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”).
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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
Compañía País Descripción
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
Compañía País Descripción
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
Compañía País Descripción
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
Compañía País Descripción
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
Exposición Regulatoria
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
Exposición Regulatoria
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.
(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 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%)
(Cifras en USD mm) 2016A 2017A 2018E 2019E 2020E 2021E 2022E 2023E
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.
(Cifras en USD mm) 2018E 2019E 2020E 2021E 2022E 2023E
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
(Cifras en USD mm) 2016A 2017A 2018E 2019E 2020E 2021E 2022E 2023E
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.
(Cifras en USD mm) 2016A 2017A 2018E 2019E 2020E 2021E 2022E 2023E
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%
(Cifras en USD mm) 2018E 2019E 2020E 2021E 2022E 2023E
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
- 81 -
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