 100% dueña de Reficar, se está haciendo una valoración del 100% de las acciones

de la Empresa, y no hay deuda por lo que no hay gastos financieros ni amortizaciones, el Flujo de

Caja del Equity es equivalente al Flujo de Caja Libre. Dado esto, es redundante llevar a cabo este

análisis adicional.

4.1 Valoración por Múltiplos de Mercado

4.1.1 Descripción de Valoración Relativa

La valoración relativa es uno de los métodos de valoración más comunes en la práctica. Consiste

en estimar el valor de un activo o compañía basado en como están valorados activos o compañías

similares en el mercado. Para hacer esto, hay dos pasos básicos que se deben seguir:

• Se debe estandarizar una medida sobre la cual se valorará la empresa. Esta medida es el

Múltiplo de la valoración

• Se debe encontrar una canasta de empresas/activos comparables con la que se va a

valorar

- 31 -

El uso de la valoración relativa y los Múltiplos de Mercado es extenso debido a lo fácil e intuitivos

que son. Sin embargo, así como es una metodología sencilla de valorar una empresa también

pueden ser mal usados fácilmente.

Ejemplos de maneras en que no se deben utilizar los Múltiplos son:

• Múltiplos inconsistentes, como el Price/EBITDA. El nominador es una medida de las

ganancias (o earnings) de la compañía, mientras que el denominador es una medida de

valor de la compañía. Esta inconsistencia puede llevar a una mala asesoría ya que en

principio una empresa sin deuda, por ejemplo, puede parecer subvalorada según este

múltiplo cuando en realidad puede estar bien valorada o hasta sobrevalorada.

• Múltiplos que no son consistentes con la industria. Un claro ejemplo es Enterprise Value

(“EV”) to Book Value. Si bien este Múltiplo es de gran utilidad cuando se valora una

entidad financiera ya que sus activos, sus pasivos y su equity están valorados mark-to-

market, para una empresa del sector real no es particularmente aplicable.

• Canasta de empresas comparables que realmente no son representativas de las

operaciones o situación de la empresa a valorar.

La metodología de valoración relativa no necesariamente da un estimado para el valor de una

empresa igual a flujos descontados. Mientras que la valoración relativa asume que las

ineficiencias del mercado son sobre acciones en particular, y que se pueden corregir tomando

muestras promedio, una valoración de DCF asume que los mercados cometen errores, pero con

tiempo se corrigen.

4.1.2 Universo de Empresas Comparables de Reficar

Para comenzar con uno de los pasos clave de la valoración por Múltiplos – determinar la canasta

de empresas comparables con la cual se va a valorar – se debe tener en cuenta el universo

- 32 -

completo de empresas potencialmente comparables a Reficar e ir depurando por las que no

cumplan la uniformidad o consistencia requerida.

En primer lugar, se analizó el sector completo de Oil & Gas (“O&G”), ya que es donde cae Reficar.

Para esto, hay diferentes tipos de empresas que se pueden tener en cuenta, provenientes de

diferentes regiones del país.

Con esto en mente, lo primero que se pensaría es comparar Reficar con las empresas

colombianas del sector que coticen en bolsa. Estas empresas serían las más cercanas a Reficar en

cuanto a un aspecto geográfico, macroeconómico y regulatorio. Las empresas de este sector que

cotizan en la Bolsa de Valores de Colombia (“BVC”) serían:

- 33 -

Tabla 4.1.1 – Empresas potencialmente comparables que coticen en la BVC.

A pesar de que estas empresas son las más cercanas en cuanto a geografía, exposición a riesgos

y regulación, se deben descartar del análisis debido a la baja liquidez, y por ende ineficiencia, del

mercado colombiano. El análisis por Múltiplos, como se mencionó anteriormente, asume que las

ineficiencias del mercado son puntuales en las acciones y se pueden mitigar utilizando un

promedio de la medida de las empresas. Dado esto, si el mercado entero es ineficiente el análisis

también lo será.

Además de esto, las empresas de Oil & Gas colombianas que cotizan en bolsa no son

operativamente comparables a Reficar ya que ninguna se dedica a la refinación de petróleo

(Biomax y Terpel son distribuidoras de combustibles, Promigas transporta y distribuye Gas

Compañías de Oil & Gas en Bolsa Colombiana

Compañía País Descripción

Colombia

• La Organización Terpel es la empresa más grande de distribución de combustibles en Colombia con 43% de participación de mercado, y la tercera más grande en el país según ingresos (2017)

• La compañía tiene una red de más de 2,000 estaciones de servicio en Colombia, y otras 227 estaciones entre Panamá, Ecuador y Perú

• La empresa cotiza en la Bolsa de Valores de Colombia. Copec tiene el 58.51% de las acciones de la compañía

Canadá, Colombia

• Canacol es una empresa canadiense con operaciones concentradas en Colombia. La empresa se dedica a la producción de Gas Natural en el país, con reservas de Gas en el Valle Inferior del Magdalena

• La empresa está reemplazando a Chevron como el proveedor número 1 de Gas Natural a la región Caribe colombiana, con una producción de aproximadamente 114 – 129 millones de pies cúbicos al día

• La empresa ha sido la única activamente explorando en los últimos 6 años

Colombia

• Promigas es el transportador de Gas Natural más grande de Colombia. Tiene presencia en Colombia y Perú, y cuenta con una red de gasoductos de más de 3,000km y un negocio de distribución que cubre a casi 4 millones de clientes entre los dos países

• La compañía tiene una planta regasificadora – Sociedad Portuaria el Cayao (“SPEC”) – donde tiene una capacidad de regasificación de 400 mcpd de GNL. La planta está ubicada en Cartagena

• Promigas también tiene operaciones de distribución de energía

Colombia

• Biomax es una importante empresa colombiana dedicada a la distribución de combustibles en el país

• Cuenta con la tercera red más amplia de estaciones de servicio en el país, detrás de Terpel y Chevron (Texaco)

• La empresa cuenta también con servicios de operaciones logísticos de combustibles y lubricantes

• Biomax tiene diferentes canales de distribución, incluyendo retail e industrial

- 34 -

Natural principalmente, y Canacol produce Gas Natural). Dado esto, los prospectos de

crecimiento, a pesar de estar en el mismo país, realmente no son comparables ya que son

negocios enteramente diferentes. La otra empresa del sector que cotiza en la BVC es Ecopetrol,

pero no se consideró para este análisis ya que es 100% dueña de Reficar – no es una empresa

comparable, es la casa matriz.

Las empresas integradas de Latinoamérica proveen otro posible punto de comparación para

Reficar. Inversionistas interesados en adquirir Reficar podrían verse interesados en entender la

dinámica del sector en la región. Para esto, las empresas integradas, especialmente las Empresas

Nacionales Petroleras (“National Oil Company”, “NOC”), son un punto de partida importante en

un análisis del sector. Posibles empresas para analizar incluyen:

Tabla 4.1.2 – Compañías potencialmente comparables integradas de Latinoamérica.

Compañías Integradas LatAm


Brasil

• Petrobras es la empresa nacional petrolera de Brasil• Tiene operaciones en los segmentos Upstream, Midstream, y

Downstream• Cuenta con 9.7 mboe de reservas probadas, oleoductos a través de su

filial Transpetro, y 13 refinerías produciendo 1,800 kbpd de productos refinados

• Tiene operaciones en todo Latinoamérica, incluyendo Colombia

Argentina

• Yacimientos Petrolíferos Fiscales (“YPF”) es una empresa integrada de petróleo argentina, con operaciones en Argentina, Chile, Brasil y Bolivia

• El Gobierno Argentino tiene el 51% de las acciones de YPF• Cuenta con una producción de 228 kbpd, y reservas probadas de 480

mboe• Tiene una capacidad de refinación de 320 kbpd, más del 50% de la

capacidad total de Argentina

Chile (Privada)

• Empresa Nacional del Petróleo (“ENAP”) es la empresa nacional petrolera de Chile

• Participa en la exploración y producción de hidrocarburos a través de su filial Enap Sipetrol S.A., y en la refinación, transporte, y comercialización de productos derivados del petróleo a través de EnapRefinerías S.A.

• Tiene operaciones en Chile, Argentina y Egipto

Perú (Privada)

• Petróleos del Perú (“PetroPeru”) es la empresa nacional petrolera de Perú, y la empresa estatal más grande del país

• A agosto 2018, la empresa tiene 48% de participación de mercado en Perú

• Se dedica principalmente a los segmentos Midstream y Downstream, con participación en oleoductos, transporte marítimo, y una capacidad de refinación de 94.5 kbpd

- 35 -

Si bien estas empresas pueden ayudar a entender el sector en Latinoamérica, no son

comparables a Reficar por diferentes razones.

En primer lugar, dadas sus operaciones en más de un segmento del sector (Upstream, Midstream

o Downstream), estas empresas generan sus ingresos por diferentes canales y negocios

enteramente. Con esto en mente, estas empresas son más cercanamente comparable a

Ecopetrol que a Reficar como tal. Adicionalmente, ENAP y PetroPeru no transan en bolsa, por lo

que no servirían para un análisis de valoración relativa. Además, el mercado de Argentina ha

sufrido una volatilidad muy alta, y es afectada fuertemente por la inflación y la tasa de cambio

del país y el Peso Argentino, respectivamente. Con la situación del país como está, a pesar de que

exista la liquidez necesaria en el mercado para considerarlo eficiente, no sería prudente utilizarla

para la valoración de Reficar. Brasil, y especialmente Petrobras, ha tenido problemas de

corrupción que, a pesar de que Reficar también, hacen que no se pueda considerar un mercado,

o por lo menos una acción, lo suficientemente eficiente para comparar adecuadamente.

Para mitigar estos problemas, se podría buscar comparar Reficar con empresas integradas

internacionales. Estas empresas representan la mayoría de la participación de mercado en el

sector globalmente, y son las empresas más líquidas bursátilmente de Oil & Gas. Ejemplos de

posibles empresas comparables son:

- 36 -

Tabla 4.1.3 – Compañías potencialmente comparables integradas internacionales.

Al igual que con las empresas integradas de Latinoamérica, las empresas petroleras integradas

internacionales tienen un problema de comparabilidad con Reficar dadas sus operaciones en más

de un segmento del sector. Particularmente, las empresas internacionales tienen una gran

porción de sus ingresos que provienen de actividades Upstream, lo cual deteriora la

comparabilidad con Reficar ya que ni la operación ni los prospectos de crecimiento son

necesariamente similares.

Contrario a las empresas Latinoamericanas, las empresas internacionales no tendrían problemas

por eficiencia de mercado, ya que las empresas contempladas tranzan en mercados eficientes y

efectivamente son las de las empresas más líquidas del planeta. Adicionalmente, sus operaciones

Compañías Integradas Internacionales


Reino Unido

• British Petroleum (“BP”) es una empresa integrada petrolera inglesa, con operaciones en más de 70 países

• Durante el 2017, la compañía produjo más de 3.6 mmboepd y cuenta con reservas probadas de más de 18,400 mboe

• En el segmento de Downstream, procesó más de 1,700 kbpd, y produjo 15.3 millones de toneladas de petroquímicos

• Tuvo ingresos por USD 240,000 millones en el 2017

Estados Unidos

• ExxonMobil es una compañía multinacional americana integrada de petróleo, y es la más grande descendiente directa de Standard Oil Company

• En sus operaciones americanas, la compañía produce la mayoría de crudo a través de técnicas de perforación horizontal

• Tiene operaciones alrededor del mundo, y una red integrada que incluye la comercialización de combustibles y productos refinados

Estados Unidos

• Es una empresa multinacional americana integrada petrolera, con sede principal en Houston

• La compañía se dedica principalmente a la exploración y producción de hidrocarburos

• ConocoPhillips produjo 1,377 kboepd en el 2017, y cuenta con reservas probada de 5,000 kboe

• Tiene operaciones en Estados Unidos, Canada, Africa, Asia y Europa

Holanda

• Royal Dutch Shell (“Shell”) nace de la fusión entre Royal Dutch y Shell• Es una de las empresas integradas petroleras más grandes del mundo,

y está dentro de las top 10 empresas más grandes del mundo en términos de ingresos

• Opera en más de 70 países y produce más de 3,700 kbpd• Cuenta con más de 44,000 estaciones de servicio a nivel global• Es el productor de GNL más grande del mundo

- 37 -

cubren en algunos casos hasta 70 países, lo cual mitiga cualquier ineficiencia de un mercado

operativo como tal. Con esto en mente, estas empresas tienen gran diversificación geográfica, y

dado que operan en diferentes segmentos también tendrían un portafolio de activos

diversificado (por supuesto hasta cierto punto, ya que de alguna manera u otra todos caen dentro

del negocio de O&G).

A pesar de lo mencionado anteriormente, el hecho de que estas empresas operen en tantos

países lleva a otro punto de deterioro a la comparabilidad con Reficar el cual es la exposición

regulatoria. Estar expuestas a diferentes regulaciones lleva una inconsistencia en la uniformidad

de los negocios.

Con todo esto en mente, existe un set más de empresas potencialmente comparables a Reficar,

el cual es las empresas internacionales que se dedican a la refinación de crudo. Estas empresas

son las más cercanas a Reficar en un ámbito operativo – la mayoría de sus ingresos provienen de

la refinación de crudo, al igual que Reficar. Adicionalmente, con una canasta cuidadosamente

escogida, se puede asegurar que las empresas transen en mercados eficientes y estén expuestas

a países con regulaciones parecidas a Colombia. También, se puede depurar la canasta por

tamaño de las empresas y por posición competitiva.

Las empresas comparables serían:

- 38 -

Tabla 4.1.4 – Empresas comparables de refinación internacional, parte 1.

Compañías de Refinación Internacionales


Italia

• Saras S.p.A. (“Saras”) es la empresa de refinación más grande de Italia. Cuenta con una capacidad de 300,000 bpd, lo cual equivale a una participación de mercado de aproximadamente 17% (noviembre 2018)

• Históricamente, la empresa a generado aproximadamente el 60% de su EBITDA en refinación, con un pico puntual en 2017 de 70%

Estados Unidos

• Par Pacific Holdings Inc. (“Par Pacific”) es una empresa de Houston enfocada en el segmento Downstream, particularmente en la refinación de crudo pero con participación en el marketing de productos refinados

• Cuenta con la refinería más grnade de Hawaii, con una capacidad de 94,000 bpd. Adicionalmente tiene otra refinería en el pacífico americano de 18,000 bpd

Estados Unidos

• Delek US Holdings (“Delek”) es una empresa norteamericana dedicada al segmento Downstream, con particulares intereses en la refinación de crudo y productos refinados

• Cuenta con refinerías a lo largo de Estados Unidos, con una refinería en Arkansas, una en Louisiana y dos en Texas

• Entre las cuatro refinerías, la compañía tiene una capacidad de refinación de 302,000 bpd

Estados Unidos

• CVR Energy (“CVR”) es una importante empresa americana dedicada principalmente a la refinación de crudo y sus derivados

• La empresa es independiente; es decir, no tiene operaciones de producción de crudo

• Tiene un refinería en Kansas con capacidad de refinación de 132,000 bpd, y otra refinería en Oklahoma que cuenta con una capacidad de refinación de 74,500 bpd

Estados Unidos

• PBF Energy (“PBF”) es una de las empresas de refinación de productos derivados del petróleo en Estados Unidos

• La empresa cuenta con cinco refinarías distribuidas a lo largo de Estados Unidos en Delaware, Paulsboro, Toledo, New Orleans y Torrance

• Tiene una capacidad de refinación de 884,000 bpd, y sus refinerías cuentan con un promedio de 176,800 bpd de capacidad cada una

- 39 -

Tabla 4.1.5 – Empresas comparables de refinación internacional, parte 2.

Estas empresas no solo proveen la mejor comparación operativa para Reficar, sino también, al

hacer una selección cuidadosa de la canasta, tienen prospectos de crecimiento parecidos,

cumplen la eficiencia de mercado requerida para poder utilizarse en una valoración relativa,

comparten una base de inversionistas similar, y geográfica y regulatoriamente se escogieron tal

que hubiese la mayor similitud posible, destacando que de todos modos no es igual.

Con esto en mente, resulta razonable escoger a las compañías de refinación internacionales

como la base de la canasta de empresas comparables para el análisis que se llevará a cabo. En

resumen, se concluyó lo siguiente:

Compañías de Refinación Internacionales


Estados Unidos

• Hollyfrontier Corporation (“Hollyfrontier”) es una empresa de refinación de petróleo estadounidense

• Cuenta con cinco refinerías: una en Utah, una en New Mexico, una en Oklahoma, una en Kansas y otra en Wyoming

• Adicionalmente, cuenta con las operaciones de Petro CanadaLubricants, produciendo 28,000 bpd de lubricantes

• Combinadas, las refinerías tienen una capacidad de 457,000 bpd

Estados Unidos

• Marathon Petroleum Corporation (“Marathon”) es la empresa de refinación más grande de Estados Unidos

• Cuenta con una capacidad de refinación de más de 3 millones de bpd en su red de 16 refinerías en Estados Unidos

• Su red de refinerías fue ampliada en el 2018, con la adquisición de Andeavor la cual incluyó 10 refinerías

• Cuenta con operaciones menores en transporte y marketing

Estados Unidos

• Phillips 66 es una empresa americana dedicada a la refinación de crudo y sus derivados

• Cuenta con 13 refinerías distribuidas entre Estados Unidos y Europa, con una capacidad instalada de refinación de más de 2,200 kbpd

• Sus refinerías son altamente productivas, con una utilización del 984% de la capacidad refinación este año, en promedio

• Es el mayor importador de crudo canadiense en Estados Unidos

Estados Unidos

• Valero Energy (“Valero”), basada en San Antonio, es la empresa independiente de refinación (aquellas que no producen petróleo también) más grande del mundo, y entre las top 50 del Forbes 500

• Tiene una capacidad instalada de refinación de 3.1 millones de bpd• La empresa cuenta con 15 refinerías en Estados Unidos, Canadá y el

Reino Unido• Valero tiene también operaciones de refinación de diésel y etanol

- 40 -

Figura 4.1.1 – Resumen del análisis de empresas comparables.

Compañías IntegradasLatAm

• Inversionistas pueden querer comparar Reficar con las empresas más grandes de O&G(2) de la región

− No son comparables en cuánto a tamaño

− Operaciones pueden llegar a cubrir todos los segmentos del sector O&G

✓ Geografía

✓ Prospectos de Crecimiento

Exposición Regulatoria

Eficienciade Mercado

Modelo de Negocio

Compañías Integradas Internacionales

• Empresas más líquidas bursátilmente, representan el mercado más importante de O&G a nivel global

− Sus operaciones cubren más allá que el segmento Downstream

− Diferencias geográficas y regulatorias entre países

✓ Eficienciade Mercado

Geografía


Prospectos de Crecimiento

Modelo de Negocio

Refinerías Internacionales

• Empresas más cercanas a Reficar en cuanto a un aspecto operativo:

− Limitadas empresas públicas dedicadas a la refinación

− Diferencias geográficas y regulatorias entre países

✓ Modelo de Negocio

✓ Base de Inversionistas

✓ Prospectos de Crecimiento

✓ Eficienciade Mercado

Geografía


Compañías de Oil & Gas en Bolsa Colombiana

• Empresas más cercanas a Reficar en cuanto a un aspecto geográfico y regulatorio. La comparabilidad de la valoración es afectado por:

− No son comparables operativamente ya que ninguna se dedica a la refinación de crudo

− Baja liquidez de la BVC(1)✓ Geografía

✓ Exposición Regulatoria

Prospectos de Crecimiento

Modelo de Negocio

Eficienciade Mercado

- 41 -

4.1.3 Canasta de Empresas Comparables Final

Tras el análisis anterior, se concluyó que la canasta de empresas comparables más razonable para

usar en esta valoración relativa estaría compuesta de las empresas dedicadas a la refinación que

coticen en mercados eficientes.

Para llevar a cabo el análisis por múltiplos, se deben analizar primero las empresas comparables

y Reficar para determinar qué Múltiplo utilizar.

Si bien ya se decidió utilizar el Múltiplo de EV/EBITDA por su consistencia tanto financieramente

como con la Empresa y el sector, es importante entender que la situación actual de Reficar no

permite utilizar este múltiplo tan sencillamente como en otros casos debido a que la Empresa

está en proceso de estabilización. Con esto en mente, se debe entender que el EBITDA a 2017 de

Reficar (el último valor que se tiene dado que la Empresa no publica estados intermedios por

ende no se puede sacar un valor LTM) no representa la operación completa.

Dado esto, es importante entender que para llevar a cabo un análisis por múltiplos que tenga

validez y precisión, se debe mirar más allá del 2017, y en cambio analizar los años futuros donde

se espera que Reficar ya tenga una estabilidad operativa suficiente para poder comparar su

EBITDA con el de otras empresas del sector.

Para esto, se llevaron a cabo un set de proyecciones para determinar el valor del EBITDA 2018E

y 2019E. Estas proyecciones serán explicadas a fondo en la sección 4.2 de este documento. Por

ahora, simplemente es importante mencionar que las proyecciones para todo el análisis de

múltiplos contemplan ingresos y costos construidos con base a proyecciones del precio del Brent,

el principal insumo de la Refinería, del Bloomberg Consensus. Estás proyecciones contemplan un

precio por barril a largo plazo de USD 65. Adicionalmente, el margen de refinación se calculó

como el promedio de los márgenes históricos de los últimos años de la Refinería de

Barrancabermeja, la empresa más comparable operativamente a Reficar. Finalmente, el EBITDA

- 42 -

2018E de Reficar, bajo estas circunstancias es de USD 295 millones, y el EBITDA 2019E es de USD

618 millones. El EBITDA 2017 fue de USD 475 millones por un evento puntual que llevó a un

ingreso por impairment (los estados financieros históricos están en COP debido a la normatividad

colombiana, fue convertida a USD utilizando la tasa USD/COP del final del periodo equivalente a

$2,984). Adicionalmente, cabe recalcar que la fecha de valoración es noviembre 16, 2018, pero

se contempla una transacción potencial el primero de enero del 2019. Esto significa que la

valoración no contempla la operación del 2018, por lo que la caja y deuda final del periodo 2018E

es la que se utilizará para llegar al Equity Value de la empresa. Dicho esto, la caja equivale a USD

145 millones y la deuda es cero debido a la cesión de la deuda a Ecopetrol, lo cual se explicará

más adelante también.

Con esto, para las empresas de la canasta de comparables se buscó en Bloomberg y FactSet, con

fecha a noviembre 16, 2018, el valor del EV, EBITDA 2017, 2018E y 2019E, y de esa manera se

encontró el valor actual de la empresa basado en los EBITDA mencionados.

Adicionalmente, dado que el rango puede llegar a dar muy extenso, se hizo un ajuste para

delimitar el rango de valor a un intervalo más condensado y ciertamente una estimación más

acertada sobre el valor de la empresa.

A continuación, se presenta la tabla de valores para los múltiplos utilizados en la valoración

relativa:

- 43 -

Tabla 4.1.6 – Valor del múltiplo para las empresas comparables a Reficar.

Con esta canasta, se calculó un intervalo basado en el máximo ajustado por una desviación

estándar hacia abajo, y un mínimo ajustado de la misma manera, pero hacia arriba, para llegar al

intervalo ajustado de cada año.

Como se puede observar, las empresas estadounidenses están mucho más concentradas en

cuanto a los valores del múltiplo, mientras que Saras se aleja mucho más de la media/mediana.

Con el ajuste de una desviación se mitiga este efecto, y el efecto de Par Pacific en los años

esperados, para llegar a una valoración razonable.

Utilizando los EBITDA calculados para Reficar, se llega al siguiente intervalo de valoración:

Compañía País de Origen

Enterprise Value /

2017 EBITDA

Enterprise Value /

2018E EBITDA

Enterprise Value /

2019E EBITDA

Delek Estados Unidos 12.68x 5.09x 3.98x

Hollyfrontier Estados Unidos 11.47x 7.08x 6.23x

Marathon Petroleum Estados Unidos 8.37x 6.64x 4.15x

PBF Energy Estados Unidos 8.50x 6.55x 4.90x

Phillips 66 Estados Unidos 11.25x 8.04x 7.21x

Valero Energy Estados Unidos 8.05x 7.34x 5.56x

Par Pacific Estados Unidos 10.39x 12.00x 10.04x

CVR Energy Estados Unidos 13.09x 6.47x 5.52x

Saras S.p.A. Italia 2.77x 3.91x 3.16x

Máximo 13.09x 12.00x 10.04x

Máximo Ajustado 9.92x 9.76x 7.98x

Promedio 9.62x 7.01x 5.64x

Mediana 10.39x 6.64x 5.52x

Mínimo Ajustado 5.94x 6.15x 5.21x

Mínimo 2.77x 3.91x 3.16x

- 44 -

Figura 4.1.3 – Football Field para la valoración por múltiplos de mercado. Cifras en USD millones.

En la figura 4.1.3, los números a la derecha en rojo indican el valor del rango sin ajustar, utilizando

el múltiplo de EV/EBITDA 2019E. El Equity Value de la empresa se calcula como:

𝐸𝑛𝑡𝑒𝑟𝑝𝑟𝑖𝑠𝑒 𝑉𝑎𝑙𝑢𝑒 = 𝐸𝑞𝑢𝑖𝑡𝑦 𝑉𝑎𝑙𝑢𝑒 + 𝐷𝑒𝑢𝑑𝑎 𝑁𝑒𝑡𝑎

𝐷𝑒𝑢𝑑𝑎 𝑁𝑒𝑡𝑎 = 𝐷𝑒𝑢𝑑𝑎 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 − 𝐶𝑎𝑗𝑎 & 𝐸𝑞𝑢𝑖𝑣𝑎𝑙𝑒𝑛𝑡𝑒𝑠

𝐸𝑞𝑢𝑖𝑡𝑦 𝑉𝑎𝑙𝑢𝑒 = 𝐸𝑛𝑡𝑒𝑟𝑝𝑟𝑖𝑠𝑒 𝑉𝑎𝑙𝑢𝑒 − 𝐷𝑒𝑢𝑑𝑎 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 + 𝐶𝑎𝑗𝑎 & 𝐸𝑞𝑢𝑖𝑣𝑎𝑙𝑒𝑛𝑡𝑒𝑠

Con estas ecuaciones en mente, se debe tener en cuenta que el valor de la deuda a 2018E es de

0, como se mencionó previamente, por lo que, en este caso en específico, el Equity Value de la

Empresa es mayor al Enterprise Value.

Como se mencionó antes, para llevar a cabo un análisis preciso es necesario medir el valor de la

Reficar utilizando métricas estables. Dado esto, para la valoración, a pesar de que se consideran

$2,817

$1,816

$3,223

Enterprise Value

Equity Value

EV / EBITDA

Adj. EV / EBITDA

EV/EBITDA2017

EV/EBITDA2018E

EV/EBITDA2019E

$1,950

$6,205

2.8x – 13.1x 3.9x – 12.0x 3.2x – 10.0x

5.9x – 9.9x 6.1x – 9.8x 5.2x – 8.0x

$2,962 - $4,854 $1,961 - $3,029 $3,368 - $5,078

$2,833

$4,709$4,933

- 45 -

los tres EBITDA medidos, se tendrá en cuenta el EV/EBITDA 2019E. Dado esto, el rango para el

Enterprise Value de Reficar, ajustando el múltiplo por una desviación tanto en el mínimo como

en el máximo, da en un rango que cubre entre USD 3,223 millones y USD 4,933 millones.

Adicionalmente, teniendo en cuenta el valor de la deuda neta, el Equity Value de Reficar cae en

un rango ajustado entre USD 3,368 millones y USD 5,078 millones.

Si bien este es un rango amplio, es importante tener en cuenta que la valoración por Múltiplos

se está tomando como una estimación inicial, la cual da un rango preliminar de dónde podría

situarse el valor de la Empresa tras un análisis de Flujos Descontados.

Para ilustrar la composición y método de la valoración, se tomó la mediana de los EV/EBITDA

2019E – equivalente a 5.52x, y el EBITDA 2019E de Reficar – equivalente a USD 618 millones, para

la canasta de empresas comparables:

Gráfica 4.1.1 – Valoración por valor mediano de múltiplos, cifras en USD millones.

Como se puede observar, el Enterprise Value de Reficar, por medio del EV/EBITDA 2019E

mediano de la canasta de empresas comparables, es de USD 3,413 millones. Teniendo en cuenta

la deuda neta equivalente a valor de la caja por USD 145 millones, se llega a un Equity Value de

USD 3,559 millones.

$3,413

$145 $3,559

$3 ,0 00

$3 ,1 00

$3 ,2 00

$3 ,3 00

$3 ,4 00

$3 ,5 00

$3 ,6 00

$3 ,7 00

Enterprise Value (-) Deuda Total (+) Caja & Equivalentes Equity Value

($0)

Valoración EV/EBITDA 2019E - Mediana

- 46 -

A pesar de que este es el valor mediano, para la valoración se considera más apropiado

considerar el rango ajustado completo, y enfocar el rango más en el análisis por DCF.

4.2 Valoración por Flujos Descontados (DCF)

4.2.1 Descripción de DCF

La valoración por Flujos Descontados es un método de valoración en el cual se estima el valor de

los flujos de caja de una empresa ajustados por el valor del dinero en el tiempo. Para esto, se

llevan a cabo proyecciones de los resultados de la Empresa, y se debe calcular una tasa con la

cual descontar apropiadamente estos flujos de tal manera que se tenga en cuenta que un dólar

hoy no es lo mismo que un dólar mañana.

Existen diferentes flujos a través de los cuales se puede llevar a cabo este análisis. En primer

lugar, está un análisis por dividendos – el Dividend Discount Model (“DDM”). Esta metodología

consiste en encontrar cuánto sería lo que recibe un accionista de una empresa, en el tiempo que

se considere en el análisis, a través de dividendos. Esto se debe a que, en un sentido estricto, los

dividendos son el único flujo de caja que recibe un accionista. Dado esto, el valor de la acción de

la compañía sería el valor presente de los flujos futuros de dividendos que se espera generar.

Estos se descontarían al valor del Costo del Equity para encontrar el valor por acción.

La segunda metodología es valorar a través del Flujo de Caja Libre (“Free Cash Flow to the Firm”,

“FCFF”). Este método de valoración tiene un propósito un poco diferente al del DDM. Mientras

que el DDM busca encontrar el valor por acción, y finalmente el equity, de una empresa, la

valoración de DCF por FCFF busca encontrar el valor del portafolio de activos de la Empresa, o el

Enterprise Value. Lo que esto implica es que se debe buscar determinar los flujos de caja que

genera la operación de la Empresa, sin considerar la estructura de capital. De nuevo, para

encontrar el valor de los flujos que promete la operación de una empresa, se debe descontar con

- 47 -

una tasa apropiada para así poder tener en cuenta el valor del dinero en el tiempo. En el caso de

una valoración a través del FCFF descontado, la tasa apropiada es el WACC de la Empresa.

Finalmente, el tercer método de valoración por DCF es a través del Flujo de Caja Disponible al

Accionista (“Free Cash Flow to Equity”, “FCFE”). Este es el flujo residual que genera la operación

de la compañía luego de pagar el servicio de la deuda. Dado que el equity es subordinado a la

deuda en cuanto a pago, el FCFE provee una medida sobre lo que realmente le queda al

accionista. Debido a esto, un análisis de DCF a través del FCFE es una medida del Equity Value y

no de la compañía entera como tal (Enterprise Value). Esto significa que, para tener en cuenta el

valor del dinero en el tiempo, los flujos se deberían descontar con el Costo del Equity ya que es

la tasa más apropiada para este ejercicio.

4.2.2 Supuestos de Proyección

Para poder llevar a cabo el análisis de DCF, se requiere proyectar los resultados futuros de la

Empresa. Usualmente, se tienen en cuenta cifras históricas para determinar el comportamiento

de la compañía. Sin embargo, para Reficar las cifras históricas no son de gran utilidad ya que la

nueva refinería es totalmente diferente a la antigua, y entró en operación completa en el 2016.

Esto significa que los estados financieros de Reficar se asimilan a los de una empresa joven, ya

que ha estado en etapa de estabilización y optimización. Dado esto, ha habido gran crecimiento

entre las cifras de 2016 y 2017, un comportamiento que no es indicativo de lo que se puede ver

a futuro. Con esto en mente, se procedió a proyectar basado en los fundamentos del negocio.

Los fundamentos se determinaron al analizar empresas similares. Particularmente, la Refinería

de Barrancabermeja se consideró como la empresa más cercana operativamente a Reficar, por

lo que sus cifras operativas se utilizaron como base para la construcción de cuentas claves en las

proyecciones de los estados financieros.

Estos fundamentos parten del precio del crudo Brent. Dado que este es supremamente volátil en

el tiempo, se tuvo en cuenta dos sets de proyecciones del precio del Brent para poder llevar a

- 48 -

cabo un análisis que contemple un rango de valoración entre el cual podría encontrarse Reficar.

Para esto se utilizó un caso base alto, llevado a cabo con las proyecciones de Fitch Solutions para

el precio del Brent, y un caso baso bajo, llevado a cabo con las proyecciones del Bloomberg

Consensus para el mismo.

4.2.3 Ingresos

La construcción de los ingresos parte de un fundamento clave del negocio de la refinación, el cual

es el precio del crudo. Ya que este es el principal insumo de la Refinería, y en particular para

Reficar es el crudo Brent, se debe partir de unas proyecciones del precio de este para poder llevar

a cabo un análisis comprensivo.

Como se mencionó anteriormente, para el caso base de la valoración se tuvo en cuenta dos

proyecciones para el precio del Brent, una de Fitch Solutions que a largo plazo converge el precio

a USD 85 por barril, y otra del Bloomberg Consensus que converge el precio a largo plazo a USD

65 por barril.

Los ingresos, entonces, se basan en estas dos proyecciones ya que los ingresos de la Refinería

son el precio que le pagan por los productos refinados que produce. Debido a que produce

diferentes tipos de productos refinados, y cada uno de estos tiene un precio diferente, se

tendrían que hacer proyecciones sobre el precio de cada uno de estos productos y así determinar

los ingresos de Reficar. Sin embargo, el precio de estos productos también fluctúa como el precio

del crudo, y no necesariamente de la misma manera. Dado esto, basarse en proyecciones para

tantos productos sería introducirle incertidumbre al modelo. Para esto, existe una medida que

reportan las refinerías, llamado el margen de refinación.

El margen de refinación es una margen aplicable sobre el precio del crudo, el cual indica cuánto

están ganando las refinerías por barril de crudo de insumo. El margen de refinación de Reficar ha

venido creciendo a un gran paso debido a la etapa de estabilización que se mencionó

- 49 -

anteriormente. Debido a esto, se llevó a cabo un análisis sobre la rentabilidad de la Refinería de

Barrancabermeja para así determinar un margen razonable para Reficar.

El margen de las refinerías se viene comportando de la siguiente manera:

Gráfica 4.2.1 – Tendencia histórica del margen de refinación de Reficar y la Refinería de Barrancabermeja, en USD/bbl.

Debido al alto crecimiento de Reficar, la recuperación de la Refinería de Barrancabermeja en el

primer semestre del 2018, y la optimización de los márgenes debido a la recuperación del sector

de Oil & Gas, para los casos base de esta valoración el margen de refinación se estimó como USD

11.3 por barril para el resto del 2018 (asumiendo que se mantiene igual en el segundo semestre

del año), y USD 14.6 por barril en el 2019 y en adelante, lo cual equivale al promedio de los

últimos 3 años y medio de la Refinería de Barrancabermeja. Con esto en mente, se tiene el

siguiente:

$5.3

$9.5

$11.3

$16.8

$14.0 $13.5 $13.9

$0 .0

$2 .0

$4 .0

$6 .0

$8 .0

$1 0.0

$1 2.0

$1 4.0

$1 6.0

$1 8.0

2015A 2016A 2017A 1H'18A

Reficar Barrancabermeja

- 50 -

Gráfica 4.2.2 – Proyección del margen de refinación de Reficar, en USD/bbl.

Con esto en mente, los ingresos además deben tener en cuenta la capacidad y utilización de la

planta. Bien, la capacidad de Reficar fue ampliada a 165,000 bpd como se explicó previamente.

La utilización de esta se estimó, para el caso base, basado en la utilización de esta en lo recorrido

del año. Esto equivale a 92.7%, lo cual va en línea con la producción esperada por Ecopetrol.

Finalmente, se debe multiplicar por los días que estará activa la planta (se asume que corre todo

el año, el mantenimiento se tiene en cuenta en el porcentaje de la utilización) para llegar a los

ingresos totales por refinación. Adicional a estos, existen pequeños ingresos por servicios

prestados, sin embargo, no representan una porción importante de esta cuenta. Los ingresos

totales para Reficar durante el 2018E serían de USD 4,763 millones (USD 4,697 millones de

refinación) y de USD 4,888 millones (USD 4,822 millones por refinación) en el 2019E, utilizando

las proyecciones del Bloomberg Consensus.

4.2.4 Costos & Gastos de Ventas

Los Costos de Ventas están primordialmente compuestos por el costo asociado al input principal

de la Refinería – el crudo a procesar. Con esto en mente, el principal costo viene del precio del

Brent y la cantidad de barriles a refinar (equivalente a la capacidad de la Refinería multiplicada

por la utilización y los días del año).

$5.3

$9.5

$11.3

$14.6

$16.8

$14.0 $13.5 $13.9

$0 .0

$2 .0

$4 .0

$6 .0

$8 .0

$1 0.0

$1 2.0

$1 4.0

$1 6.0

$1 8.0

2015A 2016A 2017A 2018E 2019E

Reficar Barrancabermeja

- 51 -

Existen costos adicionales por gastos generales, servicios contratados, entre otros, que se asume

para el 2018 que se mantendrán igual al 2017 por eficiencias que se logran en la Refinería, y en

el 2019 crecerían con la devaluación implícita de la moneda (1 + IPC Colombia / 1 + CPI USA),

pero luego de crecerlos utilizando este porcentaje se rebajan en un 40% debido a la optimización

de procesos de Reficar. Sin embargo, cabe resaltar que estos costos no son significativos y

representan una porción similar a la de los ingresos adicionales de la sección anterior de este

documento.

Dentro de los Costos de Ventas existe otro costo que es más significativo, y es la depreciación de

los activos. En los estados financieros de Reficar, auditados a 2017, aproximadamente el 86% de

la depreciación se contabiliza dentro de los Costos de Ventas. Esto equivale a USD 199 millones

para el 2018E, siguiendo las proyecciones del precio del Brent del Bloomberg Consensus.

Los gastos de administración y ventas inicialmente crecen con la devaluación implícita del

periodo para las cuentas pertinentes, y para las que no (impuestos, gastos legales por litigios,

etc.) son mantenidos como un margen de los ingresos. Sin embargo, Tras crecer estos gastos, se

rebajan las cuentas pertinentes (estudios y proyectos, otros gastos generales) por un ahorro que

hay debido a la integración continua con la Refinería de Barrancabermeja que permite

aprovechar sinergias entre las dos refinerías. Estas sinergias son equivalentes a un ahorro de 5%

cada año hasta el 2021.

Con estos ahorros, se logra llegar a márgenes similares a las de refinerías operativamente

comparables con Reficar. Esto resulta en un Margen EBIT de 7.88% en el 2019E (el del 2018 es de

1.35% ya que sigue en proceso de estabilización), y converge alrededor de 7.91% a largo plazo.

- 52 -

4.2.5 Deuda

En diciembre 11 del 2017, Ecopetrol anunció que asumiría la totalidad de la deuda de Reficar.

Esto se llevaría a cabo a través de una capitalización de la Empresa. Con esto en mente, se asume

que la cesión de la deuda se llevó a cabo el primero de enero del 2018, por lo que durante el

2018 y en adelante Reficar opera como una empresa desapalancada. Adicionalmente, debido a

que los ingresos financieros de la Empresa provienen de diferencia en cambio y no se conoce la

posición en dólares o pesos que tiene la Empresa (se estima que es 50-50), se proyectan los

ingresos financieros iguales a cero durante el periodo de proyección. Con esto en mente, dado

que Reficar ahora opera como una empresa desapalancada, no hay gastos financieros que

reportar en el Estado de Resultados, y para el Flujo de Caja del Accionista y el Flujo de Caja de la

Deuda no hay amortizaciones, más allá que el “repago” de la deuda en el 2018, a tener en cuenta.

Con esto en mente, la Utilidad Antes de Impuestos (“EBT”) es igual al EBIT.

4.2.6 Flujo de Caja

El Flujo de Caja se proyecta a través de diferentes cuentas, como será explicado a continuación.

En primer lugar, está el CAPEX y la depreciación necesaria para llegar al EBITDA. Para el CAPEX

del caso base, se tiene en cuenta un CAPEX de mantenimiento requerido para, como lo indica el

nombre, el mantenimiento y los arreglos de la maquinaria y equipo de la Refinería. Además,

contempla pequeñas adiciones que se puedan llevar a cabo en la Refinería, pero no incluye una

ampliación de capacidad. Para determinar este CAPEX, se tomó el guidance de Ecopetrol. La

empresa indicó en su plan de inversiones que espera aproximadamente el 7% de su CAPEX entre

2017 y 2020 irá al segmento Downstream. Asumiendo que esto se divide en partes iguales entre

Reficar y la Refinería de Barrancabermeja, a Reficar le entraría el 3.5% del CAPEX anual de

Ecopetrol. Siguiendo el CAPEX del primer semestre del 2018, equivalente a USD 1,000 millones,

esto implicaría que, anualizando este CAPEX, a Reficar le corresponden USD 70 millones

anualmente. Adicionalmente, se decidió mantener este CAPEX constante durante el periodo de

proyección en vez de crecerlo proporcional a las ventas. Esto se debe a que la segunda práctica

- 53 -

se utiliza principalmente porque para muchas empresas el crecimiento de sus ingresos depende

de una inversión en Capital de Trabajo y CAPEX. Sin embargo, el crecimiento de las ventas de

Reficar depende únicamente de la habilidad de Reficar de mantener las condiciones de operación

y del precio del crudo Brent. Con esto en mente, los USD 70 millones se estiman como la suma

necesaria para mantener los activos de Reficar operando con la misma capacidad y eficiencia, y

ya que los ingresos no dependen de una expansión o compra de activos en el caso base, lo única

variable que cambia año a año afectando los ingresos puros sería el precio del Brent.

Las depreciaciones se asumieron linealmente año a año. Dicho esto, debido a que en los estados

financieros auditados de Reficar no especifican una vida útil exacta para cada tipo de activo sino

un rango, se tomo una vida útil promedio basada en el promedio ponderado de los rangos y los

valores dentro de la Propiedad, Planta & Equipo (“PP&E”) que representan dentro del total. Con

esta vida útil promedio ponderada se depreció el PP&E actual, y las siguientes inversiones en

CAPEX de mantenimiento. Estas, se asumió, van en porcentaje proporcional a cada cuenta según

su peso anterior para así mantener la misma razón de cada cuenta dentro del total durante el

periodo de proyección.

Los impuestos fueron proyectados de maneras diferentes. Para la proyección de los estados

financieros contables, se utilizaron los impuestos reales de la Empresa. Es decir, se tomó en

cuenta el valor de la Renta Presuntiva, comparándola con el valor del EBT. Basado en esto, se

causan los impuestos correspondientes. En la cuenta del Flujo de Caja contable se pagan los

impuestos correspondientes, equivalentes a los impuestos del año pasado. También se tienen en

cuenta las pérdidas fiscales.

Sin embargo, para el Flujo de Caja Libre (FCFF) utilizado para la valoración, no se utilizan estos

impuestos. Para la valoración de la empresa es importante resaltar que se deben utilizar los

impuestos operativos, los cuales se calculan como el EBIT multiplicado por uno menos la tasa

impositiva marginal del país, que en el caso de Colombia es 33%. Con esto en mente, la valoración

no tiene en cuenta el Flujo de Caja Libre contable, sino el marginal calculado basado en esta

- 54 -

estimación para los impuestos de la Empresa. En lo único que se considera el Flujo de Caja

contable es para llegar al valor real de la Caja & Equivalentes del final de cada periodo para la

empresa, ya que en la realidad la caja no contempla los impuestos marginales sino los reales.

El Capital de Trabajo (“Working Capital”, “WK”) se proyecta utilizando las cuentas pertinentes.

Dado que dentro del Activo Corriente y el Pasivo Corriente hay cuentas de impuestos, caja, entre

otras cuentas que no hacen parte como tal de lo que se denomina esencial de la operación, el

WK se calcula utilizando las Cuentas por Cobrar (“CxC”), los Inventarios, y las Cuentas por Pagar

(“CxP”). Estas cuentas se proyectan utilizando los periodos de días de rotación históricos del

2017.

𝑃𝑒𝑟𝑖𝑜𝑑𝑜 𝑑𝑒 𝐶𝑜𝑏𝑟𝑜 =𝐶𝑥𝐶 × 𝐷𝑖𝑎𝑠

𝑉𝑒𝑛𝑡𝑎𝑠

Para los Inventarios y las CxP se utilizan los Costos de Ventas en vez de las Ingresos.

Adicionalmente, cabe resaltar que los días son los pertinentes al periodo, que en algunos casos

es 365 días, en otros 366 días si es año bisiesto.

Finalmente, dado que no hay deuda, y se asume que durante el periodo de proyección Reficar

no acudirá a nueva deuda como fuente de fondeo, el Flujo de Caja de la Deuda es igual a cero, y

por ende el Free Cash Flow to Equity es igual al Free Cash Flow to the Firm. Adicionalmente, se

asume que la empresa tiene un Dividend Payout Ratio de 100%, por lo que toda su Utilidad Neta

del periodo anterior se distribuye en dividendos en el año analizado. Esto ocurre únicamente si

la Utilidad Neta del periodo anterior fue positiva. En caso contrario, no se distribuyen dividendos.

4.2.7 Balance General

Las cuentas del Balance General dependen en parte de lo mencionado anteriormente. Las CxC,

Inventarios y CxP se proyectaron utilizando los periodos pertinentes, como se explicó en la

sección anterior. Las cuentas de impuestos, tanto en el activo como en el activo se proyectaron

- 55 -

utilizando los impuestos reales de la Empresa. La deuda se pagó completamente y se capitalizó

la Empresa a través de Equity, implicando un aumento en el Equity igual a la deuda del 2017.

Adicionalmente, el Equity de Reficar depende de la Utilidad Neta del periodo, que se va a la

cuenta de Resultados Acumulados, y esta misma cuenta disminuye según los dividendos del

periodo.

El PP&E se proyectó basado en el CAPEX y la depreciación. Cada año se aumenta en el valor del

CAPEX del periodo (en el caso base será solamente el valor del CAPEX de mantenimiento) y

disminuye según las amortizaciones del periodo.

Finalmente, la Caja & Equivalentes son afectados por el Flujo de Caja contable. Luego de

descontar el Flujo de Caja de la Deuda, capitalizaciones y Dividendos, del Flujo de Caja Libre, se

llega al valor del Flujo de Caja del periodo, el cual se le suma a la caja del periodo anterior. Este

puede ser positivo o negativo, aumentando o disminuyendo la caja, mientras la caja no se vuelva

negativa. En este caso, tendría que haber o bien una capitalización vía inyección de Equity, o se

necesitaría deuda para fondear las actividades de la Empresa.

4.3 Resumen de Proyecciones del Caso Base

Para cada caso base, el alto y el bajo, la metodología de las proyecciones se mantiene igual. Sin

embargo, dado que cada caso tiene unos ingresos diferentes, el modelo entero desprende desde

los ingresos por lo que las proyecciones varían dependiendo del caso.

De nuevo, para el caso base alto se utilizaron las proyecciones para el precio del Brent según Fitch

Solutions. Para el caso base bajo, se utilizaron las proyecciones para el precio del Brent según el

Bloomberg Consensus. Estos dos sets de proyecciones convergen a USD 85 por barril y USD 65

por barril a largo plazo, respectivamente.

El periodo de proyección contempla cinco años, más el valor terminal a perpetuidad.

- 56 -

Para el caso base alto:

Gráfica 4.3.1 – Resumen de los ingresos y EBITDA proyectados para el caso base alto.

475 295

610 623 634 635 636

15.3%

6.0%

11.4% 11.4% 11.4% 11.3% 11.3%

-1.0%

1.0%

3.0%

5.0%

7.0%

9.0%

11 .0 %

13 .0 %

15 .0 %

17 .0 %

(1 00)

100

300

500

700

900

1,100

2017A 2018E 2019E 2020E 2021E 2022E 2023E

EBITDA Margen EBITDA

2,134 3,100

4,885 5,346 5,473 5,570 5,626 5,626

$5.3

$9.5

$11.3

$14.6 $14.6 $14.6 $14.6 $14.6

$0 .0

$2 .0

$4 .0

$6 .0

$8 .0

$1 0.0

$1 2.0

$1 4.0

$1 6.0

-

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

2016A 2017A 2018E 2019E 2020E 2021E 2022E 2023E

Ingresos Operacionales Margen de Refinación (USD)

Ingresos1

EBITDA2

(USD mm)

(USD mm)

- 57 -

Gráfica 4.3.2 – Resumen de las proyecciones del EBIT y FCFF para el caso base alto.

Para el caso base bajo, se tiene:

130

362 420 428 432 435

(1 00)

100

300

500

700

900

1,100

2018E 2019E 2020E 2021E 2022E 2023E

245 64

377 389 397 397 396

7.9%

1.3%

7.1% 7.1% 7.1% 7.1% 7.0%

-1.0%

0.0%

1.0%

2.0%

3.0%

4.0%

5.0%

6.0%

7.0%

8.0%

9.0%

-

100

200

300

400

500

600

700

800

900

2017A 2018E 2019E 2020E 2021E 2022E 2023E

EBIT Margen EBIT

EBIT3

Flujo de Caja Libre a la Firma (FCFF)4

(USD mm)

(USD mm)

EBITDA

44.2% 59.3% 67.5% 67.5% 68.0% 68.4%

% Sobre EBITDA

- 58 -

Gráfica 4.3.3 – Resumen de las proyecciones de los ingresos y EBITDA para el caso base bajo.

475 295

618 616 609 597 598

15.3%

6.2%

12.6% 12.8% 13.1% 13.2% 13.3%

-1.0%

1.0%

3.0%

5.0%

7.0%

9.0%

11 .0 %

13 .0 %

15 .0 %

17 .0 %

(1 00)

100

300

500

700

900

1,100

2017A 2018E 2019E 2020E 2021E 2022E 2023E

EBITDA Margen EBITDA

Ingresos1

EBITDA2

(USD mm)

(USD mm)

2,134 3,100

4,763 4,888 4,801 4,654 4,509 4,509

$5.3

$9.5

$11.3

$14.6 $14.6 $14.6 $14.6 $14.6

$0 .0

$2 .0

$4 .0

$6 .0

$8 .0

$1 0.0

$1 2.0

$1 4.0

$1 6.0

-

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

2016A 2017A 2018E 2019E 2020E 2021E 2022E 2023E

Ingresos Operacionales Margen de Refinación (USD)

- 59 -

Gráfica 4.3.4 – Resumen de las proyecciones del EBIT y FCFF para el caso base bajo.

4.4 Valor Terminal

Para cerrar la valoración se debe encontrar un valor de cierre que permita valorar el final de la

vida de la empresa. Este valor de cierre se llama el Valor Terminal (“Terminal Value”, “TV”). Para

calcular el Valor Terminal de una empresa, existen tres metodologías comunes. La primera es a

través de un múltiplo de salida. Es decir, el Valor Terminal de una empresa se calcula aplicando

134

377 424 422 414 410

(1 00)

100

300

500

700

900

1,100

2018E 2019E 2020E 2021E 2022E 2023E

245 64

385 381 373 359 358

7.9%

1.4%

7.9% 7.9% 8.0% 8.0% 7.9%

-1.0%

0.0%

1.0%

2.0%

3.0%

4.0%

5.0%

6.0%

7.0%

8.0%

9.0%

-

100

200

300

400

500

600

700

800

900

2017A 2018E 2019E 2020E 2021E 2022E 2023E

EBIT Margen EBIT

EBIT3

Flujo de Caja Libre a la Firma (FCFF)4

(USD mm)

(USD mm)

EBITDA

45.4% 61.0% 68.9% 69.2% 69.4% 68.5%

% Sobre EBITDA

- 60 -

un múltiplo en el último periodo sobre las Ventas o Ganancias. Este método es sencillo de usar,

pero requiere de mezclar DCF y Valoración Relativa. Esto va en contra de lo que pretende hacer

un DCF, ya que este busca encontrar un valor intrínseco de la firma y no un valor relativo.

El segundo método es a través de un Valor de Liquidación. El Valor de Liquidación de un activo

es el valor por el cual se espera poder venderla al final de la vida útil. Este método de calcular el

Valor Terminal es ideal para activos que cesan de operar tras un tiempo determinado, como es

el caso de Reficar. El valor esperado de liquidación de un activo se puede ver a través del valor

en libros ajustado por la inflación que lo haya afectado hasta el momento en que se venderá. En

el caso de Reficar, la vida útil de la Refinería es mucho mayor al periodo de proyección. Esto

complica el análisis a través de valor de liquidación ya que se debería proyectar hasta el final de

la vida útil si fuese el caso. Debido a que el precio del Brent es sumamente volátil, proyectar hasta

el final de la vida útil de la Refinería resulta inoportuno ya que solo hay proyecciones hasta el

2022. Más allá se podría estimar un valor del precio del crudo ajustando por inflación, aunque

esto realmente no concuerda con el precio real del petróleo ya que este no sigue ni está indexado

a la inflación. Se podría también hacer lo mismo que para el 2023: dejarlo constante del 2022 en

adelante. Sin embargo, esto tampoco refleja el verdadero comportamiento del precio del Brent

ya que este sube y baja según la demanda y oferta global. Dado esto, a pesar de que el Valor

Terminal más acertado sería a través de un Valor de Liquidación, no se puede llevar a cabo sin

sacrificar la precisión del resto de las proyecciones de Reficar.

Con esto en mente, se puede utilizar un último método para calcular el Valor Terminal, el cual es

a través de un crecimiento a perpetuidad. Este método se utiliza normalmente para empresas

cuya operación no cesa luego de acabarse la vida útil de un activo. Industrias comunes que

utilizan este tipo de Valor Terminal serían las de Consumer & Retail, cuyas operaciones podrían

teóricamente ir hasta la perpetuidad. El crecimiento a perpetuidad (“g”) se puede calcular como:

𝑔 = 𝑅𝑂𝐶 × 𝑅𝑒𝑖𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑚𝑒𝑛𝑡 𝑅𝑎𝑡𝑒

- 61 -

Donde el ROC se calcula como:

𝑅𝑂𝐶 =𝑁𝑂𝑃𝐴𝑇

𝐸𝑞𝑢𝑖𝑡𝑦 + 𝐷𝑒𝑢𝑑𝑎

Ahora bien, el NOPAT (Net Operating Profit After Taxes) es igual al EBIT después de impuestos

operativos. La tasa de reinversión (“Reinvestment Rate”) se calcula como:

𝑅𝑒𝑖𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑚𝑒𝑛𝑡 𝑅𝑎𝑡𝑒 =𝐶𝐴𝑃𝐸𝑋 + ∆𝑊𝐾

𝑁𝑂𝑃𝐴𝑇

Con esto en mente, el Valor Terminal, por un flujo a perpetuidad basado en el Flujo de Caja Libre

(FCFF) de la Empresa, sería:

𝑇𝑉 =𝐹𝐶𝐹𝐹𝑇 ∙ 𝑔

𝑊𝐴𝐶𝐶 − 𝑔

Este Valor Terminal se descuenta luego en el mismo periodo que el último flujo proyectado. El

valor del g para Reficar es de 1.79% en el caso base alto y 1.70% en el caso base bajo. Estos valores

son razonables ya que están basados en la operación como tal de la Refinería, y no sobrepasan

el crecimiento económico real a largo plazo de Estados Unidos (2.12%) ni de Colombia (3.55%).

Fuera el caso contrario, se estaría diciendo que eventualmente Reficar podría llegar a ser más

grande que cualquier de estás dos economías.

Sin embargo, llevar a cabo el Valor Terminal simplemente por un flujo a perpetuidad no es preciso

para Reficar. Para esto, se estudiaron diferentes transacciones recientes en el mercado y su

método de valoración. Se encontró que, para valoraciones de plantas generadoras de energía

termoeléctrica y otros activos fijos con el mismo problema que Reficar en este sentido, se debe

cuantificar un Valor de Reposición que se requiere para mantener el activo funcionando. Este

- 62 -

Valor de Reposición va por aparte del CAPEX de mantenimiento, y es un CAPEX adicional que se

le resta plenamente al último flujo de proyección y el Valor Terminal de la siguiente manera:

𝐸𝑉 = ∑𝐹𝐶𝐹𝐹𝑡

(1 + 𝑊𝐴𝐶𝐶)𝑡

𝑇

𝑡=1

+

𝐹𝐶𝐹𝐹𝑇 ∙ 𝑔𝑊𝐴𝐶𝐶 − 𝑔 − Valor de Reposic𝑖𝑜𝑛

(1 + 𝑊𝐴𝐶𝐶)𝑇

Este Valor de Reposición, según transacciones comparables del mercado, se estima en

aproximadamente 60% del valor de construir hoy el mismo activo.

Esto trae otro problema ya que la construcción de Reficar tuvo sobrecostos asociados al

escándalo de corrupción. Debido a esto, el valor de construcción de Reficar no se puede tomar

como una medida base para el Valor de Reposición. Para estimar esto, se hizo un análisis sobre

cuánto costaría construir una refinería de la misma capacidad que Reficar. Utilizando las más

recientes construcciones de refinerías en el mundo, se llegó a lo siguiente:

Con esto, se puede estimar un Valor de Reposición de USD 1,469 millones.

4.5 Cálculo del WACC

El WACC, o el Costo de oportunidad de la Empresa, se calcula a través de la misma canasta de

empresas comparables que se utilizó para la Valoración Relativa por Múltiplos de Mercado. Para

comenzar, se deben utilizar los Beta de las compañías comparables. El Beta es una medida de la

Refinería Compañía País Capacidad

Costo de

Construcción (USD

mm) USD / bbl

Garyville Refinery (exp) Marathon USA 234,000 3,900 $16,667

Pecos County Refinery MMEX Resources USA 50,000 450 $9,000

North Dakota Refinery Meridian Energy Group USA 55,000 850 $15,455

Elefsina Refinery Hellenic Petroleum Greece 100,000 1,463 $14,630

Promedio 13,938

Reficar 165,000 $2,300

- 63 -

correlación entre los retornos de una compañía y el mercado. De esta manera, es una medida de

cómo el riesgo sistémico afecta una acción en particular.

Para poder comparar los Beta de las compañías y aplicarlo a Reficar, es primero necesario

desapalancar los Beta para así no tener en cuenta una Estructura de Capital particular que llevé

a la correlación mencionada anteriormente, ya que esta no será la misma ni entre empresas ni

para Reficar. Adicionalmente, para encontrar el Beta de Reficar se debe encontrar la Estructura

de Capital (“D/E”) óptima para la Empresa. Esta se encuentra como la Estructura de Capital

mediana de las compañías comparables. Con esto en mente, se utilizó el Beta Ajustado a 2 años

de Bloomberg y los correspondientes D/E y tasas impositivas marginales para cada empresa para

utilizarlas de la siguiente manera:

𝛽𝑈 =𝛽𝐸

𝐷𝐸 ∙ (1 − 𝜏) + 1

Unlevered Beta de una empresa a partir del Beta del Equity.

De esta forma, se tiene lo siguiente:

Estos resultados implican que el Beta Desapalancado de Reficar es de 0.624 y el D/E óptimo es

de 86.2%.

Compañía País de Origen

Tasa Impositiva

Marginal Beta (2yr) D/E Beta Desapalancado

Enterprise Value /

2019E EBITDA

Delek Estados Unidos 21% 1.179 88.8% 0.693 3.98x

Hollyfrontier Estados Unidos 21% 0.853 46.5% 0.624 6.23x

Marathon Petroleum Estados Unidos 21% 1.057 92.3% 0.611 4.15x

PBF Energy Estados Unidos 21% 1.077 93.8% 0.619 4.90x

Phillips 66 Estados Unidos 21% 0.865 40.3% 0.656 7.21x

Valero Energy Estados Unidos 21% 1.086 40.3% 0.824 5.56x

Par Pacific Estados Unidos 21% 0.900 86.2% 0.535 10.04x

CVR Energy Estados Unidos 21% 1.367 127.0% 0.682 5.52x

Saras S.p.A. Italia 24% 0.608 36.0% 0.477 3.16x

Máximo 10.04x

Máximo Ajustado 7.98x

Promedio 72.4% 0.636 5.64x

Mediana 86.2% 0.624 5.52x

Mínimo Ajustado 5.21x

Mínimo 3.16x

- 64 -

Seguido de esto, utilizando en Beta Desapalancado de Reficar, su D/E óptimo, y la tasa impositiva

correspondiente para Colombia (33%), se puede reapalancar el Beta utilizando los datos de

Reficar para así llegar a un valor del Beta del Equity con le cual se podrá calcular el Costo del

Equity de la Empresa. El Beta del Equity de Reficar es de 0.984. Además se podría llegar al Beta

Apalancado de Reficar dividiendo el Beta del Equity entre la Estructura de Capital. Esto da 0.529.

Antes, se debe encontrar el Costo de la Deuda, que es un input clave para poder calcular el Costo

del Equity a través del CAPM. El Costo de la Deuda se puede calcular de diferentes maneras. Por

ejemplo, a través de un costo promedio ponderado de la deuda a largo plazo de una empresa,

incluyendo sus bonos y deuda bancaria, se puede llegar al costo de su deuda. También existe un

modelo llamado el Building Blocks Model (“BBM”), el cual será utilizado en este caso.

El Building Blocks Model consiste en construir el Costo de la Deuda a partir de sus fundamentos.

Para esto, se tiene lo siguiente:

𝐾𝐷 = 𝑟𝑓 + 𝐷𝑒𝑓𝑎𝑢𝑙𝑡 𝑆𝑝𝑟𝑒𝑎𝑑 + 𝑅𝑖𝑒𝑠𝑔𝑜 𝑃𝑎í𝑠

Aquí es importante definir los parámetros de la ecuación. La Tasa Libre de Riesgo (“rf”) es

equivalente a la tasa spot de un U.S. Treasury Bond a 10 años. Esto se debe a que estos bonos

son libres de riesgo en el sentido de que son el instrumento financiero más seguro en el planeta,

los bonos del tesoro más transados y por ende más líquidos, y la aproximación más cercana a la

inflación de Estados Unidos. El Default Spread es un margen de intermediación el cual un

inversionista exige debido al riesgo de la Empresa. Reficar no cuenta con un rating crediticio

internacional, por lo que se puede calcular este spread a través de cobertura de intereses o un

Ratings Grid. La cobertura de intereses, sin embargo, no sirve dado que la deuda fue asumida por

Ecopetrol y a la fecha de valoración no hay intereses por lo que Reficar no recibiría un rating

crediticio (o se podría asumir que sería el equivalente a una empresa Aaa/AAA/AAA, pero ya que

es subsidiaria de Ecopetrol y opera en Colombia, estaría limitado su rating al mínimo entre estos

por lo que tendría un rating de Baa3 según Moody’s).

Sin embargo, al usar un Ratings Grid se puede estimar el rating crediticio de Reficar. Un ratings

grid es un cuadro que utiliza Moody’s para calcular los ratings de las compañías que analiza. Para

el segmento Downstream, Moody’s tiene una metodología particular para determinar el rating

de una compañía. Tiene categorías cualitativos y cuantitativas, que al ponderarse por los puntajes

asignados por Moody’s se llega a un puntaje total que cae dentro de un rango determinado para

- 65 -

cada rating. De esta manera, el rating de Reficar se podría estimar, utilizando cifras a 2017, de la

siguiente manera:

Tabla 4.5.1 – Ratings Grid para Reficar.

Rating Factors Metric Aaa Aa A Baa Ba B Caa Ca

Factor 1: Scale 25%

Crude Distillation Capacity

(mbbls/day)

15% 165 ≥ 3,000 2,000 - 3,000 1,000 - 2,000 500 - 1,000 250 - 500 50 - 250 25 - 50 <25

Number of Large-Scale Refineries 10% 1 ≥ 15 9 -14 6 - 8 3 - 5 2 1 0 and multiple

smaller refineries

0 and single

small refinery

Factor 2: Business Profile 20%

Business Profile 20% Industry Risk not

compatible with

"Aaa" rating

Industry Risk not

compatible with

"Aa" rating

Very Good

Strong market

diversity and

fundamentals;

Very high quality

product slate;

Very good

degree of

feedstock

flexibility;

Extensive

downstream

integration;

Supportive

regulatory

environment

Good

Good market

diversity and

fundamentals;

High quality

product slate;

Material degree

of feedstock

flexibility;

Material

downstream

integration;

Supportive to

neutral

regulatory

environment

Average

Moderate

market diversity

and

fundamentals;

Good quality

product slate;

Moderate degree

of feedstock

flexibility;

Moderate

downstream

integration;

Neutral

regulatory

environment

Below Average

Limited market

diversity and

fundamentals;

Lower quality

product slate;

Limited degree of

feedstock

flexibility;

Limited

downstream

integration;

Neutral to

negative

regulatory

environment

Weak

Weak market

diversity and

fundamentals;

Weak quality

product slate;

Weak degree of

feedstock

flexibility; Weak

downstream

integration;

Negative

regulatory

environment

Threatening

Poor market

diversity and

fundamentals;

Poor quality

product slate;

Poor degree of

feedstock

flexibility; Poor

downstream

integration;

Threatening

regulatory

environment

Factor 3: Profitability and Efficiency 15%

EBIT / Total Throughput Barrels

(USD/Bbl)

7.5% $5.00 Industry Risk not

compatible with

"Aaa" rating

Industry Risk not

compatible with

"Aa" rating

≥ $8 $4 - $8 $2 - $4 $1 - $2 $0 - $1 < $0

EBIT / Average Capitalization 7.5% 3.06% Industry Risk not

compatible with

"Aaa" rating

Industry Risk not

compatible with

"Aa" rating

≥ 15% 12% - 15% 7% - 12% 4% - 7% 0% - 4% < 0%

Factor

Weight

Credit Rating

Factor 4: Financial Policy 20%

Financial Policy 20% Expected to have

extremely

conservative

financial policies;

very stable

metrics; public

commitment to

very strong credit

profile over the

long term

Expected to have

very stable and

conservative

financial policies;

stable metrics;

minimal event

risk that would

cause a rating

trasition; public

commitment to

strong credit

profile over the

long term

Expected to have

predictable

financial policies

that preserve

creditor interest;

although modest

event risk exists,

the effect on

leverage is likely

to be small and

temporary;

strong

commitment to a

solid credit

Expected to have

financial policies

that balance the

interest of

creditors and

shareholders;

some risk that

debt funded

acquisitions or

shareholder

distributions

could lead to a

weak credit

profile

Expected to have

financial policies

that tend to

favor

sharegolders

over creditors,

above average

financial risk

resulting from

shareholder

distributions,

acquisitions or

other significant

capital structure

Expected to have

financial policies

that favor

shareholders

over creditors;

high financial risk

resulting from

shareholder

distributions,

acquisitions or

other significant

capital structure

changes

Expected to have

financial policies

that create

elevated risk of

debt

restructuring in

varied economic

environments

Expected to have

financial policies

that creat

elevated risk of

debt

restructuring

even in healthy

economic

environments

Factor 5: Leverage and Coverage 20%

EBIT / Interest Expense 5% 1.16x Industry Risk not

compatible with

"Aaa" rating

Industry Risk not

compatible with

"Aa" rating

≥ 10x 5x - 10x 2.5x - 5x 1x - 2.5x 0.5x - 1x < 0.5x

Debt / EBITDA 5% 4.08x Industry Risk not

compatible with

"Aaa" rating

Industry Risk not

compatible with

"Aa" rating

< 2x 2x - 3x 3x - 4x 4x - 6x 6x - 8x ≥ 8x

RCF / Debt 5% -0.2% Industry Risk not

compatible with

"Aaa" rating

Industry Risk not

compatible with

"Aa" rating

≥ 40% 25% - 40% 10% - 25% 5% - 10% 1% - 5% < 1%

Debt / Capitalization 5% 23.9% Industry Risk not

compatible with

"Aaa" rating

Industry Risk not

compatible with

"Aa" rating

< 25% 25% - 35% 35% - 50% 50% - 70% 70% - 90% ≥ 90%

Score Total: 1.5 2.5 3.5 4.5 5.5 6.5 7.5 8.5 9.5 10.5 11.5 12.5 13.5 14.5 15.5 16.5 17.5 18.5 19.5

Score Total: 10.23

Aaa Aa1 Aa2 Aa3 A1 A2 A3 Baa1 Baa2 Baa3 Ba1 Ba2 Ba3 B1 B2 B3 Caa1 Caa2 Caa3 Ca

- 66 -

Como se puede observar, según el Ratings Grid, el rating de Reficar caería de todos modos en

Baa3 (o el equivalente BBB- en Fitch y S&P), por lo que este se asumió como el rating correcto de

Reficar. Con esto en mente el Default Spread de Reficar es de 1.27%.

Finalmente, el último componente para poder calcular el Costo de la Deuda es el Riesgo País.

Existen cuatro metodologías para calcular el Riesgo País al que está expuesta una compañía. Estas

son a través del índice J.P. Morgan EMBI+, que mide el spread de los bonos soberanos de un país

por encima de los de Estados Unidos; a través del spread de los CDS Soberanos a 10 años de un

país sobre los de Estados Unidos, a través de desviaciones estándares relativas, y a través de un

spread más las desviaciones estándares relativas. En términos prácticos, solo los primeros dos

métodos son realmente válidos y utilizados.

Cada uno de los métodos tiene sus ventajas y desventajas. Particularmente, el EMBI+ tiene la

desventaja de que depende de la liquidez y transaccionalidad de los mercados de deuda

internacionales. Adicionalmente, es muy sensible ante cambios macroeconómicos de los países.

Los CDS suelen más precisos que el EMBI+ bajo condiciones normales de mercado. Sin embargo,

en condiciones extremas (como por ejemplo en el 2008), los CDS tienden a ser muy volátiles.

Dada la situación actual del mundo, con mercados volátiles, pero no bajo situaciones extremas,

y con los mercados de capitales de deuda menos transaccionados que en otras épocas debido,

particularmente este año, a las elecciones presidenciales y parlamentarias de la región, se decidió

utilizar el spread de los CDS a 10 años como la medida de Riesgo País. Adicionalmente, se utilizó

el promedio de los últimos 10 años para así incorporar información histórica pertinente en el

análisis. Con esto, el valor del Riesgo País para Reficar es de 201bps (2.01%).

El Costo de la Deuda entonces es de 6.36%. Sin embargo, la deuda tiene un ahorro tributario

(“Tax Shield”) importante. Con esto en mente, se debe cuantificar el valor del Tax Shield. Esto se

hace encontrando un Costo de la Deuda Después de Impuestos, al multiplicar el Costo de la

Deuda Antes de Impuestos por uno menos la tasa impositiva marginal de la Empresa. Con esto,

se tiene que el Costo de la Deuda Después de Impuestos de Reficar es de 4.26%.

El Costo del Equity se calcula a través del CAPM siguiendo la metodología de Betas Proporcionales

propuesta por el profesor Julio Villarreal de la Universidad de los Andes. Esta metodología busca

incorporar los principios de Modigliani-Miller dentro del costo de capital de una empresa. Dado

esto, se requiere ajustar el CAPM básico para que el Costo de Oportunidad de la Empresa se

- 67 -

pueda calcular de igual manera a través del CAPM o del WACC. El método de cálculo no debería

afectar el valor del Costo de Oportunidad de una empresa.

Con esto en mente, la metodología indica lo siguiente:

𝐾𝐸 = 𝐾𝐷 𝐷𝑒𝑠𝑝𝑢𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝐼𝑚𝑝𝑢𝑒𝑠𝑡𝑜𝑠 + β𝐸 ∙ (𝑟𝑀 − 𝑟𝑓 + 𝑅𝑖𝑒𝑠𝑔𝑜 𝑃𝑎𝑖𝑠)

Adicionalmente, el Costo de Oportunidad, siguiendo esta metodología, se podría calcular

utilizando una de las siguientes ecauciones:

𝐶. 𝑂. = 𝐾𝐷 𝐷𝑒𝑠𝑝𝑢𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝐼𝑚𝑝𝑢𝑒𝑠𝑡𝑜𝑠 + β𝑈 ∙ (𝑟𝑀 − 𝑟𝑓 + 𝑅𝑖𝑒𝑠𝑔𝑜 𝑃𝑎𝑖𝑠)

𝑊𝐴𝐶𝐶 =𝐷

𝐷 + 𝐸∙ 𝐾𝐷 𝐷𝑒𝑠𝑝𝑢𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝐼𝑚𝑝𝑢𝑒𝑠𝑡𝑜𝑠 +

𝐸

𝐷 + 𝐸∙ 𝐾𝐸

Con esto en mente se tiene lo siguiente:

Tabla 4.5.2 – Cálculo del WACC de Reficar.

Costo de la Deuda Valor Fuente

Tasa Libre de Riesgo 3.08% Tasa spot de un Bono del Tesoro Americano a 10 años (Noviembre 16, 2018)

Default Spread 1.27% Según la calificación de Baa3 establecida en el ratings grid

Prima por Riesgo País 2.01% Promedio de 10 años del spread de los CDS Colombianos (10yr) sobre los CDS Estadounidenses (10yr)

KD (Antes de Impuestos) 6.36%

Tasa Impositiva Marginal 33% Tasa impositiva marginal para Colombia

KD (Después de Impuestos) 4.26%

Costo del Equity

Prima por Riesgo de Mercado 6.38%Equity risk premium relativo a la tasa libre de riesgo, basado en un análisis de los datos a largo-plazo (desde 1928) de retorno del mercado de equities Estadounidense (utilizando como proxy el S&P 500)

Beta del Equity 0.98Representa la mediana de los beta ajustados a 2 años de la canasta de empresas comparables, desapalancados y re-apalancados utilizando el D/E óptimo de Reficar y la tasa impositiva marginal de Colombia

KE 12.62%

Deuda / Equity Óptimo 86.2% Refleja la estructura de capital mediana de la canasta de empresas comparables

WACC (USD) 8.75%

Beta Apalancado 0.53Beta calculado para utilizar el CAPM (Método de Betas Proporcionales - Julio Villarreal) para llegar a la tasa de descuento siguiendo los principios de Modigliani-Miller

CAPM (USD) 8.75%

- 68 -

4.6 Valoración de la Empresa – Caso Base

Siguiendo las proyecciones explicadas en las secciones 4.2 a 4.4 de este documento, y teniendo

el WACC calculado en la sección 4.5, se llegan a los siguientes rangos dentro de los casos base

para el Enterprise Value y el Equity Value de Reficar:

Gráfica 4.6.1 – Football Field incluyendo DCF, en USD millones.

Como se puede ver, el EV de Reficar valorado por DCF cae en un rango entre USD 4,547 millones

y USD 4,838 millones. Restando la Deuda Neta para llegar al Equity Value se obtiene un rango

entre USD 4,692 millones y USD 4,979 millones. La Deuda Neta es equivalente a la caja debido a

que no hay deuda, y la caja varía dependiendo del set de proyecciones que se utilice. Estos valores

caen dentro del rango ajustado encontrado por el Múltiplo EV/EBITDA 2019E, por lo que se puede

estar cómodo con los resultados.

Detalladamente, se analizan los resultados de la siguiente manera:

$2,962

$1,961

$3,368

$4,692

$2,817

$1,816

$3,223

$4,547 Enterprise

Value

DeudaNeta

EV/EBITDA2017

EV/EBITDA2018E

EV/EBITDA2019E

$1,950

$6,205

$2,833

$4,709$4,933

$4,838

DCF(2)

($145)

Equity Value

$2,096

$6,351

$3,029

$4,835$5,078 $4,979

($141)

- 69 -

Gráfica 4.6.2 – Ilustración detallada de la valoración por DCF, en USD millones.

Adicionalmente, se muestra a continuación la construcción del Flujo de Caja utilizado para la

valoración:

$1,330

$4,183

$4,547 $145 $4,692

VPN Flujos (+) Valor Terminal (-) CAPEX Reposición Enterprise Value (-) Deuda Total (+) Caja & Equivalentes Equity Value

$1,330

$4,474

$4,838 $141 $4,979

VPN Flujos (+) Valor Terminal (-) CAPEX Reposición Enterprise Value (-) Deuda Total (+) Caja & Equivalentes Equity Value

($0)

Extremo Alto del Rango de Valoración

Extremo Bajo del Rango de Valoración

($966)

($0)($966)

1

2

- 70 -

Tabla 4.6.1 – Construcción del Flujo de Caja para la Valoración del Caso Base Alto, en USD millones.

(Cifras en USD mm) 2018E 2019E 2020E 2021E 2022E 2023E

Producción (bpd) 153,000 153,000 153,000 153,000 153,000 153,000

Margen de Refinación 11.3 14.6 14.6 14.6 14.6 14.6

Precio del Brent 75.0 80.0 82.0 84.0 85.0 85.0

Ingresos por Refinación 4,819 5,280 5,407 5,504 5,559 5,559

Otros Ingresos Operacionales 66 66 66 66 67 67

Total Ingresos Operacionales 4,885 5,346 5,473 5,570 5,626 5,626

Costos de Ventas (4,537) (4,678) (4,792) (4,879) (4,928) (4,927)

Gastos Operacionales Netos (ex. D&A) (54) (58) (58) (57) (62) (63)

EBITDA 295 610 623 634 635 636

D&A (231) (233) (235) (236) (238) (240)

EBIT 64 377 388 397 397 396

CAPEX (70) (70) (70) (70) (70) (70)

∆WK (74) (54) (5) (5) (2) (0)

Impuestos Operacionales (21) (125) (128) (131) (131) (131)

D&A 231 233 235 236 238 240

Flujo de Caja Libre (FCFF) 130 362 420 428 432 435

Flujo a Perpetuidad - - - - - 6,370

Valor de Reposición - - - - - (1,469)

Flujo de Caja para la Valoración - 362 420 428 432 5,336

WACC 8.75%

Enterprise Value 4,838

Caja & Equivalentes (141)

Equity Value 4,979

- 71 -

Tabla 4.6.1 – Construcción del Flujo de Caja para la Valoración del Caso Base Alto, en USD millones.


Producción (bpd) 153,000 153,000 153,000 153,000 153,000 153,000

Margen de Refinación 11.3 14.6 14.6 14.6 14.6 14.6

Precio del Brent 72.8 71.8 70.0 67.6 65.0 65.0

Ingresos por Refinación 4,697 4,822 4,735 4,588 4,442 4,442

Otros Ingresos Operacionales 66 66 66 66 67 67

Total Ingresos Operacionales 4,763 4,888 4,801 4,654 4,509 4,509

Costos de Ventas (4,414) (4,220) (4,139) (4,005) (3,872) (3,871)

Gastos Operacionales Netos (ex. D&A) (53) (50) (46) (40) (40) (41)

EBITDA 295 618 616 609 597 598

D&A (231) (233) (235) (236) (238) (240)

EBIT 64 385 381 373 359 358

CAPEX (70) (70) (70) (70) (70) (70)

∆WK (70) (44) 4 6 6 (0)

Impuestos Operacionales (21) (127) (126) (123) (118) (118)

D&A 231 233 235 236 238 240

Flujo de Caja Libre (FCFF) 134 377 424 422 414 410

Flujo a Perpetuidad - - - - - 5,953

Valor de Reposición - - - - - (1,469)

Flujo de Caja para la Valoración - 377 424 422 414 4,893

WACC 8.75%

Enterprise Value 4,547

Caja & Equivalentes (145)

Equity Value 4,692

- 72 -

5. ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD

Para complementar la valoración de la Empresa, fue necesario llevar a cabo un análisis de

sensibilidad comprensivo. Para esto se consideraron siete variables clave que afectan los flujos y

la valoración de Reficar.

5.1 Sensibilidades al Margen de Refinación

El Margen de Refinación, aparte del precio del Brent, es el componente clave en la construcción

del ingreso, particularmente en el diario. Debido a esto, es importante sensibilizar ante posibles

cambios en esta variable. Para este análisis de sensibilidad, se hicieron cambios de más o menos

10% sobre el valor del Margen de Refinación en el caso base. Esto significa que se analizo cómo

se afectaría la valoración de la Empresa si el margen de refinación fuera USD 13.1 por barril y

USD 16.0 por barril, en vez de los USD 14.6 por barril establecidos en el caso base. El caso alto

del análisis es equivalente al valor del Margen de Refinación más alto de los últimos 3 años y

medio visto en la Refinería de Barrancabermeja, mientras que el caso base contempla un margen

que, a pesar de ser más alto que el del primer semestre de 2018, es más bajo que lo esperado

tanto en Reficar como en Barrancabermeja.

5.2 Sensibilidades a la Utilización de la Refinería

La utilización de la capacidad de la Refinería es otra variable clave en la construcción de los

ingresos de Reficar. En el caso base, la utilización se asumió igual que la vista en el primer

semestre del 2018. Esto se debe a que es muy cercana a la utilización esperada por Ecopetrol a

largo plazo para Reficar. La utilización en el caso base es de 92.7%. En el análisis de sensibilidad

se estudió cómo se afecta la valoración de la empresa si la utilización fuese 80%, el valor más

bajo según analistas, o 97.8% que es lo que dice Fitch que podría llegar a ser la utilización de

Reficar.

5.3 Sensibilidades al CAPEX de Mantenimiento

El CAPEX de Mantenimiento, en el caso base, es equivalente a USD 70 millones cada año. Como

fue explicado en secciones anteriores, este CAPEX se determinó como lo requerido para

mantener la Refinería andando y pagar los mantenimientos, reparaciones y adiciones necesarias

- 73 -

para esto. Este CAPEX de mantenimiento no contempla un aumento en la capacidad de la

Refinería, por lo que no está ligado a las ventas. En los casos estudiados en el análisis de

sensibilidad, se utiliza un CAPEX de más o menos 30% el CAPEX de mantenimiento del caso base.

Esto implica en un caso bajo (bajo en cuanto cómo afecta la valoración, es decir el caso bajo se

considera aquel que disminuye la valoración) un CAPEX de USD 91 millones y en un caso alto USD

49 millones.

5.4 Sensibilidades a las Sinergias

Dada la integración esperada entre la Refinería de Barrancabermeja y Reficar, existen sinergias

que ayudarán a ahorrar costos y gastos de la operación de las dos refinerías. Para Reficar, el caso

base contempla un ahorro del 5% de ciertas cuentas pertinentes explicadas en secciones

anteriores durante el 2018 y hasta el 2021. Estos ahorros se contemplan posteriormente al

crecimiento que se esperaría sin ellos. Es decir, si para el 2019 se esperaba que los gastos por

estudios y proyectos crecieran a la devaluación implícita, las sinergias siguen teniendo en cuenta

ese crecimiento y luego se le quita el 5%. Para el análisis de sensibilidad, se llevaron a cabo dos

escenarios, uno bajo sin sinergias y otro alto con 8% de sinergias durante los mismos años.

5.5 Sensibilidades al CAPEX de Reposición

Como se explicó en la sección 4.4 de este documento, el para poder calcular el Valor Terminal a

través de un flujo a perpetuidad manteniendo la integridad del activo de Reficar, se requiere un

CAPEX de Reposición con el cual se estima que se mantiene el activo a largo plazo. Dado que este

Valor de Reposición no es exacto, y es de significancia alta dentro de la valoración, se considera

una importante variable a sensibilizar. Para el análisis de sensibilidad se considera un caso bajo

donde se utiliza un porcentaje de 70% de la construcción de un activo comparable hoy (el valor

más alto entre las transacciones comparables) y un caso alto sin Valor de Reposición. Este caso

alto se contempla para ver cómo se afectaría la valoración si se asumiera un flujo a perpetuidad

“clean”.

- 74 -

5.6 Sensibilidades al WACC

Si bien el WACC se calculó utilizando los parámetros aceptados académicamente y en la práctica,

dado que se utiliza una canasta de empresas comparables, que es sujeto de quien valore la

empresa, se deben hacer sensibilidades a esta variable para determinar cómo se afecta la

valoración con cambios al WACC. Para llevar a cabo este análisis, se utilizaron sensibilidades de

100 puntos básicos (bps) para arriba y para abajo. Esto significa que para el caso bajo se utilizó

un WACC de 9.75% y para el caso alto un WACC de 7.75%, contemplando el WACC del caso base

en 8.75%.

5.7 Ampliación de la Refinería

Finalmente, Ecopetrol ha expresado en varias ocasiones que está estudiando la posibilidad de

utilizar los equipos de la antigua refinería para ampliar la capacidad de la nueva. La antigua

refinería tenía una capacidad de 78,000 bpd. Si bien Ecopetrol ha dicho que sus planes van

avanzados, no ha explicado concretamente cómo se planea llevar a cabo esto, con qué costos, o

si se ampliaría en la totalidad de la capacidad antigua. Dado esto, en el caso base no se contempló

esta opción, ni se hizo un análisis por opciones reales debido a que no hay una probabilidad clara

de que se haga esto o no, por lo que la valoración por opciones reales sería basada en supuestos

no sustentables. Dado esto, se asumió la ampliación como un “upside risk” y se contempla dentro

del análisis de sensibilidad. Con esto en mente, se estudia la posibilidad de ampliar la refinería

en el 2020, sin interrupciones a la actual producción dado que este sería un proyecto brownfield

que no debería causar pausas en la refinería actual. Se ampliaría la refinería en la totalidad de la

capacidad antigua, es decir 78,000 bpd, llevando la capacidad total a 243,000 bpd.

Adicionalmente, no se modifican los parámetros del Margen de Refinación ni la Utilización de la

planta. Finalmente, el costo asociado a esta ampliación se calculó de igual manera al CAPEX de

Reposición, basado en lo que valdría construir una refinería similar hoy en día. Para el caso alto

se asume que la inversión requerida es el 100% de este valor, el caso bajo asume 50%. En

cualquiera de los casos, esta inversión se asume también para el CAPEX de la Refinería y las

depreciaciones, de igual manera que el CAPEX de mantenimiento. Es importante notar también

que esta ampliación se lleva a cabo puramente con caja, no hay necesidad de capitalizar la

empresa a través de inyecciones de Equity ni Deuda, pero para ese periodo se cortan los

dividendos para poder invertir ese dinero en la ampliación (práctica muy común en Project

Finance).

- 75 -

5.8 Resultados del Análisis de Sensibilidad

El análisis de sensibilidad permitió evaluar el efecto de cambios en las diferentes descritas

anteriormente sobre la valoración de Reficar. A continuación los resultados:

Gráfica 5.8.1 – Resultados del análisis de sensibilidad (efecto sobre el EV), en USD millones.

$3,886 $4,098

$4,447 $4,748

$4,388 $4,674

$4,386 $4,677

$3,907 $4,149

$5,178 $5,606

Margen de Refinación+/- 10.0%

Utilización de Capacidad80.7% (Bajo) – 98.4% (Alto)

CAPEX de Mantenimiento+/- 30.0%

Sinergias SG&A0.0% (Bajo) – 8.0% (Alto)

CAPEX de Reposición0.0% (Alto) – 70.0% (Bajo)

Sensibilidad del WACC+/- 100bps

Ampliación de la Refinería100.0% (Bajo) – 50.0% (Alto)

Extremo Bajo de Valoración Extremo Alto de Valoración

$5,006

$5,209

$4,645

$4,633

$5,513

$5,412

$5,479

$5,350

$5,578

$4,927

$4,928

$5,804

$5,771

$5,906

Caso Base: $4,547 Caso Base: $4,838

$3,515 $3,690

- 76 -

Gráfica 5.8.2 – Resultados del análisis de sensibilidad (efecto sobre el Equity Value), en USD millones.

Cabe resaltar que el extremo alto de la valoración implica el análisis hecho sobre las proyecciones

del precio del Brent de Fitch Solutions, y el extremo bajo sobre las proyecciones del precio del

Brent según el Bloomberg Consensus.

Como se puede evidenciar, las variables que más afectan la valoración, según lo estudiado en el

análisis de sensibilidad, son el Margen de Refinación, la Utilización, el CAPEX de Reposición y el

WACC. Adicionalmente, la ampliación de la Refinería lleva a un rango mucho más alto para la

valoración de la Empresa, principalmente dado el aumento en la capacidad que lleva a un Flujo

de Caja a largo plazo mucho más alto que en el caso base, a pesar del flujo negativo del 2020.

$4,239

$4,868

$4,808

$4,819

$4,290

$5,747

$4,031

$4,571

$4,527

$4,531

$4,052

$5,323

Margen de Refinación+/- 10.0%

Utilización de Capacidad80.7% (Bajo) – 98.4% (Alto)

CAPEX de Mantenimiento+/- 30.0%

Sinergias SG&A0.0% (Bajo) – 8.0% (Alto)

CAPEX de Reposición0.0% (Alto) – 70.0% (Bajo)

Sensibilidad del WACC+/- 100bps

Ampliación de la Refinería100.0% (Bajo) – 50.0% (Alto)

Extremo Bajo de Valoración Extremo Alto de Valoración

$5,172

$5,355

$4,811

$4,782

$5,658

$5,558

$5,624

$5,512

$5,719

$5,089

$5,073

$5,945

$5,912

$6,047

Caso Base: $4,692 Caso Base: $4,979

$3,609 $3,781

- 77 -

6. CONSIDERACIONES ADICIONALES Y CONCLUSIONES

Reficar, la segunda refinería mas importante de Colombia con una capacidad de 165,000 bpd fue

valorada a través de Múltiplos de Mercado y Discounted Cash Flows. Para la Valoración Relativa

por Múltiplos de Mercado se utilizó el Múltiplo de EV/EBITDA, teniendo en cuenta el periodo de

estabilización de Reficar. Con esto en mente, la Valoración Relativamente concretamente se hizo

a través de EV/EBITDA 2019E. Siguiendo este Múltiplo, el máximo valor posible era de 10.0x

EBITDA 2019E, y el más bajo 3.2x. Sin embargo, para delimitar un poco en rango, se ajustó por

una deviación a cada lado, llegando a un rango ajustado entre 5.2x y 8.0x. Con esto el Enterprise

Value de Reficar se calculó entre USD 3,223 millones y 4,933 millones. El Equity Value, al restarle

la deuda neta (que realmente termina sumándose el valor de la caja debido a que no hay deuda)

cayó entre USD 3,368 millones y USD 5,078 millones.

Continuando, se llevó a cabo una valoración por Flujos Descontados, particularmente por el Flujo

de Caja Libre. Esto se llevó a cabo utilizando dos sets de proyecciones para el precio del crudo

Brent, unas proyecciones de Fitch Solutions que convergen el precio a largo plazo a USD 85 por

barril, y la otra del Bloomberg Consensus que converge a USD 65 por barril. Se calculó

adicionalmente un WACC de 8.75%, teniendo en cuenta un Costo del Equity con sus

componentes (beta y D/E) basados en la misma canasta de empresas comparables que la

Valoración Relativa, y un Costo de la Deuda construido con una Tasa Libre de Riesgo equivalente

a la tasa spot de un U.S. Treasury Bond a 10 años, un Default Spread basado en un rating de Baa3,

y el Riesgo País calculado como el spread de los CDS soberanos a 10 años (promedio aritmético

de los últimos 10 años) de Colombia y Estados Unidos, y una tasa impositiva marginal de 33%. Al

descontar el Flujo de Caja Libre con este WACC, se llegó a que el Enterprise Value de Reficar cae

entre USD 4,547 millones y USD 4,838 millones, y el Equity Value entre USD 4,692 millones y USD

4,979 millones.

Se llevó a cabo un análisis de sensibilidad donde se modificaron los parámetros más importantes

del modelo, para así poder ver su efecto sobre la valoración. Se concluyó que las variables más

significativas sobre la valoración son el Margen de Refinación, la Utilización de la planta, el CAPEX

de reposición, y el WACC. Adicionalmente, se estudió la ampliación de la Refinería utilizando los

equipos de la Refinería. Este análisis indicó que la ampliación le agregaría valor a Reficar.

- 78 -

7. ANEXOS

7.1 Estados Financieros Proyectados

Tabla 7.1.1 – Estado de Resultados Caso Base Alto.

Tabla 7.1.2 – Balance General, Caso Base Alto.

(Cifras en USD mm) 2016A 2017A 2018E 2019E 2020E 2021E 2022E 2023E

CAGR

'18E - '23E

(+) Ingresos Operacionales 2,134 3,100 4,885 5,346 5,473 5,570 5,626 5,626 2.9%

Crecimiento YoY - 45.3% 57.6% 9.4% 2.4% 1.8% 1.0% 0.0%

(-) Costo de Ventas 2,331 3,118 4,736 4,878 4,994 5,082 5,133 5,134 1.6%

Utilidad Bruta (197) (18) 149 468 479 488 492 492 26.9%

Margen Bruto (9.2%) (0.6%) 3.1% 8.8% 8.8% 8.8% 8.8% 8.8%

(-) Gastos de Administración 168 140 147 154 156 157 162 162 2.0%

(-) Gastos de Operación 144 102 108 105 103 101 102 103 (1.0%)

(-) Otros Gastos Operacionales (Netos) (153) 517 182 182 182 182 182 182 0.0%

Utilidad Operacional (EBIT) (678) 245 64 377 389 397 397 396 44.1%

Margen EBIT (31.8%) 7.9% 1.3% 7.1% 7.1% 7.1% 7.1% 7.0%

Crecimiento YoY - - (74.0%) >100% 2.9% 2.3% (0.1%) (0.2%)

(+) D&A 251 230 231 233 235 236 238 240

EBITDA (426) 475 295 610 623 634 635 636 16.6%

Margen EBIT (20.0%) 15.3% 6.0% 11.4% 11.4% 11.4% 11.3% 11.3%

(+) Ingresos Financieros 9 6 - - - - - -

(-) Gastos Financieros 206 212 - - - - - -

(+) Ganancia (Pérdida) Neta por Diferencia en Cambio (11) (2) - - - - - -

Utilidad Antes de Impuestos (886) 38 64 377 389 397 397 396 44.1%

(-) Impuesto de Renta (83) 21 21 21 21 21 21 21

Utilidad Neta (802) 16 42 356 367 376 376 375 54.7%

Margen EBIT (37.6%) 0.5% 0.9% 6.7% 6.7% 6.8% 6.7% 6.7%

Crecimiento YoY - - >100% >100% 3.1% 2.4% (0.1%) (0.3%)


CAGR

'16E - '23E

Efectivo y Equivalentes al Efectivo 71 118 141 564 735 906 1,071 1,240 50.5%

Cuentas Comerciales y Otras CxC 260 483 761 833 851 868 877 877 19.0%

Inventarios 294 313 475 490 500 510 515 515 8.4%

Otros Activos No Financieros 9 5 21 21 21 21 21 21 13.9%

Total Activos Corrientes 633 920 1,399 1,908 2,107 2,305 2,484 2,654 22.7%

Propiedades, Plantas & Equipos 7,067 7,401 7,240 7,078 6,913 6,747 6,578 6,408 (1.4%)

Otros Activos No Corriente 696 653 653 653 653 653 653 653 (0.9%)

Total Activos No Corrientes 7,763 8,055 7,894 7,731 7,566 7,400 7,232 7,062 (1.3%)

Total Activos 8,396 8,974 9,293 9,639 9,673 9,705 9,716 9,715 2.1%

Obligaciones Financieras a Corto Plazo 292 - - - - - - - N.A.

Cuentas Comerciales y Otras CxP 510 707 1,075 1,107 1,130 1,153 1,165 1,165 12.5%

Pasivo por Impuestos Corrientes 35 96 21 21 21 21 21 21 (6.7%)

Otros Pasivos 120 43 43 43 43 43 43 43 (13.6%)

Total Pasivos Corrientes 956 846 1,139 1,171 1,194 1,217 1,229 1,229 3.7%

Obligaciones Financieras a Largo Plazo 4,698 1,916 - - - - - -

Otros Pasivos 38 124 124 124 124 124 124 124

Total Pasivos No Corrientes 4,736 2,040 124 124 124 124 124 124 (40.6%)

Total Pasivos 5,692 2,886 1,262 1,295 1,318 1,341 1,353 1,353 (18.6%)

Total Patrimonio 2,704 6,088 8,030 8,344 8,355 8,364 8,364 8,363 17.5%

Total Pasivo & Patrimonio 8,396 8,974 9,293 9,639 9,673 9,705 9,716 9,715 2.1%

- 79 -

Tabla 7.1.3 – Flujo de Caja Contable Caso Base Alto.

Tabla 7.1.4 – Estado de Resultados Caso Base Bajo.


EBIT 64 377 389 397 397 396

(+) D&A 231 233 235 236 238 240

EBITDA 295 610 623 634 635 636

Margen EBITDA 6.0% 11.4% 11.4% 11.4% 11.3% 11.3%

(-) CAPEX 70 70 70 70 70 70

(-) ΔWK 74 54 5 5 2 0

(-) Impuestos 112 21 21 21 21 21

Flujo de Caja Libre 39 465 527 538 542 545

(+) Desembolsos - - - - - -

(-) Amortización 1,916 - - - - -

(-) Gastos Financieros - - - - - -

(+) Ingresos Financieros - - - - - -

Flujo de Caja Disponble (1,877) 465 527 538 542 545

Adjusted FCFE 39 465 527 538 542 545

Capitalizaciones 1,916 - - - - -

Dividendos (16) (42) (356) (367) (376) (376)

Flujo de Caja del Periodo 23 423 171 171 165 169

Caja Inicial 118 141 564 735 906 1,071

Caja Final 141 564 735 906 1,071 1,240


CAGR

'18E - '23E

(+) Ingresos Operacionales 2,134 3,100 4,763 4,888 4,801 4,654 4,509 4,509 (1.1%)

Crecimiento YoY - 45.3% 53.6% 2.6% (1.8%) (3.1%) (3.1%) 0.0%

(-) Costo de Ventas 2,331 3,118 4,613 4,420 4,341 4,209 4,077 4,078 (2.4%)

Utilidad Bruta (197) (18) 149 468 460 446 432 432 23.6%

Margen Bruto (9.2%) (0.6%) 3.1% 9.6% 9.6% 9.6% 9.6% 9.6%

(-) Gastos de Administración 168 140 146 146 143 140 139 139 (0.9%)

(-) Gastos de Operación 144 102 108 105 103 101 102 103 (1.0%)

(-) Otros Gastos Operacionales (Netos) (153) 517 182 182 182 182 182 182 0.0%

Utilidad Operacional (EBIT) (678) 245 64 385 381 373 359 358 40.9%

Margen EBIT (31.8%) 7.9% 1.4% 7.9% 7.9% 8.0% 8.0% 7.9%

Crecimiento YoY - - (73.7%) >100% (1.0%) (2.2%) (3.8%) (0.3%)

(+) D&A 251 230 231 233 235 236 238 240

EBITDA (426) 475 295 618 616 609 597 598 15.1%

Margen EBIT (20.0%) 15.3% 6.2% 12.6% 12.8% 13.1% 13.2% 13.3%

(+) Ingresos Financieros 9 6 - - - - - -

(-) Gastos Financieros 206 212 - - - - - -

(+) Ganancia (Pérdida) Neta por Diferencia en Cambio (11) (2) - - - - - -

Utilidad Antes de Impuestos (886) 38 64 385 381 373 359 358 40.9%

(-) Impuesto de Renta (83) 21 21 21 21 21 21 21

Utilidad Neta (802) 16 43 364 360 352 337 336 51.0%

Margen EBIT (37.6%) 0.5% 0.9% 7.4% 7.5% 7.6% 7.5% 7.5%

Crecimiento YoY - - >100% >100% (1.0%) (2.3%) (4.1%) (0.3%)

- 80 -

Tabla 7.1.5 – Balance General Caso Base Bajo.

Tabla 7.1.6 – Flujo de Caja Contable Caso Base Bajo.


CAGR

'16E - '23E

Efectivo y Equivalentes al Efectivo 71 118 145 585 750 913 1,073 1,242 50.5%

Cuentas Comerciales y Otras CxC 260 483 742 762 746 725 703 703 15.3%

Inventarios 294 313 463 444 435 422 409 409 4.9%

Otros Activos No Financieros 9 5 21 21 21 21 21 21 13.9%

Total Activos Corrientes 633 920 1,372 1,812 1,952 2,082 2,206 2,376 20.8%

Propiedades, Plantas & Equipos 7,067 7,401 7,240 7,078 6,913 6,747 6,578 6,408 (1.4%)

Otros Activos No Corriente 696 653 653 653 653 653 653 653 (0.9%)

Total Activos No Corrientes 7,763 8,055 7,894 7,731 7,566 7,400 7,232 7,062 (1.3%)

Total Activos 8,396 8,974 9,265 9,543 9,518 9,482 9,438 9,437 1.7%

Obligaciones Financieras a Corto Plazo 292 - - - - - - - N.A.

Cuentas Comerciales y Otras CxP 510 707 1,047 1,003 982 955 925 925 8.9%

Pasivo por Impuestos Corrientes 35 96 21 21 21 21 21 21 (6.7%)

Otros Pasivos 120 43 43 43 43 43 43 43 (13.6%)

Total Pasivos Corrientes 956 846 1,111 1,067 1,047 1,019 989 989 0.5%

Obligaciones Financieras a Largo Plazo 4,698 1,916 - - - - - -

Otros Pasivos 38 124 124 124 124 124 124 124

Total Pasivos No Corrientes 4,736 2,040 124 124 124 124 124 124 (40.6%)

Total Pasivos 5,692 2,886 1,234 1,191 1,170 1,143 1,113 1,113 (20.8%)

Total Patrimonio 2,704 6,088 8,031 8,352 8,348 8,340 8,325 8,324 17.4%

Total Pasivo & Patrimonio 8,396 8,974 9,265 9,543 9,518 9,482 9,438 9,437 1.7%


EBIT 64 385 381 373 359 358

(+) D&A 231 233 235 236 238 240

EBITDA 295 618 616 609 597 598

Margen EBITDA 6.2% 12.6% 12.8% 13.1% 13.2% 13.3%

(-) CAPEX 70 70 70 70 70 70

(-) ΔWK 70 44 (4) (6) (6) 0

(-) Impuestos 112 21 21 21 21 21

Flujo de Caja Libre 43 483 529 524 511 506

(+) Desembolsos - - - - - -

(-) Amortización 1,916 - - - - -

(-) Gastos Financieros - - - - - -

(+) Ingresos Financieros - - - - - -

Flujo de Caja Disponble (1,873) 483 529 524 511 506

Adjusted FCFE 43 483 529 524 511 506

Capitalizaciones 1,916 - - - - -

Dividendos (16) (43) (364) (360) (352) (337)

Flujo de Caja del Periodo 27 440 165 164 160 169

Caja Inicial 118 145 585 750 913 1,073

Caja Final 145 585 750 913 1,073 1,242

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Valoración de la Empresa

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