Actualización Plan de Negocio - Estrategia 2020+ 2019-2021
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Actualización Plan de Negocio 2019-2021 Estrategia 2020+ Febrero 2019
DESCARGO DE RESPONSABILIDAD
Este documento fue preparado por Ecopetrol S.A. con el propósito de suministrar al
mercado y otras partes interesadas cierta información financiera y de otros aspectos de la
compañía.
Esta presentación contiene proyecciones futuras relacionadas con el desarrollo probable
del negocio y los resultados estimados de la Sociedad. Tales proyecciones incluyen
información referente a estimaciones, aproximaciones o expectativas actuales de la
compañía relacionadas con el futuro financiero y sus resultados operacionales. Se
advierte que dicha información no es garantía del desempeño y que puede modificarse
con posterioridad. Los resultados reales pueden fluctuar en relación con las proyecciones
futuras de la sociedad debido a factores diversos que se encuentran fuera del control del
emisor. La Sociedad no asume responsabilidad alguna por la información aquí contenida
ni la obligación alguna de revisar las proyecciones establecidas en este documento, ni
tampoco el deber de actualizarlo, modificarlo o complementarlo con base en hechos
ocurridos con posterioridad a su publicación.
La información divulgada a través del presente documento tiene un carácter informativo e
ilustrativo, y no podrá ser suministrada a terceras personas, ni reproducida, copiada,
distribuida, utilizada o comercializada sin la autorización previa y por escrito de la
Sociedad.
1
Mejores resultados financieros del Grupo
Empresarial en los últimos 5 años
Brent Promedio
99 54 45 55 72
US$/Bl
ROACE
9,6% 1,9% 2,7% 8,6% 13,1%
Ingresos, EBITDA y Utilidad Neta en billones de pesos; Brent promedio (anual) en US$/Bl. ROACE = Utilidad Operativa después de Impuestos / Capital Empleado (Cifra en pesos) 2
Resultados operativos 2018 reflejan la consolidación de la
estrategia
IRR*
PRODUCCIÓN Entrada al Pre-Sal brasileño y
129% 720 kbped Expansión en Golfo de México
Fortaleciendo el portafolio exploratorio en
Meta: 100% Meta: 715 - 725
zonas de alto potencial
* IRR: Índice de Reemplazo de Reservas
Incorporación de Reservas
POZOS EXPLORATORIOS CARGA REFINERÍAS Incorporamos 307 MBPE en reservas 1P,
alcanzando un nivel de 1.727 MBPE
17 373 kbd
Meta: 12 Meta: 350 - 375
Comprometidos con el medio ambiente
Entregamos combustibles más limpios al país
SEGMENTO DE TRANSPORTE
Entrada en Operación Sistemas:
San Fernando Apiay y P-135
3
Consolidación que se evidencia en las métricas financieras
Margen EBITDA Deuda Bruta / EBITDA Deuda Neta / EBITDA
45,4% 1,2x 1,0x
41.8% 45.4% 2.5
37.7% 2.8 2.9 2.4
34.7%
1.9 1,5
1.2 1.0
2015 2016 2017 2018 2015 2016 2017 2018 2015 2016 2017 2018
EBITDA / Barril* Breakeven de Utilidad ROACE**
39,8 US$/Bl 38,1 US$/Bl 71.7
13,1%
14 0.0 80
13,1%
39.8 53.6 54.7
70
12 0.0
45.1 8,6%
60
30.0
10 0.0
23.3
50
22.1
80 .0
45.4
40
33.8 36.1 38.1
60 .0
2.7%
30
40 .0
20 1.9%
20 .0
10
0.0 0
2015 2016 2017 2018 2015 2016 2017 2018 2015 2016 2017 2018
Brent
* Normalizado TRM; **ROACE = Utilidad Operativa después de Impuestos / Capital Empleado (Cifra en pesos) 4
Cumpliendo anticipadamente la promesa de valor del Plan 2020
Métrica Meta Plan 2020 Real al 2018
Reservas adicionadas (MBPE) 600 647(1)(4)
Saturno y Pau Brasil, bloques
Expansión Internacional Expansión Américas
USGoM, Offshore México
Flujo de caja disponible
4,8 7,1
(US$ B) (2)
Adición recursos contingentes
1.000 972(4)
(MBPE)
Ahorros Transformación(5)
4,3 3,3
(US$ B)
Ebitda/barril Upstream
(US$ /Bl) 25 (3) 26
Deuda Bruta/Ebitda (veces) 2,5-3 X 1,2 X
(1)Sin efecto precio (2). Flujo de Caja Libre menos intereses, antes de dividendos. (3) Meta al 2020 con precio de US$70/Bl. (4) Incluye cierre 2016. (5) Ahorros desde el inicio del plan en 2015. TRM de $3,000/US$
5
Los resultados obtenidos ubican al Grupo Ecopetrol en una
sobresaliente posición de competitividad
ROACE %* ROACE (%) 2018 IOCs NOCs ECP
15 14
2018 12
12 ECP**
10
9 8
2017 6
6 4
2
3 2016
2015 0
0 -2
-2 0 2 4 6 8 10 12 14 -40 0 40 80 120 160 200 240 280
Flujo de Caja Libre Anual (COP$ B) CAGR Flujo de Caja Libre 2015 - 2018 (%)
Fuente FCL 2015-2016, Informe de resultados trimestrales 2018. Fuente FCL 2017 – 2018 Informes VCF ** ROACE Ecopetrol estimado en dólares para hacerlo comparable con las otras compañías
* ROACE Ecopetrol en pesos Fuente Empresas comparables: Capital IQ.
6Estrategia 2020+
Creación de valor como grupo empresarial integrado
Campos
Existentes
Crecimiento
de Reservas
y Producción No
Convencionales
Exploración
en Colombia
Competitividad y
Sostenibilidad
Estricta Protección de la Internacional
Disciplina de Caja y Eficiencia
Capital en Costos
7Posición privilegiada del grupo en Colombia* 67 años de existencia
Asegura la sostenibilidad y apalanca las opciones de crecimiento nos dan profundo
conocimiento del entorno
en que operamos
55,3 BBPE
de HCIIP 82%
de la capacidad de
1.727 MBPE transporte por oleoducto
pertenece a Ecopetrol, sólo
de Reservas Probadas (en 2017, Sostenibilidad del o a través de subsidiarias
Negocio “Core”
más del 90% de las reservas
probadas del país) 100%
de la red de poliductos
400 kbpd pertenece a Ecopetrol
de capacidad de refinación de crudos
(99% del total) pertenece a Ecopetrol
* Cifras a cierre 2018 8La producción orgánica del GEE en 2021 estaría en un rango
entre ~750-770 kbped
+~3%
CAGR 2019 2021
900
740-760 750-770
720 720-730
kbpedActivos en Colombia tienen probado potencial para el
desarrollo del Negocio “Core”
Evolución Hydrocarbons Originally in Place (HCIIP) Revisión Sistemática Potencial en 2018
Soportado por:
BBPE
• Planes de desarrollo
+12%
+20
60,0
• Procesamiento de sísmicas existentes
(+60%) 55,3 6,2 • Adquisición de nueva sísmica
1,5
• Perforación de pozos de avanzada
• Campos descubiertos por exploración que pasan
a desarrollo
51,2 53,3 53,9 53,7 53,8 53,8 53,8
46,6 49,1
45,7
39,2
33,6 35,4
Actividad Crecimiento HCIIP 2019 -2021
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018E
2021E
• Planes de desarrollo
+ 100 estudios (US$100 M*)
• Reprocesamiento sísmica
• Al cierre del 2017 los HCIIP presentaban un crecimiento de 20 BBPE frente 18 análisis (US$10 M*)
a los niveles de 2007
• Perforación de pozos de avanzada
• Para el 2021 se estima que los HCIIP crecerán 5 BBPE adicionales (12%) 22 pozos (US$230 M*)
* Cifras Brutas 10Sin aumento del HCIIP, Ecopetrol llevaría su recobro
acumulado al 21%* en el 2021
Factor Recobro Ecopetrol S.A. también llevaría su factor de recobro esperado
Volumen potencial bruto
Acumulado de las reservas probadas al 24%* en 2021
BBPE BBPE 19% 21%
55,3 23% 24%
HCIIP**
Producción
acumulada 10,6 19%
(NP)
Oport.
Desarrollo 2,8 24% HCIIP
2018
Remanente
HCIIP
Primario
Oport. Inversión Desarrollo US$6 – 8 B
Desarrollo 4,1 32%
Sec. / Terc.
Por Tecnologías Principales Activos
Potencial
1,6 35% (US$ B (US$ B
en análisis
Básica/R. Prim. 3,5 – 4,5 Rubiales 0,9
Aceite
36,2
R. Secundario 2,3 – 3,5 Castilla 0,8
remanente
R. Terciario 0,2 – 0,3 Caño Sur 0,6
* Bajo el supuesto que la producción y HCIIP de 2018 se mantienen **
** HCIIP bruto, Ecopetrol S.A.
11Estrategia de desarrollo primario, secundario y
terciario en crudos extra pesados (Chichimene) ~ 67 kbped
producción
Actual
al 2021
Objetivo
Factor de
recobro 5,6% 11% 27%
Histórico Proyección
Características del Plan de Desarrollo:
6% 2%
4%
5% Recobro
• Desarrollo por etapas y con distintas tecnologías soportadas con pruebas esperado
piloto. 10%
• Inversión de más de US$ 2 B 27%
• 369 nuevos pozos (21 de secundaria y 348 para terciaria por reducción
de espaciamiento a 10 acres).
NP Primario Secundario CEOR CIS Remanente
12Exploración Colombia: portafolio diversificado con near field
exploration, onshore, cuencas subexploradas y offshore
Onshore provincia de gas Colombia Offshore
Foco en:
• Inversión: ~US$70 - 100 M Provincias gasíferas Caribe Sur y Guajira
• No Pozos(1): 5 - 12 Offshore
• Inversión: ~US$320 M
• No Pozos(1): 6
• KGG y Orca
Valle Medio del Magdalena • Sísmicas
Foco en:
• Arenas apretadas
• Yacimientos Naturalmente Objetivo Recursos
Fracturados Contingentes Piedemonte
• Inversión: ~US$200 -300 M
• No Pozos(1): 6 +250 • Inversión: ~US$70 - 300 M
• No Pozos(1): 2 - 7
• Sísmica Regional MBPE/año
2019 - 2021
Caguán - Putumayo Llanos 2019 - 2021
• Estudios US$20 M • Inversión: ~US$50 M
• No Pozos(1): 6
(1) Pozos A3 y A1 13Internacionalización en áreas de alto potencial
No convencionales - USA
• Proyectos en evaluación
• Drivers: know-how e
Opción.
hidrocarburos de ciclo
corto
GoM - USA México Brasil
Posición
• Campos K2, Gunflint y • Bloques en pre-sal (Pau Brasil y
Posición
• Incorporación Bloques 6 y 8
Posición
Actual
Actual
Actual
Dalmatian • Evaluación sísmica y estudios Saturno)
• Farm-ins regionales • Avance en estudios regionales de
• Acuerdo EOR con PEMEX Ceará, Potiguar y Sergipe
2019-2021
• US$300 M (5 pozos de desarrollo,
2019-2021
2019-2021
• Inversiones hasta de ~
Activ.
Activ.
Activ.
1 pozo exploratorio, 3 bajo análisis) • Inversiones entre US$300 – 350 M
• Crecimiento de 50% de la US$90 M para sísmica
• De 2 a 3 Pozos exploratorios
producción Opciones regional, estudios y otros
Oportunidades:
Opciones
• Rondas Exploratorias (Foco Campos y
Opciones
• Cerca de infraestructura • En análisis de nuevas
oportunidades bajo el Santos) y de PSC en el Presal
• En etapas tempranas de producción • Oportunidades inorgánicas en activos
o con upside de re-desarrollo y/o marco del nuevo entorno
en producción en Campos y Santos
exploratorio
14Potencial de Yacimientos No Convencionales (YNC)
identificado de ~10 TCF de gas y 4-7 BBP de petróleo
Cesar Ranchería
Valle Inferior del Potencial en CBM y Shale Gas
Magdalena
Sin estimación de potencial
(~10 TCFs Gas) 2019-2021
Negociación con
2
potenciales socios
Valle Medio del Magdalena 3 Catatumbo Licencia ambiental
Potencial en Shale Oil/Gas Potencial en Shale para pilotos Inversiones
Oil
(4-7 BBPE)
5
Ejecución de pilotos
1
(>20 pozos)
6 Reducir riesgo de plays 2019 - 2021
Cordillera
Potencial en Shale Gas 4 Licencia ambiental de Hasta
explotación
Llanos
Sin estimación
US$0,5 B
8 de potencial
2022 en adelante
7 Alistamiento para
Valle Superior del expansión de
Magdalena producción
Potencial en Shale Oil Caguan-Putumayo
Potencial en Shale Oil
15Downstream: captura de valor de activos actuales e inversiones
rentables para responder a las condiciones de mercado
Líneas Plan 2019 - 2021 2022+
2019 - 2021
Throughput
1 Maximización
Activos actuales
370 – 400
kbpd
5 Oportunidades
Crecimiento
• Barrancabermeja: Incremento
2 Calidad
Combustibles
Gasolina
Max. 100 ppm
Diesel
Max. 20 ppm
de la capacidad de
conversión
• Cartagena: Optimización de
Incremento Margen Refinación (2) activos y valorización de
3 Rentabilidad
(Oportunidad MARPOL)
US$12 – 15 /Bl componentes de Gasolina
Inversiones (1) Maximizar las
4 Inversiones US$1,0 – 1,2 B
(1) Incluye inversiones por US$ 120 M para la Interconexión de las plantas
sinergias entre
refinerías
de crudo de Cartagena (IPCC)
(2) Depende del comportamiento de márgenes internacionales 16Midstream: mayor eficiencia en oleoductos y captura de
oportunidades de crecimiento en poliductos
Líneas Plan 2019 - 2021 2022+
2019 - 2021
Volúmenes
Mayor eficiencia y Transportados
1
optimización en
sistemas de
1.100 – 1.250
kbd
4 Oportunidades
Crecimiento
transporte
Poliductos:
Margen EBITDA • Aprovechar
75%-80%
2 Mantener
rentabilidad
crecimiento demanda
(+2% anual)
• Mayor confiabilidad
Inversiones (1) en el abastecimiento
Inversión de US$0,3 B
3 crecimiento
(atender demanda de
Gestión integrada de la
cadena logística
refinados) (1) Excluye inversiones de continuidad operativa por ~ US$1 B
Consolidación modelo operativo 17Transformación Comercial
Desarrollo mercado
gas natural
Transformación Digital
Para movilizar las palancas y Tecnológica
estratégicas
Competitividad para se definieron
el crecimiento sostenible
6 habilitadores Eficiencias
ESG
Transición energética
18Transformación Comercial: la gestión comercial evoluciona para ser un
optimizador del sistema y un comercializador respaldado en sus activos
REALIZACIÓN CANASTA DE CRUDO GAS NATURAL APORTE DE LA GESTIÓN COMERCIAL
+31% Generación de
US$0,3 B EBITDA
Brent US$/BL
71,7
US$0,5 B
HITOS 2018
En contratos entre 3 y 7 años en
88% proceso CREG 2018 US$ 0,54/BL
87% Cumplimiento meta de producción en comercialización de crudos,
100 kbped productos, petroquímicos, gas y energía
2017 2018
2019-2020
• Compra/venta operaciones recurrentes
Básico
• Contango y backwardation (uso de
METAS TRANSFORMACIÓN COMERCIAL almacenamiento propio y operaciones
financieras)
Excelencia $
PLAN 2019-2021
Intermedio
2021-2022
US$445 M • Arbitraje de locación
Evolución Hacia la • Arbitraje de calidad optimizando
Transición: Comercialización márgenes de refinación
US$152 M
basada en Activos
US$24 M
Avanzado
• Adquisición/alquiler de activos
2022+
2018 2019 2020 relacionados con la actividad comercial
19Oportunidades en comercialización de gas para apalancar la
seguridad energética
Discriminación de la Demanda Total en Colombia* Balance Oferta-Demanda*
GBTUD Oportunidad para nuevas
GBTUD
fuentes de gas o
importaciones
Oferta adicional estimada de los
Oferta productores – Declaración
Demanda potencial productores
Ministerio de Minas
Oferta adicional estimada onshore
Demanda potencial
Oferta adicional estimada offshore y Demanda de otros sectores más
No Conv. térmico
PLAN 2019-2021
118 kbped ASEGURAR
DINAMIZAR MERCADO (~735 GBTUD) 30 GBTUD COMERCIALIZACIÓN Fortalecer capacidades
AUTOCONSUMO PARA adicionales organizacionales para
LOCAL Producción de gas natural INTERNACIONAL
CRECIMIENTO en 2021
del GE al 2021 trading internacional de gas
La demanda local esperada hace posible el desarrollo de la producción de gas natural del Grupo Ecopetrol
*Información de la UPME, Concentra, Ministerio de Minas y Energía y cálculos de Ecopetrol S.A. El balance excluye la oferta de la planta regasificadora de Cartagena, hoy dedicada exclusivamente al sector térmico 20La transformación digital y tecnológica podría generar hasta
US$1,0 B de EBITDA por año
… con inversiones de
… con un impacto potencial de hasta
Más de 40 iniciativas… aproximadamente US$120 M en la
US$1,0 B de EBITDA por año
primera ola
Upstream Upstream ~0,65 – 0,75
Midstream Midstream ~0,15 – 0,2
Downstream Downstream ~0,09 -0,13
Corporativo y Corporativo y
Comercial 0,16 ~ 0,25
Comercial
Total Total ~1,0 – 1,33
Total
Midstream
Downstream
# Iniciativas
Upstream
Corporativo
21El Grupo Ecopetrol se ha fijado una nueva meta de
eficiencias en el periodo 2019 -2021 de ~ US$ 2 B
Eficiencias Acumuladas Grupo Empresarial
Algunas de las palancas
2019-2021
US$ B
• Reducción de tiempos de
2.5
perforación
0,65 2,1 Máximo
2.0 US$2,1 B • Mayores niveles de estandarización
0.65 0,65 en facilidades
1.5 1,45 Mínimo
US$1,45 B
0.35 0.22 • Optimización de:
• Mezclas
1.0 0.22
• Rutas de transporte
• Mantenimiento del subsuelo
1,23
1.23
0.5 0,88
0.88
• Mantenimiento superficie
• Energía en el transporte de crudo
00.0
Eficiencias Potencial Total 2019 - 2021 • Consolidación de transformación
Identificadas Adicional comercial
Optimización Ingreso y Margen OpEx Red. CapEx Opt.
Potencial Adicional 22A través de ESG(1) se asegura la sostenibilidad del Grupo
Ecopetrol
Grupos de Interés
Inversión de
US$ 0,7 B(2)
Gestión
Ambiental
Inversión socio
Ambiental
Gobierno
Corporativo
(1) Environmental, Social & Governance
(2) Incluye inversiones voluntarias, obligatorias y obras por impuestos. Entre 2019 y 2022. 23MW
Transición energética: foco en consumo eficiente e
incorporación de energías renovables en la matriz energética
EFICIENCIA ENERGÉTICA OPTIMIZACIÓN AUTOGENERACIÓN ENERGIAS RENOVABLES
Ahorro Costo Energía GE (1) Autogeneración adicional Incorporación de energías renovables
US$ B MW
PLAN 2019-2021
0.6 -17% +10% 181
0.6
0.5 200
0.5
150 Potencial
0.4
60
MW
0.3 100
0.2
50
43
0.1
0.0 0
2018 2021 2018 2021 2018
2018
2019
2019-2020
2020
2022+
existente adicional (2)
EFICIENCIA ENERGÉTICA REDUCCIÓN DE EMISIONES COMERCIALIZADORA DE ENERGÍA
2022+
Interconexión de los activos de Reducción de la emisión de gases Ingresos anuales por
Ecopetrol al Sistema de efecto invernadero entre 15% y comercialización de energía de
Interconectado Nacional 20% al 2030 US$3 M desde 2019
(1) Costo corresponde a la demanda actual de 7,7 GWh/año
24
(2) Incluye 20 MW de la granja solar para campo CastillaPlan de Inversiones Autofinanciado bajo criterios de estricta
disciplina de capital
1%
Plan de Inversiones Otros 2%
2019 – 2021 (US$ B) Corporativo
Downstream
7% Sostenibilidad y
Captura de Valor
Midstream
Inversiones
100% 12 -15
US$ B
orgánicas Crecimiento
Rentable
Upstream
25Una sólida generación de caja que aporta flexibilidad para el
crecimiento ante diferentes ciclos de precios
Flujo de Caja GE acumulado 2019-2021
US$ B
30
Brent US$65/Bl
25
20 12-15
15 2 1
10
5
5 12
0
Generación Servicio a la Otros Ingresos Disponible para
Saldo Inicial CAPEX
Operativa de caja deuda dividendos,
crecimiento inorgánico
y otros
26Plan de negocio del GEE enfocado en mantener niveles de
generación de valor atractivos a precios de US$65/Bl
Deuda bruta / EBITDA Grupo Empresarial (veces) ROACE Grupo Empresarial (%)
VECES BRENT 54 45 55 72 65 65
(US$/Bl)
2,9
2,5 > 11
1,8
1,5
1,2
1,0
2015 2016 2017 2018 2019-2021 2015 2016 2017 2018 2018 @65 2019 - 2021
ROACE = Utilidad Operativa después de Impuestos / Capital Empleado (Cifra en pesos) 27Objetivos Plan 2019-2021
PRODUCCIÓN 2021
SOSTENIBILIDAD, CRECIMIENTO Y
750 – 770 GENERACIÓN DE VALOR INTEGRADO
kbped
Inversiones ROACE
US$12 – 15 B Mayor a 11%
VOLUMEN TRANSPORTADO
1.100 – 1.250
kbd Flujo de Caja Libre Acumulado Deuda Bruta / EBITDA
US$12 B 1,0 – 1,5 veces
CARGA REFINERÍAS
370 – 400 IRR* (Sin incluir efecto precio)
kbpd >100%
* IRR: Índice de Reposición de Reservas
** ROACE = Utilidad Operativa después de Impuestos / Capital Empleado (Cifra en pesos)
Brent referencia del plan US$65/Bl
28También puede leer
