020070 - enap
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MEMORIA
ANUAL
2007
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memoria anual 2007
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LA E
MPRESA
ÍnDiCe
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LA E
MPRESA
5 LA EMPRESA
25 GEStión dE PERSonAS
33 EntoRno dEL nEGocio
43 GEStión coRPoRAtivA
69 LínEA dE nEGocioS ExPLoRAción y PRoducción
91 LínEAS dE nEGocioS REfinAción y LoGíSticA
117 bALAncES y EStAdoS finAnciERoS conSoLidAdoS
183 bALAncES y EStAdoS finAnciERoS individuALES
232 bALAncES RESuMidoS PoR fiLiALES
cARtA dEL PRESidEntE dEL diREctoRio >
cARtA dEL GEREntE GEnERAL >
viSión >
MiSión >
dEScRiPción dE LA oRGAnizAción >
conStitución LEGAL, PRoPiEdAd y contRoL dE LA EMPRESA >
diREctoRio EnAP >
oRGAniGRAMA GRuPo dE EMPRESAS EnAP >
REMunERAcionES dEL diREctoRio >
REMunERAcionES dE EjEcutivoS SuPERioRES >
indEMnizAcionES >
SíntESiS hiStóRicA >
la empresa
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Carta Del PresiDenteDel DireCtorio
la PolÍtiCa enerGÉtiCa Del suPremo GoBierno se Basa en la seGuriDaD Del suministro Y en la DiVersiFiCaCiÓn De las Fuentes De enerGÍa, Vitales Para atenDer la CreCiente DemanDa De reCursos enerGÉtiCos De un PaÍs en CreCimiento Como el nuestro.
Los nuevos proyectos exploratorios
en Magallanes demandarán una
inversión superior a US$ 260 millones
en los próximos años.
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LA E
MPRESA
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a Política Energética del Supremo Gobierno
descansa en dos pilares fundamentales:
seguridad en el suministro y diversificación de
las fuentes. Ambos pilares nos permitieron en
2007 enfrentar con éxito los complejos proble-
mas derivados del alza sostenida del precio del
petróleo y las restricciones en los envíos de gas
natural desde Argentina. A su vez, ambos pilares
nos han ayudado a seguir avanzando a paso
firme hacia el objetivo prioritario de ampliar la
oferta de estos insumos, que son vitales para
atender la creciente demanda de recursos ener-
géticos de un país en crecimiento.
Con la información de que disponemos en la
actualidad no es posible avizorar que el suminis-
tro energético sea fácil de resolver en el futuro.
De allí entonces que nuestra Política Energética
tenga como uno de sus ejes principales la diver-
sificación de las fuentes, en todas las áreas
donde sea posible obtener el suministro a pre-
cios competitivos y respetando la sustentabili-
dad ambiental. Asimismo, hemos avanzado en
la creación de las condiciones propicias para el
desarrollo de energías alternativas no conven-
cionales y también para gestionar un gran cam-
bio cultural, destinado a crear conciencia en la
ciudadanía y en las empresas para ahorrar ener-
gía. De allí nuestro compromiso para seguir
impulsando el Programa País de Eficiencia
Energética.
En el desarrollo de esta Política, la Empresa
Nacional del Petróleo ha desempeñado un rol
fundamental, por cuanto ha asumido el liderazgo
en dos frentes: responder a la mayor demanda
por diesel, para compensar la escasez de gas
natural argentino; y encabezar importantes pro-
yectos de inversión para diversificar nuestra
matriz energética. De esta forma, en 2007
ENAP continuó desarrollando proyectos en el
ámbito de su giro principal, es decir la explora-
ción y producción de hidrocarburos (upstream )
y la refinación y comercialización de combusti-
bles (downstream ); y también en actividades
complementarias, tales como el Proyecto Gas
Natural Licuado, la Geotermia y los estudios
para la comercialización de biocombustibles en
el país.
El fuerte liderazgo conseguido por ENAP, a lo
largo de 57 años de continuo crecimiento como
Empresa, le ha permitido atraer y comprometer
a importantes compañías nacionales y extranje-
ras, las cuales se han sumado a los nuevos pro-
yectos de desarrollo energético. Destacan aquí
las asociaciones de ENAP con BG, Endesa Chile
y Metrogas, para impulsar el Proyecto de Gas
Natural Licuado, cuya planta de regasificación se
construye en la bahía de Quintero; con Foster
Wheeler, Ferrostaal y Técnicas Reunidas, para
construir la Planta de Coker en Refinería Aconca-
gua; y con la italiana ENEL, para desarrollar pro-
yectos geotérmicos en el norte y sur del país.
Esto sin contar las numerosas asociaciones con
terceros que ha logrado establecer la filial inter-
nacional Enap Sipetrol S.A., para realizar activida-
des de exploración y producción de hidrocarbu-
ros en el extranjero.
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CARTA DEL PRESIDENTE DEL DIRECTORIO
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LA E
MPRESA
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Santiago González Larraín
Ministro de Minería
Presidente del Directorio
Junto con lo anterior, es oportuno destacar el
apoyo de ENAP al Ministerio de Minería en el
exitoso proceso para licitar nueve bloques de
prospección de hidrocarburos en Magallanes, a
través de Contratos Especiales de Operación
Petrolera (CEOP). Este proceso logró compro-
meter la participación de importantes empresas
y/o consorcios privados internacionales. Los
nuevos proyectos exploratorios demandarán
una inversión superior a US$ 260 millones en
los próximos años.
ENAP ha demostrado tener una visión innova-
dora y de largo plazo, tanto para reforzar y com-
plementar las actividades productivas que son
objeto de su misión, como para ampliar la cade-
na de valor de los hidrocarburos hacia activida-
des productivas complementarias.
Con esta visión, el Plan Estratégico de Negocios
2007-2011 de ENAP, busca alcanzar una impor-
tante agregación de valor, con un incremento del
50 %, superando los US$ 5.000 millones. Tam-
bién se ha propuesto impulsar proyectos de in-
versión del orden de US$ 2.300 millones en el
presente quinquenio, y traspasar al Fisco recur-
sos por US$ 690 millones.
Los logros y los objetivos estratégicos mencio-
nados son fruto de una visión compartida del
proyecto de Empresa que sustentan los trabaja-
dores, profesionales y ejecutivos de ENAP. La
Alianza Estratégica que se expresa en el Plan
Común de Empresa, se orienta precisamente al
logro de metas de largo alcance, para aprove-
char las sinergias, las oportunidades de nuevos
negocios y, sobre todo, para canalizar el capital
de conocimientos que ha logrado acumular la
gente de ENAP a lo largo de las casi seis déca-
das de experiencia en la industria del petróleo
nacional. Gracias a esta visión, ENAP ha sido
pionera en el desarrollo de la Gestión Participa-
tiva y en la aplicación de acuerdos y normas in-
ternas donde se expresa la opinión de los traba-
jadores. Tal es el caso del Protocolo “ENAP
frente a la gestión laboral de las empresas con-
tratistas”, suscrito por la Administración y la
Federación Nacional de Trabajadores del Petró-
leo (Fenatrapech), el 15 de diciembre de 2004,
dos años antes que en el país entrara en vigor
una nueva Ley de Subcontratación.
En este marco, los avances y resultados obte-
nidos por ENAP en 2007 son satisfactorios,
tanto porque a pesar de las enormes dificulta-
des que tuvimos que enfrentar en el mercado,
la Empresa siguió adelante con sus numerosos
proyectos que sin duda comenzarán a rendir
frutos en los próximos años, reforzando de esta
manera su posicionamiento económico y co-
mercial, y contribuyendo a la seguridad ener-
gética de nuestro país.
enaP Ha DemostraDo tener una VisiÓn innoVaDora Y De larGo PlaZo, tanto Para reForZar Y ComPlementar las aCtiViDaDes ProDuCtiVas Que son oBJeto De su misiÓn, Como Para atraer Y ComPrometer a imPortantes ComPaÑÍas naCionales Y eXtranJeras.
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Carta DelGerente General
en un aÑo marCaDo Por la inCertiDumBre en el merCaDo internaCional Y Por el reCruDeCimiento De los Cortes De Gas natural arGentino, nuestra emPresa CumPliÓ en Forma satisFaCtoria Con los reQuerimientos De PetrÓleo Diesel, tanto Para alimentar las Centrales elÉCtriCas Como Para moVer el seCtor inDustrial.
El Plan Común de Empresa
es la alianza estratégica entre
la Administración, los
Trabajadores y el Gobierno.
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LA E
MPRESA
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n 2007 ENAP logró sortear con éxito un
complejo panorama de mercado internacio-
nal, cuya principal característica fue el escalona-
miento sostenido en los precios del crudo y de
los productos derivados. Esta situación nos obli-
gó a redoblar los esfuerzos para controlar el
aumento de los costos y mantener los márge-
nes del negocio en un nivel adecuado, sobre
todo en el ámbito de la refinación, la logística y
la comercialización de combustibles.
En un año marcado por la incertidumbre en el
mercado internacional y por el recrudecimiento
de los cortes de gas natural argentino, nuestra
empresa cumplió en forma satisfactoria con los
requerimientos extraordinarios de petróleo die-
sel, tanto para alimentar las centrales eléctricas
como para mover el sector industrial. Asimismo,
nuestra Empresa cumplió oportunamente con
la demanda de gas propano de uso residencial
y comercial. Esto sin considerar el abastecimien-
to normal de otros combustibles para una eco-
nomía en crecimiento.
Pese a las dificultades, el resultado del ejercicio
fue similar al del año anterior y junto con ello
ENAP reforzó su liderazgo en el mercado nacio-
nal, transformándose en uno de los principales
soportes para el suministro energético del país.
Al mismo tiempo, ENAP continuó desarrollando
sus proyectos en varios frentes, con el objetivo
de contribuir a la seguridad y diversificación de
las fuentes de energía en el país.
Destacan aquí los avances en el Proyecto de
Gas Natural Licuado (GNL), con la construcción
del muelle y la terminal de regasificación en la
bahía de Quintero y las nuevas exploraciones de
gas en Magallanes, donde destaca el importan-
te rol desempeñado por nuestra Empresa para
lograr el éxito en el proceso de licitación inter-
nacional de diez bloques de exploración, a tra-
vés del mecanismo de Contratos Especiales de
Operación Petrolera (CEOP).
También destacan la construcción de la planta
de refinación de crudos pesados, en Refinería
Aconcagua; los preparativos para la futura ex-
plotación de geotermia, junto con la compañía
italiana ENEL; los estudios para el desarrollo de
biocombustibles de segunda generación en el
país; y los numerosos proyectos para la amplia-
ción de las refinerías y para seguir mejorando la
calidad de los combustibles.
Junto con lo anterior sobresalen los avances en
exploración y producción en el exterior, a través
de nuestra filial Enap Sipetrol S.A. En este ám-
bito hay que mencionar el nuevo hallazgo de
petróleo en Egipto, el décimo en este país, que
nos ha permitido aumentar las reservas de cru-
do y, por cierto, las expectativas de capitaliza-
ción de nuestras inversiones en exploración.
Además, debemos destacar la consolidación de
nuestras actividades en Ecuador y en Argentina,
países donde hemos concentrado parte impor-
tante de los esfuerzos de producción de petró-
leo y gas.
También en el plano externo, en 2007 tuvimos
importantes avances en las actividades de distri-
bución de combustibles, particularmente en Perú
y Ecuador, donde operamos a través de la socie-
dad Primax, cuya marca ha conseguido una pre-
sencia sobresaliente en el mercado del retail.
No obstante estos avances, durante el ejercicio
2007 tuvimos que enfrentar dos incidentes ope-
rativos en las refinerías Bío Bío y Aconcagua, los
cuales logramos superar, de modo que no afec-
taran mayormente el desarrollo de las activida-
des productivas.
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CARTA DEL GERENTE GENERAL
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LA E
MPRESA
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En el plano interno, como hito del ejercicio 2007
sobresale la renovación de la Alianza Estratégica
de ENAP con los trabajadores y el representante
de nuestro dueño, es decir el Gobierno. A través
de la firma del Plan Común de Empresa (PCE)
2007-2011, ENAP ha sentado las bases para
enfrentar férreamente las adversidades y avan-
zar sistemáticamente en el cumplimiento de las
metas estratégicas del negocio.
Por tratarse de una Alianza tripartita, todos los
actores, Trabajadores, Administración y Gobier-
no, han concurrido con su firma para ratificar su
contribución a las metas productivas, de manera
coordinada y convergente. Gracias a esta con-
fluencia de intereses y de objetivos, hoy ENAP
destaca en el contexto empresarial chileno
como una empresa eficiente, responsable y
visionaria.
Gracias al PCE, nuestros trabajadores se sienten
partícipes de un proyecto empresarial de gran
envergadura, que sirve a todos los chilenos.
Junto con ello, y gracias a este acuerdo triparti-
to, quienes tenemos el deber de conducir a la
organización hacia el logro de las metas estraté-
gicas, contamos con las herramientas adecua-
das para gestionar la Empresa con una visión de
largo plazo.
De esta forma, el PCE nos ayuda a trabajar en
equipo para abordar los principales desafíos y
contingencias que rodean nuestro negocio. En-
tre otros, eliminar brechas productivas; aumen-
tar la eficiencia operativa; solucionar conflictos
de intereses; capturar nuevas oportunidades de
negocios; ganar nuevas escalas de competitivi-
dad y perfeccionar la relación con nuestros
clientes; canalizar la creatividad de los trabaja-
dores y profesionales en el desarrollo de nuevos
proyectos; generar oportunidades de capacita-
ción laboral para responder a las exigencias
productivas; y, lo que es más importante desde
el punto de vista del negocio, agregar valor para
satisfacer las expectativas de nuestros mandan-
tes, es decir, la ciudadanía.
En el marco del PCE, los aportes de los Trabaja-
dores, de la Administración y del Gobierno al
desarrollo de esta Alianza Estratégica han sido
sistemáticos. En este contexto, el Supremo
Gobierno, a través del Ministerio de Hacienda,
ha apoyado la gestión de ENAP, reconociendo
nuestros esfuerzos para enfrentar las restriccio-
nes en el suministro de gas natural y, por ende,
para facilitar el reemplazo de este combustible
por petróleo diesel en la generación eléctrica.
De este modo, se autorizó a ENAP a capitalizar
utilidades, reconociendo con ello el rol de nues-
tra Empresa como soporte energético del país.
Otros hechos que destacan en el ejercicio 2007
son los reconocimientos que hemos tenido por
parte de importantes instituciones hacia nuestra
labor social, tanto en Chile como en el extranje-
ro. Entre otros, el Premio de Honor de la Asocia-
ción Chilena de Seguridad, para nuestra filial
Enap Sipetrol S.A.; el Premio de Acción RSE al
Reporte Social de ENAP; y el máximo galardón
para empresas públicas en el Concurso Nacional
de Eficiencia Energética, que organiza el Minis-
terio de Economía, por el proyecto Edificio Bio-
climático en Punta Arenas.
Tenemos la plena convicción de estar transitan-
do por el camino correcto, tanto para cumplir
con nuestro deber productivo, de entregar los
combustibles que el país necesita, en la canti-
dad y la calidad requeridas, como para realizar
nuestras actividades productivas bajo las nor-
mas ambientales y sociales que la ciudadanía y
los clientes esperan de todas las empresas com-
prometidas con el desarrollo sustentable.
Con este enfoque de responsabilidad económi-
ca, social y ambiental, nuestros trabajadores,
profesionales y ejecutivos se han propuesto
continuar profundizando su compromiso de lar-
go plazo, de modo que ENAP siga adelante con
sus proyectos destinados a contribuir a la segu-
ridad energética de nuestro país.
tenemos la ConViCCiÓn De estar transitanDo Por el Camino CorreCto Para CumPlir Con nuestro DeBer ProDuCtiVo De entreGar los ComBustiBles Que el PaÍs neCesita resPetanDo las normas amBientales Y soCiales De las emPresas ComPrometiDas Con el Desarrollo sustentaBle
Enrique Dávila Alveal
Gerente General
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misiÓn
Desplegar toda la capacidad de creación de valor en la cadena del negocio de hidrocarburos y otras
fuentes energéticas primarias, siendo actor clave en el soporte energético del país.
Cumplirá su propósito desarrollando procesos, productos y servicios de excelencia, gestionando el
talento y compromiso de sus trabajadores, distinguiéndose por el desarrollo de las personas y sus
relaciones laborales, por un modelo de gestión participativo, por la calidad de sus asociaciones, por
su responsabilidad social empresarial y por su compromiso con el medio ambiente.
VisiÓn
Empresa energética, 100% del Estado de Chile, líder en el sector nacional de hidrocarburos, inter-
nacionalizada e integrada en toda la cadena del negocio del petróleo y gas. Posicionada competi-
tivamente en los mercados de combustibles de América Latina; promotora de alianzas estratégicas
y asociaciones con terceros que le aporten escala y complementariedad al negocio y comprometida
con un desarrollo sostenible, considerada por sus trabajadores como un gran lugar para trabajar.
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MPRESA
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Bomba de balancín
Geófono
Camiones sísmicos
Placa vibradora
Ondas de impacto
Ondarebotada
Oleoductos
El petróleo sube con fuerza
Gas
Petróleo
Agua
Trépano
Roca sólida
Motores que hacengirar la sarta
Motores eléctricos
Equipode Perforación
Pileta de recuperaciónde lodo deperforación
Depósitos de petróleo crudo
Kerosenede aviación
Gasolina
Nafta
EtilenoPropileno
CrackerOlefinas
Propano
Gases ligeros
Butano
Diesel
Fuel-oil
Azufre
Horno
Petróleo
Residuo atmosférico
Destilación al Vacío
Reducción de viscosidad Mezcla
Mezcla
Hidrocráqueo
Hidrodesulfurización
Craqueo Catalítico
Kerosene
Gasolina pesada
Gasolina liviana
Gas
Reformación catalítica
Separación de gas
Gas oil
Hidrógeno
Torre Destilación
Bandejas
Buques petroleros
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ExPLoRAción PRoducción
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Bomba de balancín
Geófono
Camiones sísmicos
Placa vibradora
Ondas de impacto
Ondarebotada
Oleoductos
El petróleo sube con fuerza
Gas
Petróleo
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Trépano
Roca sólida
Motores que hacengirar la sarta
Motores eléctricos
Equipode Perforación
Pileta de recuperaciónde lodo deperforación
Depósitos de petróleo crudo
Kerosenede aviación
Gasolina
Nafta
EtilenoPropileno
CrackerOlefinas
Propano
Gases ligeros
Butano
Diesel
Fuel-oil
Azufre
Horno
Petróleo
Residuo atmosférico
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Reducción de viscosidad Mezcla
Mezcla
Hidrocráqueo
Hidrodesulfurización
Craqueo Catalítico
Kerosene
Gasolina pesada
Gasolina liviana
Gas
Reformación catalítica
Separación de gas
Gas oil
Hidrógeno
Torre Destilación
Bandejas
Buques petroleros
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LoGíSticA dE tRAnSPoRtE
Bomba de balancín
Geófono
Camiones sísmicos
Placa vibradora
Ondas de impacto
Ondarebotada
Oleoductos
El petróleo sube con fuerza
Gas
Petróleo
Agua
Trépano
Roca sólida
Motores que hacengirar la sarta
Motores eléctricos
Equipode Perforación
Pileta de recuperaciónde lodo deperforación
Depósitos de petróleo crudo
Kerosenede aviación
Gasolina
Nafta
EtilenoPropileno
CrackerOlefinas
Propano
Gases ligeros
Butano
Diesel
Fuel-oil
Azufre
Horno
Petróleo
Residuo atmosférico
Destilación al Vacío
Reducción de viscosidad Mezcla
Mezcla
Hidrocráqueo
Hidrodesulfurización
Craqueo Catalítico
Kerosene
Gasolina pesada
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Reformación catalítica
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REfinAción diStRibución
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DesCriPCiÓnDe la orGaniZaCiÓn
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DireCtorio De enaP
en sesiÓn esPeCial De las Comisiones De minerÍa Y enerGÍa Del senaDo Y De la CÁmara De DiPutaDos, el Gerente General De enaP, enriQue DÁVila, entreGÓ el 13 De Junio De 2007, la seGunDa Cuenta PÚBliCa De la emPresa, en el ConGreso naCional.
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LA E
MPRESA
Notas(1) Con fecha 8 de enero de 2008 el Señor Santiago González Larraín fue designado Ministro de Minería, en reemplazo
de la Señorita Karen Poniachik Pollak. En virtud de lo dispuesto en el Art. 3 de la Ley Nº 9.618, a partir de esa misma fecha, el Sr. González asumió como Presidente del Honorable Directorio de ENAP.
8. Radován Razmilic Tomicic
Director
Ingeniero de Caminos, Canales y Puertos.
Sociedad de Fomento Fabril (Sofofa)
RUT: 6.283.668 -7
1. Santiago González Larraín (1)
Presidente
Ingeniero Civil
Ministro de Minería
RUT: 6.499.284-8
2. Carlos Álvarez Voullieme
Vicepresidente
Ingeniero Civil Industrial
Vicepresidente Ejecutivo de la Corporación de
Fomento de la Producción (Corfo)
RUT: 8.870.274-7
3. Eduardo González Yáñez
Director
Ingeniero Civil Industrial
Corporación de Fomento de la Producción
RUT: 9.164.893-8
6. Jorge Matute Matute
Director
Presidente Federación Nacional
de Trabajadores del Petróleo de Chile y Afines
Corporación de Fomento de la Producción
RUT: 5.334.581-6
7. Ramón Jara Araya
Director
Abogado
Sociedad Nacional de Minería (Sonami)
RUT: 5.899.198-8
4. Miguel Moreno García
Director
Ingeniero Eléctrico
Corporación de Fomento de la Producción
RUT: 5.433.767-1
5. Gustavo Cubillos López
Director
Ingeniero Civil en Minas,
Mención Geología
Instituto de Ingenieros de Minas de Chile
RUT: 2.421.533-4
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orGaniGrama
Gerencia de Inversiones y Control de Gestión Rodrigo BloomfieldSandoval
Gerencia de Exploración Lisandro RojasGalliani
Gerencia de Planificación Estratégica y Desarrollo de NegociosJulio Bertrand Planella
E&P Sipetrol ArgentinaSalvador Harambour Palma
Gerencia E&P Enap MagallanesVictor Briano Peralta
Enap Sipec EcuadorRoberto MacleodGlasinovic
E&P Internacional
E&P Sipetrol EgiptoVicente RodríguezGaete
E&P Nacional
Gerencia deProducciónSergio AzzariMaldonado
Gerencia de Gestión Financiera y CostosJulio Mayanz Csato
Gerencia Línea de Negocios Refinación y Logística Gerencia General Enap Refinerías S.A. Sergio Arévalo Espinoza
Gerencia Línea de Negocios Exploración y Producción
Gerencia General Enap Sipetrol S.A.Nelson Muñoz Guerrero
Gerencia de ServiciosCecilia Aguilera Vega
Gerencia de RR.HH.Christian KusulasCervelló
Gerencia de FinanzasSergio Galán Bidegaín
Gerencia de Planeamiento y Gestión Guillermo Del Valle De La Cruz
Gerencia ComercialPaula Hidalgo Mandujano
Auditor CorporativoFrancisco Oyarzún Parada
Fiscalía Corporativa Andrés Ocare Flores
Dirección de ComunicacionesPatricia Silva Espinoza
Gerente GeneralEnrique Dávila Alveal
Gerencia de Optimización y LogísticaJuan Pablo Salinas Barrera
Gerencia de Inversionesy Nuevos NegociosDaniel Ibarra Moraga
Gerencia de Administracióny FinanzasRamón Cifuentes Jimenez
Gerencia Refinería AconcaguaDaniel Martínez Bonasco
Gerencia Refinería Bío Bío
Carlos Cabezas Faúndez
Gerencia de R&L MagallanesLuis Boric Scarpa
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MPRESA
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REMUNERACIONES DEL DIRECTORIO
RUT Nombre Cifras en pesos 2007 Cifras en pesos 2006
6.379.415-5 Karen Poniachik Pollak (1) 0 0
8.970.274-7 Carlos Álvarez Voullieme 0 0
7.825.704-0 Francisco Bernasconi Gutiérrez (2) 0 5.033.981
2.421.533-4 Gustavo Cubillos López 7.502.587 6.692.559
9.164.893-8 Eduardo González Yáñez 7.502.587 1.839.428
5.899.198-8 Ramón Jara Araya 0 4.583.582
5.334.581-6 Jorge Matute Matute (3) 6.137.245 5.732.079
5.433.767-1 Miguel Moreno García 6.330.871 3.087.277
6.283.668-7 Radovan Razmilic Tomicic 7.309.735 6.693.873
5.068.583-7 Aldo Signorelli Guerra(2) 0 2.990.387
TOTALES 34.783.025 36.653.166
(1) Dejó de pertenecer al Directorio en enero de 2008. (2) Dejó de pertenecer al Directorio durante 2007. (3) En su calidad de empleado de la Filial Enap Refinerías S.A., durante el ejercicio 2007 el Director Sr. Jorge Matute Matute percibió $ 39.393.713 en remuneraciones.
REMunERAcionES dE LA AdMiniStRAción
Las remuneraciones pagadas en 2007 a la plana
ejecutiva superior de ENAP y filiales ascendie-
ron a $ 2.652,6 millones, cifra inferior en 0,32%,
en términos nominales, respecto a las pagadas
en 2006.
Los cargos considerados en la mencionada
suma corresponden a 26 ejecutivos superiores:
Gerente General, Gerentes de Líneas de Nego-
cios, Gerentes de ENAP Matriz, Gerente de
ENAP en Magallanes, Gerentes de las filiales
Enap Refinerías S.A. y Enap Sipetrol S.A. y otros
Gerentes corporativos y de filiales.
SiStEMA dE REntA vARiAbLE
ENAP cuenta con un Sistema de Renta Variable,
cuyo propósito es incentivar la agregación de
valor en la Empresa, mejorando el trabajo en
equipo y el desempeño individual.
El Sistema de Renta Variable es aplicado a la
plana ejecutiva superior y a los trabajadores del
Grupo de Empresas ENAP, con excepción del
Gerente General.
remuneraCiones
El Sistema de Renta Variable de los ejecutivos,
aprobado por el Directorio de ENAP, considera
para el cálculo de la renta variable tres factores:
resultado de la empresa (EVA), cumplimiento de
metas por áreas y cumplimiento de metas
individuales.
Ningún ejecutivo percibe una remuneración to-
tal, incluida renta variable, superior a la del Ge-
rente General.
La remuneración del Gerente General de ENAP
está limitada por la remuneración que percibe el
Presidente del Banco Central, de acuerdo con la
normativa vigente desde 2002.
No existen planes de incentivo aplicables a los
miembros del Directorio de ENAP y sus filiales.
indEMnizAcionES
En 2007 la empresa pagó a ejecutivos superio-
res indemnizaciones por $ 90,7 millones, cifra
inferior 38,6%, en términos nominales, respec-
to del ejercicio 2006.
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MPRESA
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MPRESA
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sÍntesis HistÓriCa
uego del descubrimiento del primer pozo
de petróleo del país, en el sector de
Springhill, en Magallanes, el 29 de diciembre de
1945, el Estado de Chile se propuso crear la
Empresa Nacional del Petróleo, cuya fundación
ocurrió oficialmente el 19 de junio de 1950, con
la publicación de la Ley Nº 9.618. El hallazgo de
petróleo en Springhill fue realizado por el equipo
de exploradores encabezado por el ingeniero
Eduardo Simian Gallet, y dio paso a nuevas per-
foraciones de pozos que resultaron productores.
De esta forma, el equipo encabezado por Simian
recomendó a la Corporación de Fomento de la
Producción (Corfo) la creación de ENAP, para
explotar comercialmente los yacimientos des-
cubiertos en Magallanes.
Una de las primeras metas que se propuso la
naciente empresa fue levantar una refinería de
petróleo en el país, tarea que culminó en 1954,
con la puesta en marcha de la Refinería de Pe-
tróleo de Concón (hoy Refinería Aconcagua).
Luego, en 1959, se construyeron las primeras
instalaciones logísticas para el almacenamiento
y distribución de combustibles refinados en
Maipú y, al año siguiente, la terminal marítima
de Gregorio, en Magallanes.
En 1962 entró en operación la Planta de Gasoli-
na de Cullen (Magallanes), para continuar en
1966 con la inauguración de la segunda refinería
del país, ubicada en la Octava Región (hoy Re-
finería Bío Bío) y la construcción del poliducto
desde esta Refinería hasta San Fernando, en la
Sexta Región. Desde esta ciudad, este ducto
conecta con otro que administra la empresa
Sonacol, que transporta combustibles a la Plan-
ta de Almacenamiento ubicada en Maipú, en la
Región Metropolitana.
En 1981 ENAP integró el negocio logístico, con
plantas de almacenamiento de combustibles líqui-
dos y gaseosos en Maipú, San Fernando y Linares.
Actualmente, esta actividad se realiza a través del
Departamento de Almacenamiento y Oleoductos,
que pertenece a la filial Enap Refinerías S.A.
L El 1 de enero de 2004 se fusionaron las refine-
rías en una sola empresa: Enap Refinerías S.A.
En 1990 ENAP fundó la Sociedad Internacional
Petrolera S.A., para explorar y explotar yacimien-
tos de hidrocarburos en el extranjero. A partir de
2005 esta filial pasó a llamarse Enap Sipetrol S.A.
En el área de Magallanes, ENAP explota los úni-
cos yacimientos con valor comercial de hidrocar-
buros del país y proporciona servicios logísticos
petroleros y portuarios a importantes clientes
que operan en el rubro energético. Además, en
los últimos dos años ha emprendido una fuerte
campaña exploratoria de nuevas reservas de gas
en Magallanes, a la vez que ha constituido nuevas
alianzas con otras empresas para diversificar las
fuentes energéticas en el país.
gestión de personas
PLAn coMún dE EMPRESA 2007-2011 >
bALAncEd ScoREcARd >
nEGociAcionES coLEctivAS >
cAPAcitAción >
PRoGRAMA dE dESARRoLLo GEREnciAL >
PRotocoLo dE cALidAd dE vidA >
cLiMA oRGAnizAcionAL >
GEStión LAboRAL EMPRESAS contRAtiStA > S
GestiÓn De Personas
27
26
voLvER AL índicE
27
lidad; aumentar la eficiencia operativa y eliminar
las brechas productivas; solucionar conflictos de
intereses; capturar nuevas oportunidades de
negocios y ganar nuevas escalas de competiti-
vidad; desarrollar la responsabilidad social em-
presarial y perfeccionar la relación con los clien-
tes; y, lo que es más importante desde el punto
de vista del negocio, agregar valor para satisfa-
cer las expectativas del dueño, es decir, de toda
la ciudadanía.
Previo a la suscripción del PCE 2007-2011, se
desarrolló una fase de diálogo que abarcó a gran
parte de la organización, con más de 600 traba-
jadores participantes de ENAP y filiales, en el
proceso denominado ENAP Conversa. En éste
se evaluaron los resultados del PCE 2002-2006
y se entregaron sugerencias para perfeccionar
la Alianza Estratégica.
Durante 2007 las actividades vinculadas con el
PCE se centraron en la implementación de éste
y, en particular, en el desarrollo de los canales
de participación. En este sentido destaca la
constitución de los Consejos Locales del PCE
en todas las unidades de negocios. Estos Con-
sejos, compuestos por los gerentes locales,
ejecutivos y las directivas sindicales correspon-
dientes, tienen como propósito promover y
controlar la ejecución del PCE a nivel local.
Como ente superior de esta Alianza Estratégica
existe el Consejo PCE ENAP, cuyo rol es promo-
ver y controlar la ejecución de las políticas esta-
blecidas en el acuerdo tripartito y evaluar el
cumplimiento de los objetivos, a través de me-
tas e indicadores específicos, así como de los
grados de satisfacción en la organización.
En 2007 destaca también la elaboración del Plan
Estratégico Integral de Recursos Humanos, ta-
rea que se hizo conjuntamente entre la Gerencia
de Recursos Humanos y Fenatrapech. Este
Plan, contemplado como meta del PCE, incor-
poró el conjunto de los compromisos estableci-
dos en materia de gestión de las personas, lo
cual incluye la fijación de metas laborales y pro-
ductivas para cada trabajador. Estos compromi-
sos se vincularon con las tres áreas fundamen-
tales que identificó el PCE:
Estabilidad Laboral con Competitividad, Ges-1.
tión Integral de Dotaciones y Desarrollo
Organizacional.
Desarrollo de las Personas: Desarrollo de 2.
Carrera, Capacitación Permanente, Gestión
del Desempeño, Compensaciones; y
Relaciones Laborales y Calidad de Vida. 3.
PLAn coMún dE EMPRESA 2007–2011
Uno de los hitos de la gestión de Recursos Hu-
manos de ENAP en 2007 fue la suscripción del
Plan Común de Empresa (PCE) 2007-2011, lo que
representa la consolidación de la Alianza Estraté-
gica de ENAP con los trabajadores y con el repre-
sentante del dueño de la Empresa, es decir, el
Gobierno de Chile. El documento fue firmado el
29 de enero por la entonces Ministra de Minería
y Presidenta del Directorio de ENAP, Karen Po-
niachik; por el Gerente General de ENAP, Enrique
Dávila; y por el Presidente de Federación Nacio-
nal de Trabajadores del Petróleo y Afines (Fena-
trapech), Jorge Matute. Posteriormente adhirió
al nuevo PCE la Federación Nacional de Sindica-
tos de Profesionales, Técnicos y Supervisores de
ENAP (Fesenap).
El nuevo PCE estableció los desafíos de ENAP para
el quinquenio, constituyéndose en una carta de
navegación para el período.
Entre otros objetivos que forman parte de las
metas comunes del PCE están: promover las
buenas prácticas laborales y la calidad de vida
de los trabajadores; canalizar la creatividad de
todos los actores de la organización en el desa-
rrollo de nuevos proyectos; generar oportunida-
des de capacitación laboral para responder a las
exigencias productivas y asegurar la empleabi-
conSEjoS
LocALESTienen como propósito
promover y controlar la ejecución
del PCE a nivel local.
27
GEStión d
E P
ERSonAS
27
voLvER AL índicE
bALAncEd ScoREcARd
Conforme a una iniciativa asociada al PCE
2007-2011, las gerencias de Recursos Huma-
nos de ENAP y filiales desarrollaron e imple-
mentaron un modelo de Balanced Scorecard,
con el fin de disponer de una herramienta de
gestión y de control de los compromisos asu-
midos en materias asociadas con el área.
La implementación de este modelo se hizo en
carácter de marcha blanca, para lograr su plena
consolidación en el transcurso de 2008.
DOTACIóN ENAP 2005-2007 (1)
UNIDADES 2005 2006 2007
Línea Negocios de Exploración y Producción (E&P) (2) 1.444 1.318 1.383
Línea Negocios de Refinación y Logística (R&L) (3) 1.515 1.568 1.766
Casa Matriz 139 134 149
TOTAL 3.098 3.020 3.298
(1) Considera personal con contrato indefinido y a plazo fijo.
(2) Incluye Filial Enap Sipetrol S.A., E&P Magallanes y personal en Casa Matriz.
(3) Incluye Filial Enap Refinerías S.A. (Refinerías Aconcagua y Bío Bío), Departamento de Almacenamiento y Oleoductos y R&L Magallanes (Refinería Gregorio).
nEGociAcionES coLEctivAS
Durante el ejercicio se realizaron tres procesos
de negociación colectiva: con el Sindicato de
Profesionales de Refinería Bío Bío, con el Sindi-
cato de Turnos de Refinería Aconcagua, y con
el Sindicato Nº 1 de Trabajadores de Enap Ma-
gallanes. Todos los procesos concluyeron exito-
samente y se llevaron a cabo en un ambiente de
armonía y de respeto, que permitió llegar a buen
acuerdo para las partes, dentro de los plazos
estipulados por la Ley.
voLvER AL índicE
29
28
cAPAcitAción
En 2007 ENAP realizó una intensa actividad de
capacitación y desarrollo de las personas, con el
objetivo de orientar el quehacer y acciones de la
organización hacia el cumplimiento de los desa-
fíos y metas del Plan Estratégico de Negocios y
de los compromisos contraídos en el Plan Co-
mún de Empresa.
Las actividades de capacitación estuvieron priori-
tariamente orientadas a la disminución de brechas
GESTIÓN DE PERSONAS
de las competencias críticas, de modo que los
trabajadores aborden de mejor manera el desafío
de las metas estratégicas de la Empresa.
Al hacer un recuento de la totalidad de horas de
capacitación en relación con las personas que asis-
tieron a ellas, se alcanza un promedio de 69,2 horas
anuales por cada trabajador de ENAP y filiales.
ENAPMAGALLANES
REFINERÍAACONCAGUA
REFINERÍABÍO BÍO
ENAPSANTIAGO
ENAP SIPETROL CHILE
EGIPTO
ECUADOR
ARGENTINA
cAPAcitAción En EnAP y fiLiALES
Total 223.809 horas
GEStión d
E P
ERSonAS
voLvER AL índicE
29
PRoGRAMA dE dESARRoLLo GEREnciAL
Sobre la base de un análisis previo de las com-
petencias críticas de los ejecutivos en relación
con los requerimientos del Plan Estratégico de
Negocios, en 2007 se efectuaron las siguientes
actividades de capacitación:
Cuatro talleres del Programa de Desarrollo >
Gerencial.
Coaching individual sobre gestión y liderazgo >
a cada gerente.
PRotocoLo dE cALidAd dE vidA
En diciembre de 2007, la Administración y Fe-
natrapech suscribieron el Protocolo de Calidad
de Vida Laboral. El objetivo principal de este
documento es definir los lineamientos estraté-
gicos que permitan diseñar programas que faci-
liten el mejoramiento de la calidad de vida labo-
ral en sus distintas dimensiones, dentro del
marco valórico del PCE.
ENAP define calidad de vida laboral como “el
conjunto de circunstancias laborales que conver-
gen para construir la percepción de diferentes
niveles de satisfacción, los cuales se manifies-
tan en su ambiente de trabajo y que permiten
que los trabajadores y trabajadoras experimen-
ten niveles de bienestar o malestar respecto de
su actividad productiva”.
El Protocolo de Calidad de Vida plantea como
una necesidad la interacción y comunicación
para alcanzar resultados beneficiosos, especial-
mente en el lugar de trabajo, donde se produce
la convivencia. De este modo aplica los princi-
pios de “responsabilidad organizacional e indivi-
dual”, para generar al interior de la empresa una
cultura de calidad de vida laboral, fomentando
un adecuado clima laboral, igualdad de oportu-
nidades y estilos de vida saludable. En este
sentido, fomenta el autocuidado y promueve
programas de salud, bienestar, recreación y
desarrollo personal. El objetivo es hacer de
ENAP una “Empresa Saludable”.
cLiMA oRGAnizAcionAL
En 2007 ENAP elaboró una herramienta para
mejorar el clima organizacional, en función de
su modelo de negocios. Esta herramienta con-
cilia los intereses de las personas con los del
negocio. En esta tarea se consideró la totalidad
de las unidades de negocio, sus ejecutivos, pro-
fesionales, trabajadores y dirigentes sindicales.
Para tal efecto se implementaron más de 12
focus group y se desarrollaron exposiciones con
todas las directivas sindicales, con el objetivo de
darles a conocer el propósito de este trabajo.
PRotocoLo cALidAd dE vidA
Permite DiseÑar ProGramas Que FaCiliten el meJoramiento De la CaliDaD De ViDa
laBoral en sus Distintas Dimensiones, Dentro Del marCo ValÓriCo Del PCe.
GESTIÓN DE PERSONAS
31
30
voLvER AL índicE
31
GEStión LAboRAL
dE EMPRESAS contRAtiStAS
En enero de 2007 entró en vigencia la Ley 20.123,
que regula la situación laboral de los trabajadores
subcontratados en el país. Sin embargo, la pre-
ocupación de ENAP por este tema se remonta a
fines de 2004 cuando la Administración de la
Empresa y las federaciones de trabajadores y de
profesionales suscribieron el protocolo “ENAP
Frente a la Gestión Laboral de las Empresas Con-
tratistas”, en el cual se establecieron los princi-
pios rectores sobre estas materias, destinados a
establecer parámetros de respeto y equidad ha-
cia los trabajadores que prestan servicios a través
de empresas contratistas.
Bajo los principios de este Protocolo y en confor-
midad con la nueva normativa legal, ENAP se
encuentra desarrollando un plan adicional basado
en un mecanismo de regulación y de control. En
el caso de la regulación, ENAP desarrolló un es-
tándar básico de cumplimiento de las obligacio-
nes laborales de los contratistas, a través de la
confección de un Capítulo Laboral que se incor-
pora a todas las bases de licitación de ENAP.
Cabe señalar que este estándar laboral es supe-
rior al exigido por la ley y, además, es el mismo
para todo colaborador de ENAP, sin importar la
filial para la que se desempeñe. Dichas bases ya
se encuentran en pleno funcionamiento y se usó
como piloto para su aplicación la licitación de los
contratos de alimentación, los que se caracteri-
zan por ser intensivos en mano de obra.
En cuanto a las medidas de Control, ENAP licitó
los servicios de una Certificadora de cumpli-
miento de legislación laboral para todas sus
unidades, instrumento creado por la Ley 20.123,
para garantizar el cumplimiento de las obligacio-
nes básicas del empleador, como son el pago
de las remuneraciones, imposiciones previsio-
nales y de salud, y el pago de indemnizaciones,
todo ello como requisito para el pago de los
servicios correspondientes.
De este modo, ENAP se encuentra implemen-
tando una política frente a la gestión laboral de
las empresas contratistas orientada a ofrecer un
trabajo digno, en los términos definidos por la
Organización Internacional del Trabajo (OIT), para
los trabajadores contratistas, con innovaciones
como el salario mínimo ético, medidas de preven-
ción de riesgos comunes para trabajadores pro-
pios y externos, tarifado de especialidades, entre
muchas otras medidas que reflejan la preocupa-
ción de la Empresa por este tema.
buEnAS PRácticAS LAboRALES
el 28 De sePtiemBre De 2007 reFinerÍa BÍo BÍo se ConVirtiÓ en la Primera emPresa
De la oCtaVa reGiÓn en iniCiar el ProCeso De imPlementaCiÓn Del CÓDiGo De
Buenas PrÁCtiCas laBorales Y De no DisCriminaCiÓn, DeFiniDo Por el GoBierno,
DonDe el serViCio naCional De la muJer (sernam), aCtÚa en CaliDaD De Garante
De su CumPlimiento.
Líneade Negocios E&P
Líneade Negocios R&L
CasaMatriz
TOTAL TOTAL TOTAL TOTAL EMPRESA
TOTAL
Gerente (1)
Directores yjefes de departamentos
Profesionalesespecializados
Trabajadores
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GEStión d
E P
ERSonAS
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voLvER AL índicE
dotAción cLASificAdA PoR tRAbAjAdoRESy EjEcutivoS dE EnAP En 2007SóLo PERSonAL con contRAto indEfinido
(1) En la Categoría Gerente, se incluye a los 26 con asiento en Chile
entorno del negocio
SituAción dEL MERcAdo intERnAcionAL >
SituAción dEL MERcAdo nAcionAL >
conSuMo nAcionAL dE coMbuStibLE > S
MERCADO MUNDIAL DE PETRóLEO 2006-2007 (Cifras en millones de barriles diarios)
2006 2007 Variación
Demanda 84,7 85,8 1,1
OCDE* 49,3 49,2 -0,1
No-OCDE 35,4 36,6 1,2
Oferta 84,6 84,9 0,3
Ex-Unión Soviética 12,2 12,6 0,4
Resto No-OPEP 37,1 37,3 0,2
GNL y condensados OPEP 4,5 4,5 0,0
Crudo OPEP 30,8 30,5 -0,3
Variación Inventarios -0,1 -0,9 -0,8
* Organización de Cooperación y Desarrollo Económicos.
Fuente: Departamento de Energía, EE.UU., “Short Term Energy Outloook December 2007”
35
34
voLvER AL índicE
35
En US$ por barril En US$ de 2007 por barril
situaCiÓn Del merCaDo internaCional
l precio promedio del crudo marcador inter-
nacional West Texas Intermediate (WTI) fue
US$ 72,2 por barril en 2007, lo que implicó un
aumento de 9,3% con respecto al precio prome-
dio de 2006 (US$ 66,0 por barril). De esta forma,
se cumplió el sexto año de alzas consecutivas del
precio del petróleo crudo y también del ciclo al-
cista más prolongado desde el ocurrido en el
período 1972-1980, que por lo demás ha sido el
más largo en la historia contemporánea.
Sin embargo, desde el punto de vista nominal, el
precio promedio de 2007 no ha sido el más alto
en la historia del petróleo. El gráfico adjunto sobre
la evolución del WTI entre 1970 y 2007, en pre-
cios reales y nominales muestra que al llevar los
precios históricos a dólares de 2007 (esto es,
usando la variación del deflactor implícito del PIB
de Estados Unidos), el precio anual de US$ 72,2
por barril de 2007 es el tercero más alto de la
historia, siendo superado solamente por los US$
82,8 por barril observado en 1980 y los US$ 74,3
por barril que se registró en 1981.
Durante 2007 la demanda mundial por petróleo
registró un aumento de 1,1 millón de barriles
diarios (b/d), mientras que la oferta sólo creció
en 300.000 b/d. En consecuencia, se acentuó
la tendencia descendente de los inventarios
mundiales que había comenzado el año anterior,
pasando de una disminución de 100.000 b/d en
2006 a otra de 900.000 b/d en 2007.
Al igual que en 2006, en 2007 se registró una
disminución de la producción de petróleo crudo
de la Organización de Países Exportadores de
Petróleo (OPEP), de 300.000 b/d, por lo que el
mayor consumo mundial fue abastecido por un
crecimiento de la producción de crudo no-OPEP,
de 700.000 b/d, y por la declinación ya mencio-
nada de los inventarios.
En la cifra de producción de la OPEP no se incluye
la producción de Angola, que ingresó durante
2007 a la organización, con el objetivo de hacer
comparables las cifras de 2007 con las de 2006.
La menor producción de crudo de la OPEP obe-
deció a disminuciones de la cuotas de produc-
ción acordadas -de 1,2 millón b/d, a contar de
diciembre de 2006, y otros 500.000 b/d a partir
de febrero de 2007– las que si bien no se cum-
plieron completamente, fueron suficientes para
conseguir retirar crudo del mercado en forma
creciente a lo largo del año.
E
PREcio dEL cRudo Wti 1970-2007En dóLARES coRRiEntES y dóLARES dE 2007 PoR bARRiL
35
EntoRno d
EL n
EGocio
35
voLvER AL índicE
coMPoRtAMiEnto dEL PREcio En 2007
En 2007 no hubo ningún evento geopolítico ni
catástrofe natural que afectara significativamen-
te la oferta de petróleo, y sin embargo, se regis-
tró un crecimiento casi continuo del precio, pa-
sando del rango de 50 a 55 dólares el barril (US$/
barril), a comienzos de enero, al rango de entre
93 y 98 US$/barril a fines del año. El motor de la
tendencia alcista en el precio del petróleo fue el
sostenido aumento del consumo, debido al rápi-
do crecimiento de la economía mundial, que
enteró un periodo de cinco años de expansión
sistemática, en el contexto del débil crecimiento
de la producción de crudo.
La tendencia alcista sufrió retrocesos parciales
en agosto, al estallar la crisis de las deudas hi-
potecarias “subprime” en el mercado financiero
de Estados Unidos, y posteriormente en no-
viembre, cuando los mismos altos precios alcan-
zados provocaron una corrección a la baja por el
temor a que éstos -más las repercusiones a ni-
vel global de la crisis hipotecaria- desencadena-
ran una recesión mundial.
El relativamente bajo nivel del precio a comien-
zos de año se debió a un invierno con tempera-
turas muy benignas en el hemisferio norte, lo
que condujo a que se acumularan inventarios de
crudo y combustibles de calefacción, deprimien-
do sus precios. Posteriormente, el crecimiento
del consumo -liderado por China, India y el mis-
mo Estados Unidos- y el retiro gradual de crudo
de la OPEP, que no alcanzó a ser compensado
por la mayor producción en países no OPEP,
empezó a presionar en el mercado. Evidencia de
esto es que los inventarios en Estados Unidos
dejaron de crecer en julio para empezar a caer
persistentemente hasta fines del año.
PREcio diARio cRudo Wti En 2007uS$/bbL
37
36
voLvER AL índicE
37
Evidencia adicional de cómo se pasó de una si-
tuación de mercado holgada a una situación de
mercado estrecha la constituye la estructura de
los precios. En efecto, cuando hay una situación
en que el mercado percibe como de estrechez
creciente, se produce una estructura de bac-
kwardation en los precios, que se define como
un “premio” para las entregas comprometidas
a plazos más próximos. En una situación de
mercado más desahogada, ocurre la estructura
contraria, llamada “contango”, transándose el
WTI en el segundo mes a un valor mayor que el
WTI en el primer mes. Esto por el costo finan-
ciero y de almacenamiento de mantener crudo
un mes en inventario. En el gráfico siguiente se
puede apreciar cómo a partir de agosto, el mer-
cado cambió de “contango” a backwardation.
(ver gráfico).
PREcioS dE LoS PRoductoS
En 2007, los precios promedio de la gasolina
(unleaded 87) y del diesel (LS Diesel) en el mer-
cado internacional de la costa estadounidense
del Golfo de México fueron 86,4 y 89,1 US$ por
barril, respectivamente. Por consiguiente, las
diferencias promedio de los precios de los pro-
ductos con respecto al petróleo crudo fueron de
14,1 US$ por barril para la gasolina y de 16,9
US$ por barril para el diesel, niveles mayores
que las brechas de 11,6 y 15,6 US$ por barril,
respectivamente, registradas en 2006.
En el caso del petróleo combustible Nº 6 (fuel
oil Nº 6), el precio promedio de 2007 en el mer-
cado de la costa estadounidense del Golfo de
México fue de US$ 53,1 por barril, y su diferen-
cia con respecto al precio del WTI fue US$ 19,1
por barril, mejorando su precio relativo con res-
pecto al año 2006, en que dicho descuento fue
de US$ 20,4 por barril.
A mediados de 2007 se registraron numerosas
fallas en refinerías de petróleo ubicadas en el
medio oeste de Estados Unidos, las cuales lle-
varon la refinación al tope de su capacidad en el
resto de ese país, justo en la temporada de
máximo consumo de gasolina y diesel vehicular
(verano boreal), mientras que una gran demanda
de diesel por parte de Sudamérica en la misma
época –debido a un invierno especialmente frío
y seco en Argentina y Chile– se tradujo en un
factor alcista adicional en los precios de los pro-
SITUACIÓN DEL mERCADO INTERNACIONAL
ductos, al captar parte de los excedentes del
Caribe, Europa y Asia que podrían haber aliviado
la situación en Estados Unidos.
Hacia el tercer trimestre de 2007, y ya pasado
el verano en el hemisferio norte, los márgenes
de refinación bajaron, debido a la menor presión
del mercado observada para la gasolina en Es-
tados Unidos y para el diesel en Sudamérica.
En el caso del fuel oil Nº 6, la prolongada deten-
ción de una planta de energía nuclear en Japón,
a mediados del año, mantuvo también relativa-
mente alto su precio en relación con el WTI,
debido a que generó una demanda extraordina-
ria de fuel oil Nº 6 para uso termoeléctrico, cap-
tando los excedentes de exportación de las re-
finerías del Caribe. Hacia fines de año este
factor fue perdiendo fuerza, deprimiendo el pre-
cio relativo del fuel oil Nº 6, si bien en términos
absolutos éste siguió creciendo, impulsado por
la tendencia al alza en el precio del crudo.
invEntARioS dE cRudo En EE.uuMiLLonES dE bARRiLES
37
EntoRno d
EL n
EGocio
37
voLvER AL índicE
72,2uS$
PoR bARRiLFue el precio promedio
del crudo marcador WTI
durante 2007.
Precio WTI 2° mes - Precio WTI 1° mes
Contango
Backwardation
contAnGo y bAcKWARdAtionEn MERcAdo Wti (uS$/bbL)
Diesel
Gasolina 87Crudo WTI
Fuel Oil N°6
Diesel
Gasolina 87
Fuel Oil N°6
39
38
voLvER AL índicE
39
PREcioS MEnSuALES 2007 En EL GoLfo dE MÉxico uS$/bARRiL
difEREnciAS dE PREcioS vERSuS Wti uS$/bARRiL
SITUACIÓN DEL mERCADO INTERNACIONAL
situaCiÓn Del merCaDo naCional
39
EntoRno d
EL n
EGocio
39
voLvER AL índicE
n 2007 el consumo de productos refinados
del petróleo en Chile alcanzó los 19,1 millo-
nes de metros cúbicos, equivalentes a 329.200
barriles día (b/d), cifra que implica un incremento
de 30,5% respecto del año anterior.
Este alto crecimiento se explica principalmente
por el mayor consumo de combustibles –princi-
palmente petróleo diesel- para reemplazar el gas
natural argentino, debido a que los cortes en el
suministro fueron mucho mayores que los ob-
servados en 2006.
Aunque la mayor parte de este consumo de
reemplazo fue de diesel para generación termo-
eléctrica, también hubo consumos importantes
de petróleo combustible para uso industrial y de
gas licuado para consumo residencial.
Contribuyó al mayor consumo de combustibles
el crecimiento de la actividad económica, de al-
rededor del 5% con respecto a 2006, según la
estimación preliminar del Banco Central.
Analizando el comportamiento por productos, se
aprecia que durante 2007 los mayores aumentos
porcentuales se registraron en el consumo de
diesel, de petróleo combustible y de gas licuado.
En el caso del diesel, el consumo aumentó en
51,9%, llegando a 9,48 millones de metros cúbi-
cos (163.400 b/d), manteniéndose como el com-
bustible de mayor demanda en el país. Este au-
mento obedeció principalmente a su mayor uso
como combustible para generación eléctrica, aun-
que también contribuyó la mayor demanda de los
sectores transporte e industria.
En términos reales (es decir, descontada la infla-
ción), se registró una baja del 3% en el precio
promedio del diesel en 2007, comparado con el
precio promedio de 2006, lo que contribuyó mar-
ginalmente a un mayor consumo.
E
41
40
DIESELVar. 51,9%
PETRÓLEOCOMBUSTIBLE
Var. 28,6%
KEROSENEVar. 11,6%
GASOLINAVar. 6,5%
GASLICUADO
Var. 14,7%
PRODUCTOSINDUSTRIALES
Var. 8,8%
conSuMo nAcionAL dE coMbuStibLES 2007En MiLLonES dE M3
Total 2007 = 19,09Total 2006 = 14,63Variación 06/07 = 30,5%
SITUACIÓN DEL mERCADO NACIONAL
MiLLonESFue el consumo de productos
refinados del petróleo en 2007 en
Chile, cifra que implica un incremento
del 30% respecto de 2006.
M3
EntoRno d
EL n
EGocio
voLvER AL índicE
41
l consumo de petróleo combustible aumen-
tó a 2,7 millones de metros cúbicos (46.600
de b/d), con un aumento anual de 28,6%. Este
crecimiento se explica por el mayor consumo
industrial en reemplazo del gas natural, y como
combustible de generación termoeléctrica y, en
menor medida, por el aumento del consumo
para transporte marítimo, a diferencia de lo que
ocurrió en años anteriores.
En tanto, el consumo de gas licuado fue de 2,11
millones de metros cúbicos (36.400 b/d), lo que
representa un alza de 14,7% respecto de 2006.
Este importante aumento se logró a pesar del
alza de 14,7% en el precio en términos reales
durante 2007, en relación a 2006. Aparte del
efecto del crecimiento económico sobre la de-
manda, hubo un importante consumo de gas
licuado como combustible de reemplazo de gas
natural, en el sector industrial (incluyendo las
refinerías de ENAP), comercial y residencial, lo
cual implicó el incremento en los costos produc-
tivos para estos sectores.
El consumo total de kerosene aumentó en
11,6%, alcanzando 1,06 millón de metros cúbicos
(18.3000 b/d). Este crecimiento se explica prin-
cipalmente por la mayor demanda por kerosene
de aviación, producto del aumento en el tráfico
aéreo interno e internacional, y por un fuerte au-
mento del consumo de kerosene doméstico,
sobre todo en invierno, considerando que este
combustible es usado para calefacción.
A su vez, el consumo de gasolina creció en
6,5%, totalizando 3,12 millones de metros cúbi-
cos (53.800 b/d), terminando, al parecer, la ten-
dencia declinante de los seis años anteriores.
Aparte del efecto expansivo del crecimiento
económico, el consumo de gasolina también se
benefició de una baja de 3% en términos reales
del precio en 2007, comparado con 2006.
Finalmente, el consumo de productos industria-
les no combustibles -solventes, olefinas (mate-
rias primas básicas para la industria petroquími-
ca), productos asfálticos, etc.- totalizó 620.000
metros cúbicos (10.700 b/d), con un crecimiento
de 8,8% con respecto a 2006. Esto resultó de
un aumento en el consumo de productos asfál-
ticos, que más que compensó las bajas en el
consumo de solventes y de olefinas.
E
gestión corporativa
InversIones en 2007 >
GestIón de rse >
Factores de rIesGo >
síntesIs de resultados >
utIlIdad dIstrIbuIble >
PolítIca de dIvIdendos >
ProPIedades y equIPos >
contrato con Proveedores y clIentes >
seGuros >
GestIón de enaP en maGallane > s
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volver al índIce
45
45
GestIón c
orPoratIva
45
volver al índIce
as inversiones ejecutadas en 2007 por
ENAP y sus filiales superaron los US$ 400
millones, cifra que representa un incremento del
45% respecto de lo invertido en 2006.
Del monto total invertido en 2007, US$ 236 mi-
llones fueron ejecutados por la Línea de Nego-
cios de Exploración y Producción (E&P) y US$
164,4 millones por la Línea de Negocios de Re-
finación y Logística (R&L). En el caso de esta
última, se incluyen los aportes de capital ente-
rados en las distintas sociedades en que parti-
cipa la Empresa.
En la Línea E&P, la inversión realizada en el ex-
tranjero, a través de la filial Enap Sipetrol S.A.,
alcanzó a US$ 140 millones. Por su parte, en
Chile la inversión fue de US$ 96 millones, lo que
incluye el desarrollo de proyectos en Magallanes
y el aporte de capital a las sociedades de geo-
termia en las que participa ENAP
En la Línea R&L, las refinerías Aconcagua y Bío
Bío concentraron la mayor parte de los recursos,
con montos de US$ 67,2 millones y US$ 75,4
millones, respectivamente. Las inversiones res-
tantes se destinaron principalmente a enterar
aportes de capital en sociedades con terceros y
a actividades en Magallanes.
InversIones en 2007
línea de e&P
En la Línea de E&P las principales inversiones se
realizaron en Chile, Argentina, Ecuador y Egipto.
En Chile las inversiones se concentraron en
Magallanes, en los bloques Dorado y Riquelme,
Lago Mercedes e Intracampos. En Dorado y
Riquelme se terminó la adquisición de informa-
ción sísmica 3D, y se perforaron seis pozos ex-
ploratorios y de extensión, resultando exitosa la
campaña en el yacimiento de gas denominado
Palenque.
En Intracampos, la exploración del área continuó
con la ejecución del 60% de la campaña de ad-
quisición de sísmica 3D.
Por otra parte, durante el año se terminaron los
estudios de ingeniería para la construcción del
gasoducto Pecket-Esperanza, que permitirá
asegurar el abastecimiento de gas natural a la
ciudad de Puerto Natales. Además, se presentó
la declaración de impacto ambiental y se inició
el proceso de compra para la construcción del
ducto. La puesta en marcha se proyecta para el
segundo semestre de 2008.
En Argentina, destacan las inversiones efectua-
das en los bloques Área Magallanes y Pampa
del Castillo. En la primera, se continuó con la
realización de trabajos para el reemplazo de los
oleoductos, con el objetivo de restablecer la
producción del yacimiento durante el primer
trimestre de 2008. En Pampa del Castillo–La
Guitarra la actividad del año estuvo centrada en
la perforación de diez pozos de desarrollo y la
mejora de las instalaciones de producción, lo-
grándose una incorporación neta de reservas.
En Ecuador, en el bloque Mauro Dávalos Corde-
ro (MDC) se perforaron cinco pozos producto-
res, más uno reinyector, los cuales formaban
parte del compromiso de inversión asumido con
PetroEcuador.
En Egipto los recursos estuvieron destinados a la
perforación de siete pozos exploratorios y 12
pozos de desarrollo (seis en el bloque North Ba-
hariya y seis en El Diyur). La cartera de proyectos
en Egipto incorporó los bloques Rommana y Sidi
Abd El Rahman y, paralelamente, se concretó el
proceso final de la venta de la participación en el
bloque El Diyur y el inició del proceso de venta
de la participación en el bloque North Bahariya.
L
us$
mIllones
Invirtió ENAP en el ejercicio
2007. Esta cifra es 45% superior
a lo invertido en 2006.
InversIones
47
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volver al índIce
47
InversIones en 2007
línea de r&l
Durante el ejercicio 2007, la Línea de R&L con-
cluyó importantes proyectos, dentro de los
cuales destaca el de “Producción de diesel de
bajo azufre en Bío Bío”, cuya inversión fue de
alrededor de US$ 60 millones, y su objetivo es
aumentar la capacidad de producción de diesel
y mejorar la calidad de éste.
En forma paralela, durante el año se avanzó en
la cartera de proyectos en desarrollo, donde se
destaca en Refinería Aconcagua, el término del
proceso denominado “Front-End Engineering
and Design”, destinado a mejorar la estimación
de costos del proyecto Nueva Unidad de Alqui-
lación. También en el ámbito preinversional, en
esta refinería destaca el término de la Ingeniería
Básica de una Nueva Unidad de Topping y Vacío
y sus instalaciones complementarias.
En el mismo ámbito de proyectos en desarrollo,
en Refinería Aconcagua se avanzó, entre otros,
en el proyecto Nueva Caldera Área de Suminis-
tros, que tiene por objetivo incrementar la capa-
cidad instalada de generación de vapor para
mejorar la confiabilidad de este servicio en las
unidades de procesos.
Por su parte, en Refinería Bío Bío destaca el
desarrollo del proyecto de adecuación de las
instalaciones para aumentar la capacidad de
procesamiento de crudos pesados, específica-
mente de las unidades de fraccionamiento pri-
mario. Por otro lado, se proyecta la puesta en
marcha del proyecto Unidad de Desulfurización
de Nafta de FCC (Fluid Catalytic Cracking), para
el primer trimestre de 2008. Esta planta permi-
tirá reducir el contenido de azufre en las gasoli-
nas. En esta misma Refinería también se está
desarrollando el proyecto para el nuevo terminal
marítimo de San Vicente, en el marco del plan
de reordenamiento del borde costero de la bahía
del mismo nombre.
us$
mIllones
Se invirtieron en Refinería Bío Bío
para construir una nueva unidad de
producción de diesel de bajo azufre.
47
GestIón c
orPoratIva
47
volver al índIce
socIedad Para el Gnl
Las empresas BG, enap, endesa ChILe y metroGas, que partICIpan en eL proyeCto
de Gas naturaL LICuado (GnL), ConstItuyeron eL 9 de marzo de 2007 La soCIedad
anónIma Cerrada, GnL quIntero s.a., que tIene por oBjetIvo La ConstruCCIón
y operaCIón de La pLanta de aLmaCenamIento y reGasIfICaCIón de GnL, Con su
respeCtIvo termInaL marítImo en La Bahía de quIntero, quInta reGIón.
Durante 2007, se dio inicio a un grupo de estu-
dios y proyectos, donde se destaca en Refinería
Aconcagua el estudio para la ampliación de la
capacidad de producción de diesel de bajo azu-
fre, de 3.500 m3/día, a 7.000 m3/día. Por su
parte, en Refinería Bío Bío destaca el inicio del
estudio de “Ampliación de la Capacidad de Re-
finación”, el que incluye la prefactibilidad técnica
y económica para expandir la capacidad de pro-
cesamiento secundario de petróleo.
En Magallanes, la Línea de R&L concretó inver-
siones por US$ 2,1 millones. Dentro de los pro-
yectos en desarrollo se encuentra la adecuación
de Refinería Gregorio para la nueva canasta de
crudos, está vez provenientes de distintos paí-
ses y no sólo de Argentina.
Proyectos con terceros
Enap Refinerías S.A. participa con el 49% en la
sociedad Enercon S.A., que construye una plan-
ta de coquización retardada en Refinería Acon-
cagua. En esta inversión participan las compa-
ñías Ferrostaal, Foster Wheeler y Técnicas
Reunidas, y alcanza a US$ 430 millones. Hacia
el término del ejercicio 2007, el avance global
de este proyecto era del 95%. Una vez conclui-
do permitirá a Refinería Aconcagua aumentar la
utilización de crudos pesados de origen regional,
lo que también significará reducir sus costos de
producción.
En el ámbito de la geotermia, se realizaron acti-
vidades exploratorias superficiales en los cuatro
principales proyectos en que participa ENAP, a
través de las sociedades Empresa Nacional de
Geotermia S.A. y Geotérmica del Norte S.A. Al
mismo tiempo ambas sociedades siguieron
avanzando en la tramitación de los permisos
ambientales y sectoriales.
Por su parte, el Proyecto de Gas Natural Licuado
(GNL) concretó importantes avances, luego que
el 31 de mayo de 2007 se procediera al cierre y
firma de los contratos principales de construc-
ción del muelle y de la terminal de regasificación
en la bahía de Quintero.
En tanto, ENAP continuó adelante con sus estu-
dios para la utilización de biocombustibles de
segunda generación, a partir del aprovecha-
miento de desechos de la industria forestal. Con
tal propósito constituyó la sociedad ForEnergy
S.A., donde la filial Enap Refinerias S.A. partici-
pa con el 40% y donde el 60% restante es
controlado por Consorcio Maderero.
En 2007 también destaca el avance del estudio
del proyecto de construcción de una Central de
Ciclo Combinado en Concón. Este proyecto tie-
ne por finalidad aprovechar el suministro de GNL
para proporcionar autonomía eléctrica y de va-
por a Refinería Aconcagua, así como vender
excedentes de electricidad al Sistema Interco-
nectado Central. En octubre de 2007, la Comi-
sión Regional del Medio Ambiente (Corema) de
Valparaíso aprobó el estudio de impacto ambien-
tal de este proyecto.
Adicionalmente, dentro del marco de la licitación
internacional de Contratos Especiales de Ope-
ración Petrolera que llevó a cabo el Ministerio
de Minería durante 2007, ENAP se adjudicó los
bloques de exploración Coirón, Caupolicán y
Lenga, donde participará con el 50% en asocia-
ción con las compañías Pan American Energy,
Greymouth y Apache, respectivamente.
Además, ENAP acordó los términos de un Me-
morando de Entendimiento con la compañía
Methanex, para la firma de un Contrato Especial
de Operación Petrolera (CEOP) con el Estado
de Chile, para el desarrollo del bloque Dorado y
Riquelme, destinado a la exploración de nuevos
yacimientos de gas natural.
49
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49
49
GestIón c
orPoratIva
49
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GestIón de responsaBILIdad soCIaL empresarIaL
l presente ejercicio ha significado para
ENAP la consolidación de su Política de
Responsabilidad Social Empresarial (RSE), con-
siderando que esta materia forma parte de las
metas contempladas en el Plan Estratégico de
Negocios 2007-2011, y en el Plan Común de
Empresa, acordado con los trabajadores para el
mismo periodo.
Esta nueva concepción del desarrollo de la Empre-
sa, imponiendo la ética del buen gobierno corpo-
rativo, respetando y protegiendo el medio ambien-
te y formulando programas y políticas de RSE,
supone un intercambio de experiencias y aprendi-
zajes, tanto al interior de la Empresa, como fuera
de ella, que permiten la formulación de prácticas
corporativas de mediano y largo plazo.
Es en este sentido, durante 2007 ENAP realizó
un trabajo sistemático para dar a conocer a los
E avances en las políticas medioambientales y de
RSE, así como también las tareas pendientes en
ambos planos.
En el plano interno, fue incorporado el módulo de
RSE en el curso de Negocio Petrolero que se
imparte a trabajadores y ejecutivos, a través del
Centro de Innovación y Conocimiento de ENAP
(CICE). Participaron en estos cursos 156 funcio-
narios, de todas las filiales y unidades productivas
de la Empresa.
Por otra parte, la gestión de RSE de ENAP fue
recogida en el segundo Reporte Social, elaborado
bajo las normas internacionales del Global Repor-
ting Initiative (GRI). Este esfuerzo fue reconocido
por los expertos en el tema con el premio anual
que entrega la entidad especializada Acción RSE,
en la categoría “Mejor descripción global de la
empresa y su gestión integral de RSE”.
Las relaciones con la comunidad continuaron
avanzando, con los programas de información e
intercambio mutuo, centrados en el objetivo de
avanzar en la implementación de los proyectos
de inversión y dar a conocer el rol de ENAP en
la matriz energética del país. Destacan en este
ámbito las actividades realizadas por Refinería
Aconcagua en Casa Abierta, y las mesas tripar-
titas de diálogo con las comunidades, en las
refinerías Aconcagua y Bío Bío; los programas
la “Ruta Ambiental” y “Quiero mi barrio” en
Magallanes, en asociación con Methanex; y las
numerosas acciones del voluntariado de la Em-
presa, que a través de centros organizados por
los propios trabajadores, entregan beneficios a
los grupos más vulnerables de la sociedad.
50
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51
GestIón ambIental y responsabIlIdad socIal empresarIal
Parque ecolóGIco la Isla
eL 14 de marzo de 2007 enap y su fILIaL enap refInerías s.a., InauGuraron eL parque
eCoLóGICo “La IsLa”, en ConCón, destInado a proteGer eL humedaL deL mIsmo nom-
Bre, uBICado en La desemBoCadura deL río aConCaGua, en La quInta reGIón.
ambIente laboral lIbre de humo de tabaco
en CeremonIa enCaBezada por eL seCretarIo de saLud de La reGIón metropoLItana,
maurICIo osorIo, y por eL Gerente GeneraL de enap, enrIque dávILa, eL 12 de juLIo de
2007 La autorIdad sanItarIa deCLaró ofICIaLmente a Las ofICInas de Casa matrIz y
enap sIpetroL s.a., Como amBIente LaBoraL LIBre de humo de taBaCo.
ProGramas medIoambIentales
En el aspecto medio ambiental, a comienzos de
2007 ENAP entregó a la comunidad de Concón,
la primera fase del Parque Ecológico “La Isla”,
como parte de un programa de protección del
humedal ubicado en la desembocaura del río
Aconcagua, a la vez que la Empresa continuó
ejecutando el plan de remediación de fosas,
tanto en Magallanes como en Ecuador.
Otro hito importante en materia medioambiental
fue el lanzamiento del Plan de Uso Racional de
Humedales, en el cual estuvo presente la consejera
para las Américas de la Convención Ramsar de
Naciones Unidas, Sra. María Rivera. Como parte de
esta iniciativa se realizó un taller internacional en
Punta Arenas, en que participaron expertos nacio-
nales y extranjeros en protección de humedales. En
esa oportunidad, ENAP ratificó su disposición para
proteger el humedal de Bahía Lomas, que tiene
importancia internacional como sitio Ramsar. La
Empresa ha adquirido el compromiso de contribuir
a un Plan de Manejo de dicho humedal, ubicado en
el extremo oriental de isla Tierra del Fuego, frente
al Estrecho de Magallanes.
Cumpliendo con los lineamientos de la Política
de Diversificación Energética, que viene imple-
mentando el gobierno, ENAP continuó desarro-
llando los proyectos de geotermia en el país e
inició los estudios para el desarrollo de biocom-
bustibles de segunda generación, principalmen-
te biodiesel, que potencialmente pueden ser
elaborados a partir de desechos forestales.
reParacIón ambIental y socIal
En mayo de 2007 ENAP enfrentó una emergen-
cia ambiental en la bahía de San Vicente, debido
al derrame de petróleo crudo durante una ope-
ración de descarga a través de un ducto subma-
rino. La Empresa asumió de inmediato su res-
ponsabilidad en el incidente e inició un urgente
plan de remediación ambiental y social en el
área afectada. El Plan de Contingencia aplicado
permitió recuperar completamente el crudo de-
rramado y de inmediato se emprendió un plan
de remediación y compensación a los pescado-
res artesanales y trabajadores de orilla que fue-
ron transitoriamente afectados.
Junto con ello, la Empresa encargó un estudio
a la Universidad de Concepción de la Región del
Bío Bío, para evaluar los impactos ambientales
y sociales del incidente y los procedimientos de
remediación de largo plazo. Además, encargó a
un experto internacional la ejecución de un ser-
vicio de limpieza fina en el litoral afectado, con
la aplicación de una avanzada tecnología de bio-
rremediación, el cual se completó en noviembre
de 2007, y sus resultados fueron efectivos y
evaluados como muy satisfactorios por las au-
toridades ambientales chilenas.
bonos de carbono
En 2007 ENAP dio un paso importante en el
proceso de emisión de bonos de carbono, a
través del proyecto de su filial Enap Refinerías
S.A. en conjunto con la compañía Indura S.A.,
destinado a capturar parte del dióxido de carbo-
no (CO2) que genera la Planta de Hidrógeno de
Refinería Bío Bío, y destinarlo a la producción de
gas industrial en una planta construida por Indu-
ra para tal propósito.El proyecto denominado
“Recuperación de corriente de gases en Planta
de Hidrógeno de Refinería de Bío Bío”, obtuvo la
aprobación por parte de la Junta Ejecutiva del
Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL), de la
convención marco de Naciones Unidas sobre
Cambio Climático. Además, se estableció la me-
todología para elaborar un procedimiento de me-
dición y monitoreo de las reducciones de CO2.
edIFIcIo bIoclImátIco
Durante 2007 ENAP avanzó en la construcción del
primer edificio bioclimático en Punta Arenas, para
albergar las oficinas de la Empresa en esa ciudad.
Por este motivo ENAP obtuvo el máximo galardón
en la categoría “Empresas Públicas” en el concurso
Nacional de Eficiencia Energética, organizado por
el Ministerio de Economía. Entre los beneficios que
aportará este edificio una vez construido, a media-
dos de 2008, está la optimización de las condicio-
nes de temperatura, ventilación e iluminación, lo
que permitirá un ahorro energético del 68%.
calIdad de combustIbles
En 2007 ENAP dio cumplimiento al programa de
mejoramiento continuo de las especificaciones
en gasolinas, en este caso por la disminución del
contenido de azufre, baja de la presión de vapor
en invierno y de los contenidos de aromáticos y
de olefinas que entraron en vigencia en enero.
Todas estas mejoras permiten en conjunto re-
ducir entre 2% y 12% las emisiones generadas
por la combustión de gasolinas; sobre 25% de
las emisiones tóxicas y sobre 20% las emisio-
nes de óxido nitroso (NOx), logrando así una
mejor calidad del aire en el país.
Para el petróleo diesel grado B, a partir de julio de
2007 se presentó una reducción del contenido de
aromáticos policíclicos desde el 15% al 11%.
volver al índIce
51
GestIón c
orPoratIva
Premió el Reporte Social 2006 de
ENAP con el primer lugar
en la categoría “Mejor descripción
global de la Empresa y su gestión
integral de RSE”.
accIón
rse
53
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53
faCtores de rIesGo
NAP participa en la exploración y producción
de hidrocarburos y en las siguientes etapas
de la cadena productiva: refinación, transporte,
almacenamiento y comercialización de los pro-
ductos derivados del petróleo. Una parte subs-
tancial de estas operaciones corresponde a la
refinación y comercialización de sus productos
en Chile, liderando el abastecimiento nacional
con una participación de aproximadamente el
80% del mercado. Además, en los últimos años
ha abierto nuevos mercados para estos produc-
tos en el extranjero, principalmente en países de
América Latina.
ENAP accede regularmente al mercado interna-
cional para el suministro de petróleo crudo y
productos, situación que le permite asegurar el
abastecimiento y los compromisos comerciales,
convenientemente. Como resultado de lo ante-
rior, en 2007 el abastecimiento de petróleo
crudo lo obtuvo mayoritariamente en países de
Sudamérica, Asía y África, siendo los principales
proveedores Brasil, Angola, Azerbaiyán, Ecua-
dor y Perú. Las refinerías de ENAP (Aconcagua,
Bío Bío y Gregorio) cuentan con las instalaciones
necesarias para la recepción y el almacenamien-
to de esta materia prima.
En cuanto a las importaciones de productos
refinados, en 2007 éstas provinieron principal-
mente de Estados Unidos (costa del Golfo de
México), Canadá y Corea del Sur.
El riesgo relevante para el negocio está esen-
cialmente en el margen de refinación, debiendo
enfrentar la empresa las fluctuaciones de pre-
cios en los mercados internacionales de crudo
y de productos, para lo cual se efectúan cober-
turas de tipo zero-cost-collar, con el fin de cubrir
el riesgo de variación del valor del petróleo cru-
do importado entre la fecha de embarque de
éste y la fecha estimada de fijación de precio de
venta de los productos refinados. Las refinerías
de ENAP han continuado ajustando favorable-
mente sus estructuras de costos a la competiti-
vidad de esta industria, y han orientado sus in-
versiones a incrementar tanto su flexibilidad
productiva como la calidad de sus productos.
El tipo de cambio es otro de los factores de riesgo
del negocio, debido a que parte importante de
los ingresos son en pesos y los pasivos en dóla-
res. Este factor se ve minimizado por la política
de cobertura de tipo de cambio a los deudores
por venta, que ha sido implementada a contar de
mayo de 2006 y que se mantuvo vigente durante
todo 2007. Esta política es complementaria con
la de precios de los productos, que está basada
en la paridad de importación indexada en dólares,
situación que se analiza en forma periódica para
mantener una posición competitiva, consideran-
do la libertad de precios y de importación que
existen en Chile.
En el plano de las tasas de interés por los pasivos
financieros, la empresa mantiene una estructura
de deuda financiera en tasa fija (principalmente
bonos de largo plazo), y una de tasa variable
(principalmente créditos bilaterales, créditos sin-
dicados y préstamos de corto plazo como forfai-
ting ). Para mitigar este riesgo ENAP ha realizado
una variedad de derivados de tasa de interés, los
que llevan estos créditos de tasa variable, princi-
palmente LIBOR más un spread, a tasa fija o
semi-fija (fijando la LIBOR o permitiendo flotar
dentro de una banda). Gracias a esto, al 31 de
diciembre de 2007 se tenía el 100% de la deuda
financiera a tasa fija o semi-fija, versus el 85%
que se observó en 2006.
Asimismo, ENAP mantiene una posición en ins-
trumentos derivados de cross currency swap,
correspondiente a la emisión del Bono en el mer-
cado nacional en octubre de 2002, para llevar su
denominación de unidades de fomento (UF) a
dólares de los Estados Unidos, con el fin de mi-
tigar el riesgo a la exposición del tipo de cambio.
De igual manera en julio de 2005 contrató un
cross currency swap para llevar de UF a dólar el
total de los flujos originados por un leasing hipo-
tecario de las oficinas corporativas, a un plazo de
13 años, con vencimiento en 2018.
E
53
GestIón c
orPoratIva
53
volver al índIce
síntesIs de resuLtados
os resultados de ENAP en 2007 estuvieron
determinados principalmente por la situa-
ción del mercado internacional, caracterizada
por el alza sostenida en los precios del crudo y
sus derivados, y por la menor disponibilidad de
gas natural en el país. Este último factor produjo
menores ingresos por ventas de servicios de
transporte y procesamiento de gas natural pro-
veniente de Argentina para el cliente Methanex
en Magallanes, un mayor nivel de importaciones
de diesel destinado a abastecer el sector termo-
eléctrico y un incremento en los costos de refi-
nación, debido al reemplazo del gas natural en
L
* promedio semanal
2007
2006
nuestros procesos por otros combustibles más
caros. De este modo, la utilidad neta de la em-
presa alcanzó a US$ 98 millones, cifra inferior en
6,2% respecto del año anterior.
En el plano internacional, 2007 fue un año de
precios récord para los commodities. El precio
del crudo marcador WTI (West Texas Interme-
diate) alcanzó un máximo histórico promedio
mensual de US$ 94,7 en noviembre de 2007.
Hubo tres factores que incidieron en este au-
mento: (i) el menor crecimiento real versus el
esperado en la producción de países que no
pertenecen a la OPEP, de sólo 600.000 barriles
por día, frente a una creciente demanda; (ii) los
riesgos geopolíticos y, (iii) la reducción de tasas
de interés aplicadas por la Reserva Federal de
Estados Unidos, lo que provocó una devaluación
de su moneda, con el consiguiente encareci-
miento de los commodities en dólares de los
Estados Unidos. Todo lo anterior, contrastado
con un alto nivel de demanda mundial por ma-
terias primas en general y, en particular, por
crudo y productos refinados.
PrecIo crudo WtI us$/bbl*
us$
mIllonesAumentó el patrimonio de
ENAP respecto del 2006,
alcanzando a US$ 990 millones
a diciembre de 2007.
55
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55
sÍntesIs de resUltados
resultado oPeracIonal
El resultado operacional llegó a US$ 199 millo-
nes, lo que significa una reducción de 17,8% en
comparación con 2006, cuyo resultado opera-
cional ascendió a US$ 243 millones. Esta caída
se explica por un menor margen de explotación
de US$ 36 millones y por un aumento en los
gastos de administración y ventas por US$ 7
millones.
El aumento en el gasto de administración y ven-
tas (8,7% respecto de 2006) es reflejo principal-
mente de la revaluación del peso chileno respec-
to del dólar (6,7%). A pesar de los mayores
ingresos por US$ 1.195 millones (15,3%), se
generaron mayores costos de explotación por
US$ 1.232 millones. Este menor margen de
explotación es consecuencia principalmente de:
(i) la reducción en los ingresos de explotación
por concepto de procesamiento y transporte de
gas natural argentino, en aproximadamente
62%, debido a las restricciones en los envíos de
gas natural desde Argentina a las plantas de
Methanex en Magallanes y (ii) estos menores
ingresos se vieron parcialmente compensados
por un mejor margen de explotación obtenido
por el negocio de refinación, que ascendió a
US$ 107 millones, versus el margen de explota-
ción registrado por este negocio en 2006, de
sólo US$ 4 millones como consecuencia del
fuerte impacto que tuvo a fines de ese año la
baja de los precios de productos refinados .
Durante 2007 las refinerías de ENAP se vieron
fuertemente afectadas por los mayores costos
derivados del consumo de combustibles más
caros (propano, butano y diesel), en reemplazo
del gas natural argentino, lo que también signi-
ficó mayores costos logísticos y financieros.
resultado no oPeracIonal
El resultado no operacional experimentó una
menor pérdida de US$ 18 millones (22,5% res-
pecto de 2006), debido a mayores ingresos fuera
de la explotación (US$ 38 millones por recupera-
ción de impuestos y venta de activos) y por un
aumento de la diferencia de cambio (US$ 12 mi-
llones). Lo anterior fue parcialmente contrarres-
tado por un aumento de US$ 37 millones en los
gastos financieros relacionados directamente
con el endeudamiento de corto plazo para cubrir
las necesidades de capital de trabajo, que se re-
lacionan tanto con los mayores precios de las
importaciones de crudo y productos, como con
los mayores volúmenes de importaciones, espe-
cialmente de diesel para reemplazar al gas natural
en la generación eléctrica.
utIlIdad
Descontado el impuesto a la renta de primera
categoría (17%) y los impuestos provenientes
del exterior, la utilidad neta alcanzó a US$ 98
millones al 31 de diciembre de 2007. A su vez,
la utilidad final, descontado el 40% de impuesto
del D.L. 2.398, ascendió a US$ 50 millones a
diciembre de 2007, la cual se encuentra en línea
con la de igual período de 2006, que llegó a US$
51 millones.
ebItda
El EBITDA alcanzó a US$ 430 millones, lo que
representa una baja de 5,9% respecto de 2006,
cuando llegó a US$ 457 millones. Esta situación
refleja el menor resultado operacional obtenido
por ENAP durante 2007, explicado principalmen-
te por los menores ingresos en Magallanes y
mayores costos operacionales como resultado
de la sustitución de gas natural por combusti-
bles más caros para la operación de las refine-
rías. Además, la Empresa debió asumir un
mayor costo logístico y financiero por el incre-
mento de las importaciones de diesel para sus-
tituir el gas natural en la generación eléctrica.
SínteSiS de reSultadoS
Cifras al 31 de diciembre de cada año en millones de dólares
2006 2007
Ingresos de explotación 7.824 9.019
Resultado operacional 243 199
Margen operacional 3,1% 2,2%
Resultado no operacional -80 -62
Utilidad neta* 104 98
EBITDA 456,9 430,1
Margen EBITDA 5,8% 4,8%
* Corresponde a la utilidad neta después de impuesto a la renta (17%) y antes del impuesto del 40% (articulo Nº 2 del DL 2.398)
55
GestIón c
orPoratIva
55
volver al índIce
VariacioneS del balance
Cifras en millones de dólares
2006 2007
Activo Circulante 3.307,4 1. 875,6
Activo Fijo Neto 1.805,4 1.666,6
Otros Activos 327,7 262,8
total actiVoS 5.440,5 3.805,0
Pasivo Circulante 2.852,9 1.325,5
Pasivo Largo plazo 1.597,7 1.540,4
Total Pasivo Exigible 4.450,6 2.865,9
Interés minoritario 0,3 0,2
Patrimonio 989,6 938,9
total PaSiVoS y Patrimonio 5.440,5 3.805,0
actIvos
Los activos totales a diciembre 2007, respecto
a igual período del año anterior, se incrementa-
ron en US$ 1.635,5 millones, lo que representa
un aumento de 43,0%. Este crecimiento se
explica fundamentalmente por el alza de los
activos circulantes, los cuales subieron en
US$ 1.431,8 millones, es decir, 76,3%.
El aumento en los activos circulantes es resul-
tado principalmente del incremento en US$ 728
millones (84,5%) en las existencias, que pasa-
ron de US$ 861 millones en 2006 a US$ 1.589
millones en 2007. Esta alza es el resultado del
aumento en los precios promedio internaciona-
les de los hidrocarburos entre un año y otro y del
mayor volumen de compras y stock, particular-
mente de diesel, comercializado por ENAP en
2007. El incremento de los activos circulantes
también se debió en menor medida al aumento
en los deudores por venta en US$ 310 millones
(46,4%), que llegaron a US$ 977 millones en
diciembre de 2007, lo que también se debió a la
escalada internacional de precios de los hidro-
carburos y al mayor volumen de combustibles
requerido en el país, con el consiguiente incre-
mento en las cuentas por cobrar. Adicionalmen-
te, los impuestos por recuperar se incrementa-
ron en US$ 196 millones (176,6%), lo que se
explica en gran medida por el mayor crédito del
Fondo de Estabilización de Precios de los Com-
bustibles y por el Impuesto a la Renta por recu-
perar de la filial Enap Refinerías S.A.
PasIvos y PatrImonIo
El total de pasivos exigibles se incrementó en
US$ 1.585 millones (55,3%), pasando a US$
4.451 millones en diciembre de 2007, lo que se
explica principalmente por los mayores pasivos
circulantes que aumentaron en US$ 1.527 millo-
nes (115,2%).
El aumento en los pasivos circulantes tiene su
origen principalmente en el incremento en las
cuentas por pagar (US$ 1.481 millones) y en el
aumento de los documentos por pagar (US$ 94
millones). A su vez, esto se debe al incremento
de las operaciones de la compañía y la conse-
cuente necesidad de capital de trabajo, en parte
debido a la mayor demanda interna de combus-
tibles y también al aumento en el precio de és-
tos. Lo anterior fue parcialmente compensado
por una disminución en el pago del impuesto a
la renta (US$ 91 millones), como resultado de
los pagos provisionales mensuales (PPM) efec-
tuados por la filial Enap Refinerías S.A., y que
se refleja como impuesto por recuperar.
Los pasivos a largo plazo aumentaron en US$ 57
millones, registrando un total de US$ 1.598 mi-
llones a diciembre de 2007. Esta alza se explica
principalmente por un aumento de las provisio-
nes a largo plazo (US$ 38 millones), debido a
mayores provisiones de indemnización por años
de servicio de US$ 17 millones; a un aumento
en la provisión de impuesto a la renta por
US$ 12 millones; y al aumento de US$ 7 millo-
nes de la provisión para cubrir los gastos futuros
de remediación medioambiental.
La deuda financiera de ENAP aumentó en
2,7%, lo cual se debió a la valorización de los
bonos con vencimiento en octubre de 2012,
emitidos en UF.
El patrimonio de ENAP aumentó en US$ 51
millones (5,4%), alcanzando a US$ 990 millo-
nes a diciembre de 2007, producto básicamente
de la utilidad final obtenida en el año de US$ 50
millones. En 2007 se incrementó la cuenta
Capital Pagado en US$ 56 millones (6,4%),
debido a capitalizaciones realizadas durante el
año y que fueron autorizadas por el Ministerio
de Hacienda.
57
56
volver al índIce
57
l Fisco de Chile, a través del Ministerio de
Hacienda, puede ordenar el traspaso a ren-
tas generales de la Nación anticipos y/o utilida-
des generadas por ENAP, de acuerdo con lo
establecido en el artículo 29 del Decreto Ley
1.263/75.
Durante 2007 no hubo traspaso de utilidades de
ENAP al Fisco. El programa de retiro de utilida-
des, que originalmente estaba considerado para
ser efectuado en diciembre, que alcanzó a
US$ 45,3 millones, fue suspendido mediante el
Decreto Nº 1.686, del 18 de diciembre de 2007
del Ministerio de Hacienda.
utILIdad dIstrIBuIBLe
E Adicionalmente, este Ministerio autorizó me-
diante el Oficio Nº 1.272, del 28 de diciembre
del mismo año, que dichos recursos se compen-
sen con los siguientes conceptos:
Con los saldos acumulados al 30 de junio de >
2007 a favor de ENAP que presenta el Fondo
de Estabilización de Precios de Combustibles
Derivados del Petróleo, creado por Ley Nº
20.063 y prorrogada por la Ley Nº 20.115, los
cuales totalizan US$ 38 millones (históricos)
al 30 de junio de 2007.
Con la capitalización de hasta US$ 5 millo- >
nes, destinado a financiar la construcción del
coGeneradora en concón
La ComIsIón reGIonaL deL medIo amBIente (Corema)
de vaLparaíso aproBó eL 22 de oCtuBre de 2007
eL proyeCto de ConstruCCIón de La CentraL de
CICLo ComBInado que proporCIonará autonomía
eLéCtrICa y vapor a refInería aConCaGua, así Como
eLeCtrICIdad aL sIstema InterConeCtado CentraL.
eL proyeCto Lo ImpuLsan enap y empresas CopeC.
Gasoducto Pecket-Esperanza, en la Región
de Magallanes; y
La diferencia de US$ 2,1 millones se mantie- >
ne como saldo a favor del Fisco.
Por otra parte, se realizó la capitalización del
100% de las utilidades netas obtenidas por ENAP
en 2006, que alcanzaron a US$ 50,8 millones, en
razón de haber enterado al Fisco el 14% de ren-
tabilidad sobre patrimonio comprometido en la
política de dividendos vigente, a través del pago
de impuestos a la renta normado en el Artículo 2
del Decreto Ley Nº 2.398 (40%) y de dividendos
a enterar en los años siguientes.
57
GestIón c
orPoratIva
57
volver al índIce
través del Oficio Nº 25, del 11 de agosto de
2005, el Ministerio de Hacienda estableció
una política de capitalización de utilidades netas
para los próximos cinco años, a partir del ejerci-
cio contable 2006, que se rige por la regla que
se resume a continuación:
ENAP debe traspasar al Fisco un monto mínimo
de recursos, ya sea como Impuesto a la Renta
por aplicación del DL Nº 2.398, y/o como antici-
po de utilidades, de acuerdo con el siguiente
mecanismo:
diVidendoS PaGadoS al FiSco
utilidad definitiva del ejercicio anterior
anticipo de utilidades del ejercicio
total de traspasos
mmuS$ mmuS$ mmuS$
2007 0,0 0,0 0,0
2006 56,4 0,00 56,4
2005 0,00 0,00 0,00
2004 1,97 95,33 97,30
2003 14,36 146,14 160,50
2002 2,34 70,02 72,35
2001 0,62 59,79 60,41
2000 18,28 62,32 80,60
poLítICa de dIvIdendos
Si la utilidad1 es inferior al 14% de rentabilidad sobre patrimonio2: 100%
Si la utilidad1 es superior al 14% de rentabilidad sobre patrimonio2:
Por el monto que no exceda el 14%: 100%
Por el monto que exceda el 14%: 50%
(1) Corresponde a la utilidad calculada después del derecho de explotación, de impuestos en el exterior y del Im-
puestos a la Renta de 17% y antes del impuesto a la renta del 40%, establecido en el DL Nº2.398, según los Estados
Financieros Consolidados y auditados de ENAP, en dólares de los Estados Unidos, al 31 de diciembre de cada año.
(2) Corresponde al patrimonio total, según los Estados Financieros Consolidados y auditados de ENAP, en dólares
de los Estados Unidos, al 31 de diciembre de cada año.
A Sin embargo, con fecha 28 de diciembre de
2007, el Ministerio de Hacienda, a través de
Oficio Nº 1.272, suspendió transitoriamente, por
el período 2007, la política de traspaso de utili-
dades de ENAP al Fisco. Al mismo tiempo, dejó
sin efecto, transitoriamente para dicho año, el
traspaso de utilidades a todo evento, para com-
pletar el 14% de rentabilidad sobre el patrimonio
con utilidades retenidas de períodos anteriores.
Esta suspensión de la política de dividendos vi-
gentes, se estableció con el fin de entregar una
señal de apoyo hacia el sistema financiero nacio-
nal e internacional y a las clasificadoras de riesgo,
en atención al rol de soporte energético que debió
desarrollar ENAP en el transcurso de 2007.
Adicionalmente, el citado Oficio autorizó suspen-
der temporalmente la política de traspaso del
100% de los dividendos anuales de las filiales a
ENAP, para los ejercicios 2006 y 2007.
volver al índIce
59
58
volver al índIce
GestIón c
orPoratIva
propIedades y equIpos
NAP desarrolla sus actividades empresaria-
les en las siguientes propiedades:
Santiago: > Pisos 7 al 14 del edificio Torre Vi-
tacura, ubicado en Avenida Vitacura 2736,
Las Condes. Estos pisos están sujetos a un
contrato de leasing, y se alojan en ellos la
Casa Matriz, con la Gerencia General, geren-
cias corporativas y de sus Líneas de Nego-
cios, y las oficinas de la filial Enap Sipetrol
S.A. Asimismo, diversas áreas de la compa-
ñía ocupan los pisos 4 y 5 del edificio Mala-
sia, ubicado en calle Tajamar 183, Las Con-
des, sujeto también a un contrato de
leasing.
Concón: > ENAP es dueña de varios predios al-
rededor de Refinería Aconcagua y su objetivo
es dar seguridad a las operaciones de ésta.
Además, cuenta con las siguientes instalaciones
para realizar su actividad industrial:
maGallanes
En Magallanes ENAP posee campamentos de
producción e instalaciones de servicios en Cerro
Sombrero y Cullen, en isla de Tierra del Fuego;
y en Posesión, Gregorio, Cabo Negro-Laredo y
comuna de Punta Arenas, en el continente.
Asimismo, tiene concesiones para la explora-
ción y explotación de yacimientos de petróleo y
gas natural en esta Región, las cuales se en-
cuentran distribuidas geográficamente en tres
áreas: isla Tierra del Fuego, continente y aguas
del Estrecho de Magallanes.
La empresa cuenta con una extensa red de oleo-
ductos, gasoductos y poliductos en la Región de
Magallanes (aproximadamente 3.000 kilóme-
tros), con sus respectivas servidumbres. Estos
ductos transportan crudo y gas natural desde las
áreas de producción hasta las plantas de proce-
samiento de gas, la refinería, terminales y puer-
tos de almacenamiento y distribución, tanto en
isla Tierra del Fuego como en el continente.
Sus instalaciones industriales abarcan también
plantas de procesamiento de gas en Cullen y
Posesión, una planta de fraccionamiento en
Cabo Negro y la Refinería y Terminal Gregorio;
un Complejo Portuario y astillero en el Parque
Industrial de Cabo Negro y Laredo; y dos edifi-
cios administrativos en la ciudad de Punta Are-
nas, uno de ellos en construcción con caracte-
rísticas de edificio bioclimático.
FIlIal enaP sIPetrol s.a.
La filial internacional de ENAP, Enap Sipetrol
S.A., cuenta con los siguientes activos:
Argentina: Participación en los bloques del Área
Magallanes (50%), CAM 2 A Sur (50%); Pampa
del Castillo (100%); y Campamento Central
(50%). A su vez, en faenas de exploración en te-
rritorio argentino participa en los bloques La Inver-
nada (50%), y E2 (33,3%) (ex CAM 1 y CAM 3).
Ecuador: ENAP, a través de su filial internacional
Enap Sipetrol S.A. tiene contratos con Petropro-
ducción y contratos de servicios específicos
para el desarrollo y producción de petróleo cru-
do en los campos Mauro Dávalos Cordero
(MDC) y Paraíso, Biguno y Huachito (PBH), de
la Región Amazónica Ecuatoriana, cuya opera-
ción está a cargo de la Sucursal Sipec.
Egipto: La filial Enap Sipetrol S.A., Sucursal
Egipto, participa en actividades de exploración
y producción en los bloques North Bahariya
(50%), East Ras Qattara (50,5%), Rommana
(40%) y Sidi Abd El Rahman (30%).
Irán: En este país Enap Sipetrol S.A. desarrolla
actividades de exploración en el bloque Mehr, con
una participación de 33%.
En las mencionadas actividades de exploración
y producción de hidrocarburos en el exterior,
Enap Sipetrol S. A. cuenta con equipos y maqui-
narias propias de la industria.
E59
61
60
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61
acuerdo con Pdvsa
Con La presenCIa de Los presIdentes de ChILe, mICheLLe BaCheLet y
de venezueLa, huGo Chávez, enap y pdvsa fIrmaron eL 18 de aBrIL de
2007 un aCuerdo para La ejeCuCIón deL estudIo de CuantIfICaCIón
y CertIfICaCIón de reservas de Los yaCImIentos exIstentes en eL
“BLoque 5”, deL área ayaCuCho, en eL estado anzoáteGuI, de La faja
petroLífera deL orInoCo, Cuya extensIón es de 850 kILómetros
Cuadrados.
Contratos Con proveedores y CLIentes
contratos con Proveedores
En 2007 las refinerías de ENAP cubrieron sus
requerimientos de petróleo en su mayor parte
con importaciones provenientes de 20 países,
dependiendo de las condiciones de precio y de
calidad del crudo. Sólo el 1,3% de estos reque-
rimientos fueron cubiertos por los yacimientos
nacionales que se ubican en Magallanes. Las
compras de crudo se realizaron principalmente
a partir de licitaciones internacionales y contra-
tos con compañías internacionales y a través
de compras en el mercado spot. Los principa-
les proveedores fueron Sonangol, Chevron
Texaco, Petrobras, Pluspetrol, PDVSA, BP Oil,
Shell, Cargill International, Glencore, Trafigura,
Total, YPF y Enap Sipetrol S.A, filial internacio-
nal de ENAP.
contratos con clIentes
Los combustibles que produce ENAP y las par-
tidas que importa para satisfacer la demanda
nacional son vendidos a las compañías distribui-
doras que operan en el país, a través de contra-
tos suscritos con éstas.
De este modo, en 2007 ENAP abasteció aproxi-
madamente el 80% del mercado nacional de
combustibles, lo que equivale a 15,1 millones de
metros cúbicos (259.600 barriles/día). Las ventas
en el mercado interno las hizo ENAP a través de
contratos suscritos con distribuidoras mayoristas:
Copec, Shell, Esso, Repsol YPF, JLC S.A. y otras
menores.
Junto con lo anterior, en 2007 continuó vendien-
do parte de su producción en los mercados re-
gionales, particularmente de Perú, Ecuador y
Centroamérica, con exportaciones por 1,8 millón
de metros cúbicos, cifra que representa una baja
de 33%, respecto a lo exportado en 2006.
61
GestIón c
orPoratIva
61
volver al índIce
NAP y sus filiales, Enap Refinerías S.A. y Enap
Sipetrol S.A., mantienen contratos de seguros
para dar cobertura a sus bienes físicos, existencias,
perjuicios por paralización, transporte marítimo de
crudos y productos, y de responsabilidad civil.
Entre los principales contratos suscritos por
ENAP y filiales en 2007 se cuentan: seguro por
instalaciones, responsabilidad civil y para trans-
porte de crudos y productos, con las compañías
E Interamericana Compañía de Seguros Generales
S.A. y Compañía de Seguros Generales Penta
Security S.A.; seguros de servicios menores
(incendio en planes habitacionales y accidentes
personales), con las compañías Royal & Suna-
lliance Seguros S.A. y BCI Seguros Generales
S.A.; seguros de vida y salud catastróficos para
ejecutivos y trabajadores con BICE Vida Compa-
ñía de Seguros S.A.; y para fletamento de naves,
con el reasegurador West of England.
seGUros
acuerdo con Petrobras
enap y petroBras fIrmaron eL 26 de aBrIL de 2007 un aCuerdo de
CooperaCIón para eL estudIo Conjunto de proyeCtos y neGoCIos
deL seCtor de hIdroCarBuros y de enerGía en BrasIL, ChILe y otros
países. en partICuLar, se ContempLan estudIos reLaCIonados Con
BIoComBustIBLes, Gas naturaL LICuado y La expLoraCIón petroLera
en amBos países y en La pLataforma deL paCífICo. eL doCumento fue
susCrIto por eL Gerente GeneraL de enap, enrIque dávILa aLveaL, y
eL presIdente de petroBras, josé serGIo GaBrIeLLI de azevedo, en eL
marCo de La vIsIta de estado que reaLIzó a ChILe eL presIdente de
BrasIL, LuIz InaCIo da sILva.
volver al índIce
63
62
FIlIal enaP reFInerías s.a.
Esta filial cuenta en sus dos Refinerías, Aconca-
gua y Bío Bío, con instalaciones industriales para
la refinación de petróleo crudo, procesamiento
de productos intermedios, mejoramiento de la
calidad de los productos, plantas de tratamien-
tos, terminales marítimas para la recepción de
petróleo crudo y entrega de productos y otras
instalaciones industriales. Además, cuenta con
estanques e instalaciones para el almacena-
miento y entrega de productos ubicados en
Maipú, San Fernando y Linares. A continuación
se detallan las propiedades y equipos de las
Refinerías dependientes de esta filial.
reFInería aconcaGua
En esta Refinería las principales plantas de pro-
cesamiento de crudos y cargas complementarias
son: Topping y Vacío I, Topping y Vacío II, Visbrea-
king, Cracking Catalítico, Reformación Continua,
Hidrocracking Suave (dos plantas), Hidrodesulfu-
rización de diesel y de gasolina, Alquilación, Plan-
ta de Solventes, Planta de ácido sulfúrico, Planta
de Isomerización, Planta de DIPE (copropiedad
con Éteres y Alcoholes S.A.), Planta de Azufre
(copropiedad con Petrosul S.A.) y Planta de Hi-
drógeno (propiedad de AGA).
Además, existen plantas de tratamiento Merox
para gasolinas, kerosenes y solventes, instala-
ciones de tratamiento de gases y aguas aceito-
sas, planta de suministros, sistema cerrado de
agua de refrigeración; sistema de antorchas,
oleoductos de la Refinería al Terminal Marítimo
de Quintero; instalaciones de cañerías internas
de zonas de estanques a plantas procesadoras
y de estas plantas a estanques de productos
intermedios y finales; zona de bombas para en-
viar productos desde la Refinería; Terminal Ma-
rítimo en Quintero con estanques de crudo y
productos, zonas de bombas y cuatro fondeade-
ros, incluyendo uno de tipo monoboya para
barcos Suezmax; Laboratorio Químico; Patio de
carga de camiones; instalaciones para el perso-
nal del Cuerpo de Bomberos; Cuartel para el
Cuerpo de Bomberos para turnos de 24 horas;
carros bombas, equipos y elementos para com-
batir incendios; talleres especializados de man-
tenimiento y reparación de todas las plantas;
equipos eléctricos de emergencia a base de
combustible diesel y gas; y sistema de interco-
nexión de gas natural para ser utilizado como
combustible en calderas y generar vapor.
La empresa posee las siguientes propiedades
inmuebles en Concón: Predio Avenida Borgoño
25777, destinado a la industria, Lote C-9 Campo
Deportivo; Lotes S-Sonacol, industria; Lote E7/
B6, sitio eriazo; Dos Norte Lote R-1, industria;
Vía 2 a 5, Lote E7/B1, sitio eriazo; Calle 2 Norte,
Lote R-3, industria; Tierra del Fuego esquina
Magallanes, salud; Lote 16 PC14 A1, Mantagua,
sitio eriazo; Vía 2 a 5, Lote R-5, sitio eriazo; Ca-
mino Particular ERSA Aconcagua, Lote R-4, sitio
eriazo; Dos Norte 1015, Lote H-4, sitio eriazo;
Barros Borgoño 25175, Rotonda Concón, Lote
1, oficinas; Parcela 1 Lote 1 camino interior,
Fundo Colmito, Parcela 1 Pozo 23, sitio eriazo;
Parcela 1 Lote 2 Camino interior, Fundo Colmito,
Parcela 1 Pozo 25, sitio eriazo. Además, posee
el estacionamiento 152, en calle Blanco 625
Valparaíso; y otros dos en Avenida Manantiales
LT 3B, y ST 420.
En la Comuna de Quintero las propiedades de
Enap Refinerías S.A. son: Camino Quintero
5245, Avda. Tres Marías Lote 117 (sitio eriazo);
Camino Quintero 5245, Avda. Tres Marías Lote
172 (sitio eriazo); y Vía 56 Costanera Turística
Quintero (sitio eriazo).
reFInería bío bío
En Refinería Bío Bío las principales plantas de
procesamiento de crudos y cargas complemen-
tarias son: Topping y Vacío I, Topping y Vacío II,
Visbreacking, Cracking Catalítico, Reformación
Catalítica Continua, Etileno, Hidrotratamiento de
Diesel 1, Hidrotratamiento de Diesel 2, Hidrocrac-
king, Saturación de Benceno, Izomerización,
propIedades y eqUIpos
KIlómetrosEs la extensión de oleoductos
y gasoductos que ENAP posee
en Magallanes para realizar sus
actividades productivas.
GestIón c
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63
Separadora y Purificadora de Propileno, Planta de
Hidrógeno CHT (propiedad de BOC Chile S.A.),
Coquización Retarda (Coker), Hidrotratamiento
de Diesel (HDT) propiedad de Petropower Ener-
gía Limitada, Planta de Hidrógeno Bío Bío, copro-
piedad con Sigdo Koppers S.A, Planta de Hidro-
cracking Suave de gas oil (MHC) copropiedad
con Técnicas Reunidas y Ferrostaal.
También existen plantas de tratamiento como
las de Merox de kerosene, gasolina y gas licua-
do, Planta de Sulfhidrato de Sodio, Recuperado-
ra de Azufre, Tratamiento de Gases, Tratamiento
de Aguas Ácidas, Tratamiento de Aguas Aceito-
sas, Desulfurizadora de Diesel, Suministros de
agua de refrigeración, vapor y energía eléctrica,
estanques para almacenamiento de petróleo
crudo, productos intermedios y finales.
Otras instalaciones industriales son los oleoduc-
tos para transportar productos terminados des-
de la Refinería hasta la ciudad de San Fernando,
que se conecta con el oleoducto de Sonacol
(San Fernando -Maipú) y estaciones de bombeo
en Refinería Bío Bío, Chillán y Molina; oleoduc-
tos desde la Refinería al Terminal Marítimo de
San Vicente para el transporte de petróleo crudo
y productos terminados; cañerías internas des-
de las zonas de estanques a las plantas proce-
sadoras y de estas plantas a estanques de pro-
ductos intermedios y finales; gasoducto para la
recepción y entrega de gas licuado; motobom-
bas para enviar productos desde la Refinería a
San Fernando y San Vicente; motobombas en
San Vicente para embarques de productos por
vía marítima y recepción de crudos importados
por la misma vía marítima; laboratorio químico;
instalaciones y cuartel para la Brigada de Res-
puesta a Emergencias que opera con trabajado-
res voluntarios de planta; talleres especializados
para atender el mantenimiento y reparaciones
de todas las plantas; equipos eléctricos de
emergencia que funcionan con diesel y gas na-
tural y sistema de interconexión de gas natural
para ser utilizado como combustible en calderas
y hornos (generación de vapor).
En la Octava Región Enap Refinerías S.A. cuenta
con las siguientes propiedades: Terreno de Refi-
nería, predio ubicado en Camino a Lenga 2001,
Hualpén, destinado a la industria; Terminal San
Vicente: inmueble y Lote A-1 Talcahuano; Terreno
Bocatoma Bío Bío ubicado en la comuna de Hual-
pén; Cerro Las Pulgas destinado a área de estan-
ques, también ubicado en Hualpén; Resto Lote
C y Lote A1, ambos terrenos vecinos a la Refine-
ría; terminal de Bombeo en Chillán, Lote 7 Ruta
5, km. 412 Chillán; Terminal de Bombeo Molina,
ubicado en Talca; Hijuela Rucalhue, comuna San
Pedro de la Paz (sitio eriazo) y terreno en el Ce-
menterio General de Talcahuano usado en insta-
lac iones para protección catódica del
oleoducto.
dePartamento de almacenamIento
y oleoductos
La filial Enap Refinerías S.A. posee instalaciones
industriales en las plantas ubicadas en Maipú,
San Fernando y Linares, correspondientes a su
Departamento de Almacenamiento y Oleoduc-
tos (DAO), que cuentan con estanques para el
almacenamiento de combustibles líquidos (pe-
tróleo diesel, gasolina y kerosene) y gas licuado
de petróleo (GLP); líneas de interconexión con
estanques de terceros y/o con oleoductos, plan-
tas de envasado de gas licuado, islas de car-
guíos a camiones y, en general, con todos los
equipos y sistemas que permiten desarrollar en
óptimas condiciones sus faenas.
Además, esta filial posee las siguientes propie-
dades inmuebles industriales en Maipú: Av. 3
Poniente Nº 800 (Camino a Melipilla altura
15.500); San Fernando: Camino a Puente Negro
S/N; y en Linares, ex Fundo San Gabriel de
Longaví.
caPItalIzacIón de utIlIdades
en mayo de 2007 eL mInIsterIo de haCIenda autorIzó a
enap para CapItaLIzar eL 100% de Las utILIdades fInaLes deL
ejerCICIo 2006, que asCendIeron a La suma de us$ 51 mILLones.
esta deCIsIón deL GoBIerno sIGnIfICó un apoyo a La GestIón
de La empresa, en reLaCIón a su pLan de InversIones y aL roL
que tIene enap Como soporte enerGétICo deL país.
65
64
volver al índIce
65
n Magallanes ENAP tiene presencia a través
de sus dos líneas de negocios: Exploración
y Producción (E&P) y Refinación y Logística
(R&L). En el ejercicio 2007, el resultado consoli-
dado de ambas líneas alcanzó los US$ 109,9
millones.
línea de exPloracIón y ProduccIón
En 2007 la Línea de E&P continuó profundizan-
do su estrategia de optimización de sus yaci-
mientos productivos y, al mismo tiempo, de
exploración de gas natural y desarrollo de nue-
vos negocios.
Esta Línea avanzó en el desafío de encontrar y
certificar nuevas reservas de hidrocarburos, a
través del desarrollo de un nuevo modelo explo-
ratorio que incluye tres nuevas áreas geológicas
con potencial gasífero: Cretácico, Terciario y el
modelo de Gas de Carbones.
La actividad del modelo Cretácico se ubica en
Isla Tierra del Fuego, a una profundidad de entre
3.500 y 4.500 metros. En el área Intra-Campos
se logró un avance en la sísmica 3D del 65% del
total de 1.000 kilómetros cuadrados (km2) que
serán explorados. También se avanzó en la in-
terpretación de los datos conducentes a la defi-
nición de los primeros pozos exploratorios.
enap en maGaLLanes
Por otra parte, en el proyecto Arenal, ubicado
en la Península Espora, se inició el trabajo de
topografía conducente a una nueva campaña
sísmica 3D que abarcará una superficie aproxi-
mada de 1.000 km2.
Para estudiar la factibilidad de explotación de los
tres pozos perforados en el área de Lago Mer-
cedes, se contrataron los servicios de asesoría
de la compañía Fracture Technology, especiali-
zada en métodos de explotación, ya que el re-
servorio resultó ser de mayor tamaño y más
complejo que lo esperado.
En el proyecto Terciario, en 2007 se realizó la
perforación de los seis pozos planificados en el
área continental, con profundidades de entre
700 y 2.500 metros.
A su vez, las pruebas de producción del pozo
exploratorio Palenque 1, en el bloque Dorado-
Riquelme, ubicado a 140 kilómetros al noreste
de Punta Arenas, fueron positivas y permitie-
ron confirmar la comercialidad del hallazgo de
gas natural. Este descubrimiento se realizó en
un área donde no había pozos perforados ante-
riormente y correspondió al primer descubri-
miento comercial de gas natural en la región
después de 15 años.
La campaña de 2007 fue exitosa debido a que
tres de los seis pozos perforados presentaron
producción continua de gas (Palenque 1, Palen-
que 2 y Palenque Oeste 1); dos fueron abando-
nados (Baqueano 1 y Boleadoras 1); y uno que-
da pendiente por evaluación (Rebenque 1).
Respecto al Proyecto Gas de Carbones, que
consiste en la extracción del gas presente en
yacimientos carboníferos a una profundidad de
entre 500 y 1.500 metros, en junio de 2007 la
empresa Schlumberger entregó un informe in-
dicando la conveniencia de seguir con las si-
guientes etapas del proyecto. La fase siguiente
consiste en realizar un plan piloto de perforación
de pozos.
lIcItacIón de ceoP
Uno de los hechos más relevantes ocurridos en
2007 en el plano de E&P en Magallanes, fue la
exitosa conclusión del proceso de licitación in-
ternacional de diez bloques para exploración en
la Región de Magallanes, a través de Contratos
Especiales de Operación Petrolera (CEOP).
Este proceso lo llevó a cabo el Ministerio de
Minería, con la asesoría técnica de ENAP. De
esta forma, el 15 de noviembre se anunció la
adjudicación a cinco empresas extranjeras, al-
E
PremIo eFIcIencIa enerGétIca
eL máxImo GaLardón en La CateGoría empresas púBLICas oBtuvo enap maGaLLanes
en eL ConCurso naCIonaL de efICIenCIa enerGétICa, orGanIzado por eL mInIsterIo de
eConomía. Con este GaLardón, entreGado eL 14 de novIemBre de 2007, se reConoCe
La ImportanCIa deL proyeCto deL edIfICIo BIoCLImátICo que La empresa Construye
en punta arenas.
65
GestIón c
orPoratIva
65
volver al índIce
gunas en alianza con ENAP, de nueve bloques
exploratorios en Magallanes.
De los nueve bloques adjudicados, seis serán
operados exclusivamente por las empresas o
consorcios que resultaron ganadores: Otway
(Total S.A.), Tranquilo (IPR-Manas), Russfin
(Apache), Brótula, Isla Magdalena y Porvenir (los
tres adjudicados a Greymouth). En los tres blo-
ques restantes, las empresas ganadoras partici-
parán en sociedad con ENAP: Coirón (Pan Ame-
rican Energy), Caupolicán (Greymouth) y Lenga
(Apache).
Las empresas ganadoras se comprometieron a
invertir un mínimo de US$ 102 millones en sís-
mica y perforación de pozos durante la primera
de las tres fases de exploración contempladas
en los CEOP. Esta primera fase tiene una dura-
ción de 36 meses, mientras que las dos siguien-
tes, que contemplan inversiones mínimas por
US$ 92 millones y US$ 72 millones, respectiva-
mente, se prolongarán por un período de 24
meses cada una.
En caso de que haya éxito exploratorio, este pro-
ceso debiera incidir favorablemente en la conse-
cución de mayores grados de diversificación y
autonomía energéticas para la región y el país.
En el ámbito de las actividades de optimización
de la producción, en 2007 se logró aumentar el
caudal de gas disponible, en especial con la
adecuación de los yacimientos Calafate, Tres
Lagos y Cullen. Esto gracias a la instalación de
un turbo-compresor en esta última localidad.
También incidió en el aumento del caudal produc-
tivo de gas el proyecto Gas Express, consistente
en la intervención de pozos antiguos en isla Tierra
del Fuego y continente, así como la aplicación de
tecnología capilar y la construcción del Gasoduc-
to Cullen–Batería Recepción Catalina, que ha
permitido optimizar el transporte de gas desde la
isla hacia el continente.
Las acciones antes mencionadas han implicado
una inversión anual cercana a los US$ 100 millo-
nes, una de las más altas realizadas por ENAP en
la región en las últimas décadas.
En resumen, la Línea de E&P logró el cumplimien-
to del 92% de la meta financiera de su cartera de
inversiones; y el 95% en el avance físico de los
proyectos. En tanto que el resultado alcanzó los
US$ 65,4 millones, cifra que equivale al 83% por
sobre el Plan Anual de Gestión de 2007.
línea de neGocIos de reFInacIón
y loGístIca
Durante el año, esta Línea de Negocios de
ENAP en Magallanes continuó con la exporta-
ción de combustibles al sur de Argentina, mien-
tras el mercado regional se vio plenamente
abastecido por la producción de la Refinería
Gregorio y la Planta Cabo Negro.
Refinería Gregorio cumplió con el desafío de
conseguir el crudo necesario para operar, en el
contexto de la interrupción de la producción de
crudo del Área de Magallanes, teniendo que
reemplazarlo éste por otros crudos procedentes
de distintos países que llegaron vía marítima a
la terminal portuaria de Gregorio.
Esta Línea de Negocios de ENAP mantuvo en
2007 el liderazgo en la entrega de gas licuado
en la Cuenca Austral, ya que la mayoría de este
combustible que se produce en la zona se em-
barca en Cabo Negro hacia el norte del país y a
mercados externos.
La cartera de inversiones de la Línea de Refina-
ción y Logística obtuvo un avance cercano al
70%, respecto del Plan Anual de Gestión, tanto
en lo físico como financiero. Su resultado fue de
US$ 44,5 millones, superando lo establecido en
el Plan Anual de Gestión.
El Ministerio de Minería, con el apoyo
técnico de ENAP, realizó un exitoso
proceso de licitación internacional.
Se adjudicaron 9 bloques de
prospección de hidrocarburos
en Magallanes
ceoP
67
66
volver al índIce
67
enap en maGallanes
Pozo Palenque 1
Las prueBas de produCCIón deL pozo expLoratorIo
paLenque 1, uBICado a 140 kILómetros aL noreste de punta
arenas, fueron posItIvas y permItIeron ConfIrmar La
ComerCIaLIdad deL haLLazGo de Gas naturaL. este fue eL
prImer desCuBrImIento ComerCIaL de Gas naturaL en La
reGIón, después de quInCe aÑos.
dIaloGo estratéGIco
En el ámbito de la gestión participativa, en 2007
se profundizó el diálogo entre la Administración
y los representantes sindicales, tomando como
eje estratégico la identificación de nuevas opor-
tunidades de negocios para el desarrollo de
ENAP en Magallanes.
El renovado énfasis exploratorio de gas y el pú-
blico interés que ha despertado esta materia,
tanto para el Estado como para las empresas
petroleras internacionales, ha llevado a la Admi-
nistración y a los trabajadores (a través de sus
representantes sindicales), a mantener este rele-
vante diálogo estratégico en el marco del Comité
Local del Proyecto Común de Empresa.
ProyeccIón a la comunIdad
ENAP dio pasos significativos durante 2007 en
su gestión de Responsabilidad Social Empresa-
rial (RSE) hacia la comunidad y el medio ambien-
te de Magallanes.
En lo social, concretó una importante alianza con
Methanex, para apoyar el Programa Quiero Mi
Barrio, del Ministerio de Vivienda y Urbanismo.
Por otra parte, logró el primer lugar en el Carna-
val de Invierno de Punta Arenas, con la repre-
sentación del Circo del Fin del Mundo. Además,
logró producir la serie de televisión, “Quiero mis
ríos patagónicos”, emitida a través de ITV
Patagonia.
A su vez, ENAP continuó colaborando con el
Consejo Regional de la Cultura y las Artes de
Magallanes, en la promoción de actividades
artísticas, a través del Programa Acceso Regio-
nal a la cultura y de la Fiesta Chile+Cultura.
En 2007 ENAP aportó US$ 5,9 millones al Fon-
do de Desarrollo de Magallanes (Fondema).
Estos recursos son administrados por el Gobier-
no Regional y benefician directamente a la co-
munidad magallánica.
medIo ambIente
En el plano ambiental, se avanzó en las acciones
de sustentabilidad del Humedal de Bahía Lo-
mas, el segundo sitio Ramsar más austral del
mundo. Esto sobre la base del convenio de co-
laboración vigente entre ENAP y la Comisión
Nacional de Medio Ambiente (Conama) de la XII
Región. Respecto de este tema, los días 29 y 30
de noviembre de 2007 ENAP y Conama XII Re-
gión organizaron el seminario “Desafíos y Pers-
pectivas para el manejo del Sitio Ramsar Bahía
Lomas”, en Punta Arenas. Asistieron expertos
nacionales y extranjeros.
67
GestIón c
orPoratIva
67
volver al índIce
línea de negociosexploración y producción
síntesis de resultados >
Producción de Petróleo y gas >
actividades exPloratorias en chile >
actividades de geotermia >
medioambiente y resPonsabilidad social >
enaP siPetrol s.a > .
volver al índice
71
70
volver al índice
exPloración y
Producción
71
Línea de negocios de expLoración y producción
a Línea de Negocios de Exploración y Pro-
ducción (E&P) de ENAP está orientada a las ac-
tividades del sector upstream de la industria pe-
trolera. Su objetivo principal es la agregación de
valor asociado a la incorporación de reservas de
hidrocarburos, mediante la exploración y explota-
ción de yacimientos de petróleo y gas. Adicional-
mente, esta Línea es responsable de la gestión
de los activos de geotermia de la compañía.
En 2007, la Línea de Negocios E&P realizó acti-
vidades de exploración en búsqueda de nuevos
yacimientos y operó sus yacimientos en explo-
tación en la zona austral de Chile. A través de la
filial Enap Sipetrol S.A., realizó actividades de
exploración y producción en Argentina, Ecuador
y Egipto. Estos países están definidos como
áreas foco en el Plan Estratégico de Negocios.
Los resultados de la gestión 2007 de la Línea de
E&P se resumen en los siguientes hitos:
En Chile:
En 2007 esta Línea de Negocios terminó la >
adquisición de información sísmica 3D en un
área de 1.800 km2, en los bloques Dorado y
Riquelme. Se identificaron durante la fase de
interpretación la existencia de varias estruc-
turas de gas, perforándose un total de seis
pozos exploratorios, de los cuales, al término
del año, tres demostraron la existencia de
gas natural en cantidades que permiten su
comercialización.
En la zona austral de Chile, finalizó la perfora- >
ción del pozo exploratorio de delimitación
LM-3, en el Bloque Lago Mercedes, el cual
tuvo descubrimientos de gas y condensado
en la formación Springhill y Basamento, incre-
mentándose la estimación del volumen de
recursos de hidrocarburos del yacimiento.
Durante la fase de pruebas de este pozo y del
pozo LM-2, perforado durante 2006, se con-
cluyó en la necesidad de realizar estudios
especializados para determinar la manera de
explotar comercialmente el área. Para este
fin, se contactó a la compañía petrolera ale-
mana Wintershall, de amplia experiencia en la
explotación de yacimientos con producción
L retrograda, con la cual se acordaron los térmi-
nos de una acuerdo de estudio conjunto que
finalizaría con una propuesta para la explota-
ción de Lago Mercedes. Este acuerdo fue
firmado el 2 de enero de 2008, constituyén-
dose de inmediato los equipos de trabajo.
La Línea E&P colaboró con el Ministerio de >
Minería de Chile, en el proceso de licitación
internacional de diez bloques de exploración
en la región de Magallanes, el que concluyó
exitosamente con la adjudicación de nueve
bloques a cinco compañías internacionales,
con las que el Estado suscribirá el correspon-
diente Contrato Especial de Operación Pe-
trolera (CEOP). ENAP participará asociado
con el 50% en los bloques de exploración
Coirón, Caupolicán y Lenga.
ENAP y Methanex lograron acordar los tér- >
minos finales de un Memorando de Entendi-
miento para la firma de un Contrato Especial
de Operación Petrolera (CEOP) con el Esta-
do de Chile que permitirá a ambas empresas
participar conjuntamente de la exploración y
explotación de los bloques Dorado y Riquel-
me. Este acuerdo tiene como finalidad incre-
mentar los niveles de actividad exploratoria
en ambos bloques, adelantando la puesta en
producción de yacimientos de gas destina-
dos a abastecer los contratos vigentes con
Methanex.
Durante el año se suscribió un Contrato con >
la empresa Western Geco para la adquisición
de 1.000 km2 de sísmica 3D, en el bloque
denominado Arenal, en la Península de Es-
pora, Tierra del Fuego. Esta adquisición debe
iniciarse a comienzos de 2008. Además, se
suscribió con la Empresa Tenaris Siderca, un
contrato marco para la provisión de casing y
tubing, para atender los requerimientos de la
cartera de perforaciones de 2008.
Durante el segundo semestre se realizó el >
60% de la adquisición sísmica 3D de una
superficie de 1.000 km2 en el área denomi-
nada Intracampos, ubicada al noreste de isla
Tierra del Fuego, en la que se espera identi-
ficar nuevos prospectos durante 2008.
En el extranjero:
Enap Sipetrol S.A. obtuvo resultados satis- >
factorios en Egipto, con dos pozos explora-
torios adicionales en el bloque East Ras
Qattara (ERQ). A fin de año se inició la per-
foración de un quinto pozo exploratorio,
Salma-1. A su vez, en diciembre se inició la
puesta en producción de los yacimientos
descubiertos Shahd y Ghard. Adicionalmen-
te, Enap Sipetrol S.A. logró finalizar el proce-
so de venta y transferir su 41% de participa-
ción en el bloque el Diyur a la petrolera
Apache (socio y operador del bloque). El
pago recibido por Enap Sipetrol S.A. fue de
US$ 23,7 millones.
El 30 de junio de 2007, en Irán la NIOC (em- >
presa nacional iraní) declaró comercial el yaci-
miento Band E Karkheh en el bloque Mehr. En
abril de 2007 se inició la perforación del tercer
y último pozo comprometido en la fase de
exploración del contrato de servicio. Enap
Sipetrol S.A. continúa con el proceso de venta
de su participación en este bloque iniciado en
2006. El proceso ha mostrado el interés de
varias compañias.
En septiembre, en Egipto, Enap Sipetrol S.A. >
obtuvo la firma del Consession Agreement
de los Bloques Rommana y Sidi Abd el Rah-
man (SAER). En el bloque Rommana, duran-
te 2008 se realizará el registro de 1.000 km2
de sísmica 3D y el reprocesamiento de 1.950
km2 de sísmica 2D. Los tres primeros pozos
exploratorios se perforarían durante 2009.
En el Bloque SAER durante 2008 se registra-
rán 1.000 km2 de sísmica 3D.
volver al índice
millonesde barriles de petróleo equivalente
(petróleo, condensado y gas), produjo
ENAP con sus operaciones en Chile,
Argentina, Ecuador y Egipto en 2007.
73
72
73
síntesis de resultados
El resultado obtenido por la Línea de Negocios
Exploración y Producción en 2007 fue de
US$ 74,4 millones. Esta cifra es inferior en 51% a
la registrada en el período 2006.
El menor resultado de este periodo se explica
principalmente por la menor producción en Ar-
gentina producto de un paro preventivo de fae-
nas y labores de mantenimiento de los activos
del Área Magallanes en la cuenca austral duran-
te todo el año 2007. Asimismo, en Ecuador se
registró una menor producción a raíz de retrasos
en la perforación de pozos y dificultades que se
presentaron en la instalación de la segunda ter-
minación dual concéntrica. En Magallanes se
produjeron menores ingresos por una menor
producción de gas natural por despresurización
de los yacimientos Poseción y Daniel, y una
disminución de ingresos por transporte de gas
natural producto de los cortes desde Argentina.
Todo lo anterior, se vio compensado en parte
por el mayor precio del crudo y gas y los meno-
res costos operacionales logrados en ENAP
Magallanes.
La contribución al resultado de la Línea E&P 2007
por parte de Magallanes fue de US$ 65,4 millo-
nes y de Enap Sipetrol S.A. US$ 9,0 millones.
En el ámbito operacional, la Línea E&P produjo
23,8 millones de barriles equivalentes (MM/
BOE), antes de aplicar contrato en Egipto y
Ecuador. Esta cifra es inferior en 17,2% respecto
a lo producido en 2006, la que se explica por una
caída de 25,3% en Enap Sipetrol S.A. y una re-
ducción de 8,9% en Magallanes.
Los costos operacionales y gastos de adminis-
tración resultaron 9,2% superiores a los regis-
trados en 2006, en un escenario marcado por
altos precios de los hidrocarburos que han con-
tinuado elevando las tarifas para la contratación
de servicios de operación.
Línea de negocios de expLoración y producción
volver al índice
73
exPloración y
Producción
73
La Línea de Negocios E&P ejecutó el presupuesto
de inversiones por US$ 236 millones, superior a
los US$ 151 millones comprometidos en 2006.
La gestión operacional en Magallanes durante
2007 contempló la implementación de diversas
iniciativas que contribuyeron a mejoras en la pro-
ducción, destacando la materialización del pro-
yecto “Recuperación gases de Baja Isla”, las in-
tervenciones programadas de pozos (work over)
a través del proyecto “Gas express”, y la aplica-
ción de tecnología capilar en pozos con invasión
de agua de los yacimientos Posesión y Daniel.
Durante este ejercicio se completó la implemen-
tación de los proyectos “Segundo cruce del
Estrecho” con el tendido de un nuevo gasoduc-
to y la construcción del gasoducto desde Cullen
a Batería de Recepción Catalina, que permitie-
ron optimizar el sistema de transporte de gas de
Isla al Continente.
A esto se suma mejoras productivas en el blo-
que PBH en Ecuador, y la obtención nuevamen-
te del reconocimiento de ésta como una de las
mejores empresas para trabajar en ese país,
pasando del puesto catorce en 2006 al puesto
seis en 2007 (premio otorgado por Great Place
to Work Institute).
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS DE ENAP EN 2006 Y 2007 (CIFRAS EN MILES DE BARRILES)
PAIS
2006 2007 VARIACIÓN 2006 / 2007
PETRÓLEO M
BBLS (1)
GAS
M BOE (2)TOTAL MBOE
PETRÓLEO M
BBLS
GAS
M BOE
TOTAL
MBOE
PETRÓLEO M
BBLS
GAS
M BOE
TOTAL
MBOE
Argentina 4.951,3 2.789,9 7.741,2 3.745,6 481,3 4.226,9 -24,4% -82,8% -45,4%
Ecuador 1.666,5 1.666,5 1.632,9 1.632,9 -2,0% -2,0%
Egipto 307,0 307,0 450,7 450,7 46,8% 46,8%
E&P Internacional 6.924,8 2.789,9 9.714,7 5.829,2 481,3 6.310,5 -15,8% -82,8% -35,0%Magallanes (Chile) 1.061,1 12.942,0 14.003,1 930,9 11.842,4 12.773,2 -12,3% -8,5% -8,8%
E&P Nacional 1.061,1 12.942,0 14.003,1 930,9 11.842,4 12.773,2 -12,3% -8,5% -8,8%
TOTAL E&P 7.985,9 15.731,9 23.717,8 6.760,1 12.323,7 19.083,7 -15,4% -21,7% -19,5%(1) Miles de barriles. (2) Miles de barriles equivalentes
volver al índice
75
74
Producción
Durante 2007 la producción total de petróleo de
ENAP (luego de aplicar contrato en Ecuador y
Egipto) fue de 6,8 millones de barriles, cifra que
representa una reducción de 15,4% respecto del
año anterior.
Por otro lado, los buenos resultados de la perfora-
ción en bloque Pampa del Castillo, en Argentina;
los últimos pozos en el bloque MDC (dos de los
cuales son con terminación horizontal) y los traba-
jos de acondicionamiento de pozos en el bloque
PBH, en Ecuador; y el inicio de producción adelan-
tada de los pozos Shahd-1 y Ghard-1 del bloque
East Ras Qattara, en Egipto, compensaron en parte
esta disminución en la producción de petróleo.
Cabe destacar que durante 2007 se implementó
la Política de Confiabilidad Operacional de E&P,
cuyo objetivo es justamente mejorar las prácti-
cas operacionales, en lo general, y de las aplica-
ciones de ingeniería, producción y mantenimien-
to, en lo particular.
La producción de gas natural de ENAP en 2007 fue
de 2.094 millones de metros cúbicos (12,3 millo-
nes de barriles equivalentes), con una reducción
de 21,7% respecto de la producción registrada en
2006. Esta disminución se explica principalmente
por el paro preventivo de producción en Área Ma-
gallanes, en Argentina y una menor producción en
el Área Continente de Magallanes Chile, principales
productores de gas de la compañía.
Línea de negocios de expLoración y producción
volver al índice
75
exPloración y
Producción
producción de petróLeo de enap en 2007Producción de Petróleo (mbbls)
producción de gas naturaL de enap en 2007Producción de gas (mboe)
ArgentinA: 3.746 cHiLe: 11.842
ecuAdor: 1.633
egipto: 451
MAgALLAneScHiLe: 931
ArgentinA: 481
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77
76
77
actividades exPloratorias
La actividad de exploración en Magallanes con-
tinuó con un importante y renovado impulso
durante 2007.
Lago Mercedes: > Se perforó el pozo Lago
Mercedes-3, el cual fue descubridor de gas,
demostrando la extensión del yacimiento
Lago Mercedes hacia el sur y a una profun-
didad mayor a la conocida anteriormente.
Este pozo se encuentra actualmente en eta-
pa de pruebas. Se están estudiando varias
alternativas tecnológicas que permitan me-
jorar las productividades de los pozos, de
manera de convertirlo en un yacimiento co-
mercialmente explotable.
Dorado-Puerto Sara: > Tras los resultados de la
campaña de adquisición sísmica de 1.800
km2 realizada durante 2006, se continuó la
exploración con la realización de una campa-
ña de perforación de seis pozos exploratorios
y de extensión. Resultado de esto fue el
descubrimiento del yacimiento de gas Palen-
que, el que ya cuenta con 3 pozos producto-
res, con producciones iniciales por pozo de
hasta 90.000 m3/día de gas (producciones
de pruebas de producción).
Intracampos: > La exploración del área Intra-
campos continuó con el inicio de una cam-
paña de adquisición de sísmica 3D, que
tendrá un total de 1.000 km2 de extensión,
de los cuales se realizó el 65% durante 2007,
quedando el 40% restante a ejecutarse du-
rante 2008.
Arenal-Punta Baja: > Los estudios geológicos
realizados durante 2007 demostraron para el
área un potencial exploratorio significativo,
por lo que se programó para 2008 la adqui-
sición de 1.000 km2 de sísmica 3D.
Cuenca Valdivia: > Los estudios geológicos
realizados durante 2007 han demostrado un
interesante potencial exploratorio en el sector
norte de la cuenca marina de Valdivia, centra-
dos en el antiguo pozo exploratorio “F-1”,
perforado en 1972, que demostró la existen-
cia de gas. La siguiente etapa exploratoria se
realizará durante 2008, con la adquisición de
1.000 km2 de sísmica marina 3D.
energía geotérmica
El ejercicio 2007 se caracterizó por intensas acti-
vidades exploratorias en el ámbito geotérmico y
de relaciones comunitarias e institucionales en
los cuatro principales proyectos en que participa
ENAP, a través de las sociedades Empresa Na-
cional de Geotermia S.A. (ENG) y Geotérmica del
Norte S.A. (GDN), como también en la evalua-
ción de otras oportunidades de negocios.
Durante el año concluyeron las principales activi-
dades exploratorias superficiales de los proyec-
tos Chillán y Calabozo, en la VII Región del país,
y en Apacheta y El Tatio-La Torta, en el norte. En
todos los proyectos se confirmó la presencia en
profundidad de un posible reservorio que requie-
re ser perforado para ser caracterizado y evaluado
plenamente en cuanto a su potencial de genera-
ción eléctrica. En el proyecto Apacheta, ENG
perforó un pozo estratigráfico (para estudio del
sistema geotérmico) de diámetro delgado, alcan-
zando la profundidad de 560 metros y registrán-
dose una temperatura de 212° C, con excelentes
características de reservorio.
Las ubicaciones para realizar las perforaciones
profundas están definidas en todos los proyectos
expLoración y producción nacionaL
volver al índice
77
exPloración y
Producción
77
y se avanza en la tramitación de los permisos
ambientales y sectoriales.
En Chillán, se realizó el Estudio de Impacto Am-
biental (EIA) para la perforación de dos pozos, y
se obtuvo la aprobación ambiental de la Comi-
sión Nacional de Medio Ambiente de la Región
del Bío Bío.
En tanto, en El Tatio-La Torta, GDN presentó un
EIA para la perforación exploratoria profunda de
cuatro pozos en Quebrada El Zoquete, distante a
cuatro kilómetros al sureste de la zona turística
de los géiseres de El Tatio, desde donde no se
verán las actividades de perforación. Este EIA se
encuentra en proceso de tramitación.
Asimismo, se constituyó la “Mesa de Trabajo El
Tatio”, con las comunidades locales y con la Go-
bernación Provincial de El Loa, apoyados por la
Corporación Nacional de Desarrollo Indígena
(Conadi). En los acuerdos establecidos, destaca
el monitoreo de la situación base de la zona de
los géiseres, que se inicia a principios de 2008,
para establecer su comportamiento en ausencia
de actividades de exploración profunda. Un pri-
mer hito será la instalación de una estación de
medición meteorológica y se dará la partida a un
plan de seguridad y retiro de pasivos ambienta-
les, en la zona del ex-campamento Corfo.
Paralelamente, se trabajó en la elaboración de
los estudios ambientales de los proyectos Apa-
cheta y Calabozo para el desarrollo de explora-
ción profunda, los que serán presentados duran-
te 2008. En 2007 se inició la compra de
materiales para la perforación de cuatro pozos y
se avanzó en la contratación de un equipo de
perforación, lográndose un acuerdo con la com-
pañía perforadora Santa Bárbara, de El Salvador,
la cual se comprometió a proveer un equipo para
perforar un mínimo de cuatro pozos geotérmi-
cos en el período 2008-2009, a partir de mayo
de 2008.
Producción en magallanes
La producción de petróleo en Magallanes fue de
931.000 barriles. Esta cifra representa una dis-
minución de 12,3% respecto a la producción del
año anterior, la cual fue compensada en parte
por los programas de apertura de pozos esporá-
dicos, puesta en servicio de la plataforma An-
guila, la intervención de pozos y optimización del
uso de gas lift en tierra y costa afuera.
A su vez, la producción de gas natural en Maga-
llanes (Chile) alcanzó los 2.012 millones de me-
tros cúbicos estándar (11,8 millones de barriles
equivalentes), lo que representa una producción
menor de 8,5% respecto del año anterior. Esta
baja se debe a una menor producción en yaci-
mientos Daniel, Dúngeness y Posesión, en el
continente.
Para continuar optimizando la capacidad produc-
tiva en el área de Magallanes, en el yacimiento
Posesión se completó la selección de pozos
para la instalación de compresores de bajo cau-
dal y presiones de succión de vacío.
volver al índice
79
78
79
a gestión en medio ambiente y responsabi-
lidad social de la Línea de Negocios E&P
estuvo orientada al cumplimiento de su Política
de Medio Ambiente y Responsabilidad Social,
cuyo objetivo es lograr la sustentabilidad de las
operaciones, velando por la salud y la seguridad
de los trabajadores y por el cuidado del entorno.
Otros objetivos son asegurar la calidad de los
productos y servicios, y desarrollar la responsa-
bilidad social empresarial, logrando de esta
forma la satisfacción de los clientes y de la co-
munidad en general.
A continuación se presenta un resumen de los
hitos más importantes alcanzados durante
2007:
sistema de gestión hse
Se establecieron los lineamientos generales
para la conformación de un Sistema de Gestión
Integrado de Salud, Seguridad y Medio Ambien-
te (Health, Safety, Environmental, HSE por sus
siglas en inglés). De esta manera cada unidad
de negocios1 ha establecido sus prioridades
para la implementación de un Sistema de Ges-
tión Ambiental (SGA), bajo la norma ISO 14.001,
así como la implementación de un Sistema de
Gestión en Seguridad Industrial y Salud Ocupa-
cional, bajo la norma OSHAS 18.001.
Cabe destacar que en Enap Sipetrol Argentina,
las operaciones del yacimiento Pampa del Cas-
tillo (Provincia de Chubut), lograron la recertifi-
cación de su sistema de gestión ambiental,
mediante la realización de una auditoría indepen-
diente del SGA. Otros activos están en proceso
de implementación de sistemas de similares
características, esperándose certificar el siste-
ma de gestión ambiental en las operaciones de
Enap Sipetrol S.A. en 2008.
maPa estratégico de riesgos hse
En 2007 partió la confección del Mapa Estraté-
gico de Riesgos HSE Línea E&P, con el objetivo
de identificar, evaluar y priorizar los riesgos re-
levantes a los que están expuestas las operacio-
nes y los que predeterminan los ejes principales
de gestión en el Plan Estratégico de Negocios
del quinquenio 2007–2011.
saneamiento de Pasivos
Se destacan:
Incorporación de prácticas de perforación >
ambientalmente sustentables (“locación
seca”) en Enap Sipetrol Argentina, las que
minimizan la superficie de terreno afectada
y la generación de residuos de perforación.
También se han implementado técnicas para
reutilizar los residuos de perforación para la
recuperación de la flora en los terrenos.
Implementación de procesos de remediación >
biológica de suelos, mediante la inoculación
Notas(1) Las Unidades de Negocio de la línea E&P son; Enap
Sipec en Ecuador, Enap Sipetrol Argentina, Enap Si-petrol Egipto y E&P Magallanes, Chile.
de enzimas que facilitan la mineralización
bacteriana de los hidrocarburos. Por medio de
estos procesos, que se efectuaron en Enap
Sipec Ecuador, se obtuvieron suelos con un
contenido de hidrocarburos totales bajo la
especificación de la legislación ecuatoriana,
que además se comprobaron en pruebas pi-
loto como aptos para el uso agrícola.
E&P Magallanes avanzó en el Plan de Sanea- >
miento de pasivos ambientales generados
por las operaciones históricas, tanto en con-
tinente como en Isla Tierra del Fuego. Duran-
te 2007 se intervinieron cincuenta sitios,
efectuándose la remediación de suelos con-
taminados y el manejo de residuos existen-
tes en ellos. Asimismo, se obtuvieron los
permisos ambientales para la intervención
de la totalidad de las fosas que requieren
algún grado de remediación.
L
Medio aMBiente y responsaBiLidad sociaL
volver al índice
79
exPloración y
Producción
79
Protección medioambiental
Las unidades de negocios han abordado algunas
iniciativas destinadas a conservar y/o proteger
áreas de valor medioambiental:
Los campos operados por Enap Sipec Ecua- >
dor en la amazonía ecuatoriana están inser-
tos en ecosistemas singulares. Estos siste-
mas se caracterizan por la alta biodiversidad
en especies de flora y fauna presentes en los
bosques siempre verdes de tierras inunda-
das (Varzea) y de tierra firme. Diferentes
estudios realizados por Enap Sipec en esas
áreas han permitido actualizar el mapa de
cobertura vegetal con un detalle pormenori-
zado de las especies presentes y su estado
de conservación, aportando al conocimiento
de estos ecosistemas.
En el caso de E&P Magallanes, y como parte >
de su política de protección a las áreas prote-
gidas, se realizó en conjunto con la Universidad
de Magallanes un seminario sobre la protec-
ción de humedales de relevancia para aves
playeras migratorias, específicamente asocia-
do al sitio Ramsar de Bahía Lomas, dando ini-
cio al programa de protección de humedales
de ENAP. Al respecto, es relevante señalar que
ENAP ha clausurado tres plataformas off shore
ubicadas en el área de influencia de Bahía Lo-
mas, con el objetivo de reducir los riesgos de
derrames que pudiesen afectar dicha zona in-
ternacionalmente reconocida.
energías renovables
Aparte de las actividades de geotermia y de ener-
gías renovables destaca la iniciativa del activo
Pampa del Castillo de Argentina, que durante
2007 obtuvo la aprobación del Estudio de Impac-
to Ambiental para ejecutar un proyecto piloto de
generación eólica, a partir de 2008. El proyecto
consiste en la instalación de una presa eólica, que
entregará en esta etapa una potencia máxima de
300 KW. Se prevé ampliar la capacidad de gene-
ración en función de los resultados obtenidos en
la prueba.
En Magallanes también se están recabando
antecedentes para estudiar la aplicación de
energía eólica en redes. Al respecto se han rea-
lizado mediciones de viento en conjunto con la
Universidad de Magallanes, tanto en Continente
(Cabo Negro y Batería Daniel Central), como en
Tierra del Fuego (Cerro Sombrero; Batería Cata-
lina y Pozo Fresia).
En Ecuador, y en el marco de un proyecto piloto
en Enap Sipec, se está estudiando el uso de
sistemas de extracción artificiales más eficien-
tes (bomba de cavidades progresivas) y evalua-
ción de los mismos en condiciones de operacio-
nes no usuales (combinación de altos caudales
y profundidades). Estas bombas tienen eficien-
cia energética considerablemente superior (has-
ta 60%) a la demostrada por las bombas electro
sumergibles (hasta 40%).
Otra de las iniciativas importantes emprendidas
por Enap Sipec, ha sido la utilización del gas
proveniente de los yacimientos de crudo para la
autogeneración eléctrica, tanto en el Campo
MDC (Mauro Dávalos Cordero) como en el
Campo PBH (Paraíso, Biguno y Huachito). Esto
ha permitido disminuir el uso de diesel como
principal combustible y por ende las emisiones
atmosféricas.
Por su parte, en Magallanes se realizan estudios
de aplicación de bomba de cavidad progresiva y
turbina eólica, con pruebas tendientes a optimi-
zar la localización de ambos elementos, para
obtener una mejora de la energía generada y
aplicada. Estos proyectos buscan reducir el con-
sumo de gas lift combustible, tanto para la re-
cuperación de crudo, como para la operación de
instalaciones más alejadas y que no cuentan con
energía eléctrica.
Políticas de calidad
Las Líneas de negocios de expLoración y producción y
de refinación y Logística de enap, reLanzaron eL 16 de
octubre de 2007 La poLítica de caLidad basada en La iso
9000, con eL propósito de eLevar La competitividad de La
empresa, mediante eL aumento de La satisfacción de Los
cLientes de La compañía.
81
80
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81
en presencia deL ministro deL trabaJo, osvaLdo andrade, y de representantes deL empresariado, eL 1 de agosto de 2007 enap sipetroL s.a. recibió eL premio de Honor Que anuaLmente entrega La asociación cHiLena de seguridad (acHs). este reconocimiento se otorga a Las empresas mÁs destacadas Que demuestran acciones efectivas de prevención de riesgos.
enap sipetroL s.a.
volver al índice
81
enaP s
iPetrol s
.a.
81
Notas(1) Designado en Junta Ordinaria de Accionistas de fecha 27 de Abril de 2007, en reemplazo del Sr. Carlos Cabeza Faúndez.(2) Designado en Sesión de Directorio Nº 212, de fecha 27 de Junio de 2007, en reemplazo del Sr. Claudio Castillo Castillo.
1. Enrique Dávila Alveal (1)
Presidente
Economista
RUT: 5.032.869-4
2. Marcelo Tokman Ramos (2)
Director
Ingeniero Comercial
RUT: 16.654.431-9
3. Paula Hidalgo Mandujano
Directora
Ingeniero Comercial
RUT: 12.855.835-7
4. Sergio Galán Bidegaín (1)
Director
Ingeniero Comercial
RUT: 6.825.236-9
5. José Tomás Morel Lara
Director
Ingeniero Comercial
RUT: 8.273.459-7
6. Guillermo del Valle de la Cruz
Director
RUT: 7.379.488-9
7. Alejandro Pérez Rojas
Director
Geólogo
RUT: 3.942.621-8
Bloque East Ras Qattara, Egipto.
83
82
volver al índice
83
síntesis de la gestión
El resultado de la gestión 2007 de Enap Sipetrol
S.A. se tradujo en un EBITDA de US$ 93 millones,
lo que equivale a una reducción del 46,6%, res-
pecto del ejercicio 2006. Esto fue resultado de una
menor producción obtenida por el paro preventivo
realizado en el Área Magallanes (Argentina) y por
la declinación natural en yacimientos de explota-
ción, en Argentina, Ecuador y Egipto.
El efecto de la menor producción en el EBITDA
fue contrarrestado en parte por el alza continua
en el precio del petróleo. Sin embargo, el incre-
mento en los costos directos de operación y en
los gastos de administración, superiores a los de
2006, afectaron negativamente este indicador.
La gestión operacional en la Empresa estuvo
caracterizada por una alta tasa de perforación de
pozos en Egipto, que se tradujo en dos nuevos
descubrimientos de petróleo en el bloque de
exploración East Ras Qattara (ERQ), con los
pozos Ghard-1 y Rana-1. Por otro lado, la decli-
nación de la producción en los pozos perforados
en el bloque North Bahariya, sumado a la venta
de la participación en el bloque El Diyur, afectó
negativamente los niveles de producción, lle-
gando ésta a 1.500 barriles por día.
En Ecuador, en el bloque Mauro Dávalos Corde-
ro (MDC) se perforaron cinco pozos productores
más uno reinyector, con algunos problemas
operativos en uno de ellos que afectaron la meta
productiva, pero que fue compensado en parte
por la campaña de reparación de pozos en el
bloque Paraíso, Biguno y Huachito (PBH).
En Argentina, Enap Sipetrol S.A. logró alcanzar
las metas de producción para el yacimiento
Pampa del Castillo, a través de la perforación de
diez pozos de desarrollo. En el yacimiento Cam-
pamento Central-Cañadón Perdido la meta pro-
ductiva se vio afectada negativamente por una
mayor declinación de la curva básica del activo,
a lo que se sumaron pérdidas a raíz de paros por
conflictos gremiales.
En 2007, Enap Sipetrol optimizó su cartera de
proyectos, a través de la venta de su participa-
ción en el bloque El Diyur en Egipto. Asimismo,
continuó con el proceso de venta de su partici-
pación en el bloque Mehr, en Irán, la cual debió
cancelarse a mediados del año, por el retiro de
uno de los socios de la parte compradora. Pos-
teriormente, se dio inicio a un nuevo proceso de
venta de este activo, el que se espera concluya
durante 2008.
Junto con lo anterior, Enap Sipetrol confirmó la
incorporación de dos nuevos bloques de explo-
ración en Egipto (SAER y Rommana) al obtener
la firma de los documentos contractuales por
parte de las autoridades respectivas. Estos blo-
ques fueron adjudicados en 2006 en la ronda de
licitación realizada por EGAS, compañía estatal
egipcia.
resultados
Una vez descontado el impuesto a la renta en el
exterior y el de Primera Categoría en Chile
(17%), la gestión 2007 de Enap Sipetrol S.A.
concluyó con una utilidad por US$ 9,0 millones.
Este resultado es menor en 80,8% al obtenido
en 2006.
análisis financiero
El resultado operacional consolidado a diciem-
bre de 2007 presenta una reducción de 70%,
comparado con diciembre de 2006, pasando de
US$ 102,2 millones en 2006, a US$ 30,6 millo-
nes en 2007. Por otro lado, los costos de explo-
tación se redujeron en 19% (US$ 48,0 millo-
nes), pasando de US$ 252,9 millones en 2006
a US$ 204,9 millones en 2007. Lo anterior afec-
tó el margen de explotación, el que se redujo en
51,2% respecto de 2006.
El resultado no operacional experimentó una
variación positiva de US$ 8,2 millones. Este in-
enap sipetroL s.a .
volver al índice
83
enaP s
iPetrol s
.a.
83
cremento se explica por el ingreso generado por
la venta del proyecto El Diyur, en Egipto, además
de una disminución de los gastos financieros.
activos
Los activos circulantes fueron US$ 169,9 millones
en 2007, en comparación con los US$ 116,3 mi-
llones del ejercicio anterior.
En términos generales, el activo fijo aumentó en
US$ 33,3 millones, lo que equivale a 8,2% res-
pecto de 2006, debido principalmente al aumen-
to en construcciones y obras de infraestructura
por US$ 51,8 millones. Esta alza refleja la ejecu-
ción del plan de inversiones del año que alcanzó
a US$ 141,6 millones. Este incremento fue com-
pensado por la cuota de agotamiento del ejerci-
cio, la venta del proyecto El Diyur y la reclasifi-
cación de activos para la venta.
financiamiento
El pasivo circulante muestra un aumento de
US$ 34,3 millones, equivalente a 29%, respecto
del año anterior; mientras el pasivo de largo
plazo disminuyó en US$ 13,0 millones, lo que
obedece a la extinción de deuda a más de un
año, de la filial Enap Sipetrol Argentina S.A.
El patrimonio presentó un incremento de
US$ 65,1 millones, equivalente a 32,0%, el que
se origina principalmente por un aumento de
capital de US$ 56,0 millones. Mediante la capi-
talización de ENAP, la cuenta de utilidades rete-
nidas se incrementó en US$ 9,0 millones, pro-
ducto del resultado obtenido en el ejercicio
2007.
liquidez
Producto de un capital de trabajo de US$ 17,5
millones, el índice de liquidez, que al cierre del
ejercicio anterior era de 0,98 veces, se incremen-
tó en 2007 a 1,12 veces. Los pasivos de corto
plazo se vieron influidos por el incremento de las
obligaciones con bancos e instituciones financie-
ras por US$ 40,5 millones y el aumento de la
cuentas por pagar por US$ 21,8 millones, por las
necesidades originadas como consecuencia del
paro preventivo en la filial en Argentina. Así tam-
bién, el Impuesto a la Renta disminuyó en
US$ 11,7 millones por un menor gasto tributario
de la filial Argentina y la disminución de Otros
Pasivos Circulantes por US$ 8,7 millones por la
finalización de las obligaciones por contratos de
derivados por US$ 11,3 millones, cuya operación
finalizó el 31 de diciembre de 2007.
endeudamiento
El endeudamiento del largo plazo con el sistema
financiero pasó a corto plazo debido a que el saldo
de la deuda se extingue durante 2008. Por otro
lado, el programa de inversiones que se desarrolló
durante 2007 y el paro preventivo de la filial en
Argentina, que implicó una disminución de las
operaciones durante el ejercicio, generó un mayor
endeudamiento con la matriz ENAP por US$ 12,1
millones. Esta cifra es menor al incremento de la
deuda con ENAP en el período anterior, que alcan-
zó a US$ 41,2 millones.
confiabilidad oPeracional
La Línea de negocios de expLoración y producción de enap y enap sipetroL s.a.,
oficiaLizaron eL 19 de diciembre de 2007 La poLítica de confiabiLidad operacionaL,
cuyo obJetivo es garantizar La continuidad eficiente de Las operaciones en
todas Las unidades de negocios. esta poLítica es resuLtado de un Largo trabaJo
iniciado cuatro meses antes por La gerencia de producción, a partir de La cuaL se
estabLecen Los procesos de meJora continua.
85
84
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85
síntesis Por Países
De acuerdo con el Plan Estratégico de Negocios
de la matriz, Enap Sipetrol S.A. concentra sus
actividades de exploración y producción en
América Latina y Medio Oriente y Norte de Áfri-
ca (MENA).
América Latina
ArgentinA
Enap Sipetrol Argentina S.A. actúa como opera-
dor -con el 50% de participación- en las conce-
siones de explotación del Área Magallanes y
CAM 2 A Sur, y con 33,33% en el Permiso de
Exploración E2 (ex CAM 1 y CAM 3), en la Cuen-
ca Austral Marina (CAM).
En la Cuenca del Golfo San Jorge, es titular y
operador del 100% de la concesión de explota-
ción Pampa del Castillo-La Guitarra. Asimismo,
participa como socio no operador, con el 50%
en la concesión de explotación de Campamento
Central-Cañadón Perdido, donde opera YPF
S.A. En la Cuenca de Neuquén, participa como
socio no operador, con 50% en el Permiso de
Exploración Provincial del Área La Invernada,
que es operada por Wintershall Energía S.A.
Durante 2007, en Argentina continuaron los in-
convenientes asociados a la crisis energética.
Cabe destacar que las exportaciones de gas a
Chile desde la Cuenca Austral fueron suspendi-
das por instrucción no oficial de la Subsecretaría
de Comercio Interior, desde mediados de junio
de 2007.
A lo largo del año hubo demandas de asociacio-
nes sindicales que significaron reajustes salaria-
les, y que en el caso de la industria petrolera
superaron el 30%.
Además, en noviembre de 2007 fue publicada la
Resolución 394, la cual introdujo un cambio sus-
tancial en las retenciones a la exportación de
petróleo y derivados, impactando en menores
ingresos por barril de crudo exportado, del orden
de US$ 20 por unidad. Para el caso de las ventas
al mercado interno, el efecto no está completa-
mente definido, por cuanto continúan las nego-
ciaciones entre productores y refinadores para
establecer un acuerdo de precios.
Nuevos negocios
En 2007 la empresa continuó el proceso de iden-
tificación de oportunidades de negocios de ex-
ploración y producción en las cuencas de Neu-
quén, Golfo San Jorge y Cuenca Austral.
En tal sentido, participó en la evaluación de la
oferta de áreas que promovió la empresa YPF
S.A. y en el análisis del área de exploración CA
XII, perteneciente a la Provincia de Tierra del
Fuego.
Sin perjuicio de lo anterior, el grueso de la acti-
vidad estuvo centrada en la evaluación de opor-
tunidades de crecimiento en los propios activos,
donde se avanzó en forma importante en las
áreas CAM-2A Sur y Pampa del Castillo-La
Guitarra.
Área Magallanes Argentina
Según se informó en el ejercicio anterior, la pro-
ducción del yacimiento del Área de Magallanes
fue suspendida preventivamente, a partir del 12
de diciembre de 2006, debido a que se determi-
nó que el oleoducto troncal a tierra, que une la
plataforma AM-3 con la Batería de Recepción
Magallanes (BRM), presentaba condiciones que
impedían cumplir con estándares de operación,
según normas internacionales. Asimismo, como
consecuencia de ello, se determinó que era
conveniente aprovechar dicha reparación para
enap sipetroL s.a .
iso 14001 PamPa del castillo
eL 9 de mayo de 2007 concLuyó exitosamente La auditoría
externa reaLizada por eL organismo internacionaL certificador
tuv rHeinLand argentina, aL sistema de gestión ambientaL (iso
14.001) deL yacimiento pampa deL castiLLo, ubicado en La cuenca
deL goLfo de san Jorge, argentina.
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85
enaP s
iPetrol s
.a.
85
reemplazar también el oleoducto que une las
plataformas AM-2 y AM-3.
Durante 2007 se trabajó en el reemplazo de los
oleoductos AM-3/BRM y AM-2/ AM-3, debiendo
para ello diseñar la ingeniería, adquirir los mate-
riales necesarios y contratar la infraestructura
adecuada para el tendido y posterior conexión de
las nuevas tuberías. Se espera la puesta en mar-
cha para los primeros meses de 2008.
Paralelamente, se trabajó en el levantamiento de
una Auditoría Integral de las Instalaciones, opor-
tunamente comprometida con las autoridades.
Como consecuencia de dicha auditoría, surgieron
recomendaciones, las cuales han sido incorpora-
das en los distintos programas de trabajo.
CAM-2A Sur
La producción en el yacimiento Poseidón totalizó
67.626 barriles de crudo y 64,4 millones de metros
cúbicos de gas (379 mil barriles equivalentes).
Este yacimiento se mantuvo en operación normal
dentro de los volúmenes estimados para el año,
con una pequeña variación producto del cierre de
uno de sus pozos por razones técnicas. El 100%
de la producción de gas se vendió en el mercado
interno en Argentina, en virtud de un contrato con
Transportadora de Gas del Sur S.A. (TGS).
En 2007 se completaron los modelos estáticos
y dinámicos del reservorio, determinándose la
posibilidad de perforar dos pozos adicionales al
casquete de gas para el año 2009. Estos pozos
aportarán el doble de producción de gas y per-
mitirán extender la vida útil del yacimiento, me-
jorando la economía del mismo.
Área E2 (ex CAM-1/CAM-3)
En virtud del Convenio de Asociación firmado
en septiembre de 2006 con la compañía ener-
gética estatal Enarsa e YPF S.A, ratificando el
Acuerdo previamente suscrito en febrero de
2006, durante 2007 se dieron importantes pa-
sos en la evaluación petrolera del área, llegando
a identificar en detalle la ubicación de los prime-
ros pozos exploratorios a ser perforados. Asi-
mismo, se avanzó en los estudios de mecánica
de suelos y licencias ambientales.
También se avanzó en la contratación de un equi-
po de perforación, para cuyos efectos, a fines de
2007 se llamó a licitación pública internacional,
estimando la apertura de ofertas y la adjudicación
para los primeros meses de 2008.
Pampa del Castillo-La Guitarra
La actividad del año estuvo centrada en la per-
foración de pozos de desarrollo y la mejora de
las instalaciones de producción, con el objetivo
de continuar con la explotación de reservas del
yacimiento. La producción de crudo para el año
fue de 2,5 millones de barriles.
La campaña de perforación constó de diez po-
zos, lográndose una importante incorporación
neta de reservas, particularmente en el sector
conocido como Pampa Norte.
Con el conocimiento adquirido en esta cuenca,
se espera continuar incorporando reservas y
elaborar un plan de desarrollo para el futuro.
oleoducto submarino
en Las proximidades de faro vírgenes, frente a Las costas
de La provincia argentina de santa cruz, se dio inicio eL 4 de
septiembre de 2007 aL tendido de La cañería revestida de 8
puLgadas y mÁs de 17 kiLómetros de Longitud, Que reempLazarÁ
aL oLeoducto submarino Que conecta La pLataforma am3 con
La batería de recepción de magaLLanes (brm).
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87
Campamento Central–Cañadón
Perdido (CCCP)
La actividad del año continuó focalizada en los
proyectos de recuperación secundaria, perfora-
ción de pozos de desarrollo y mejora de las
instalaciones de producción. La producción de
crudo fue de 1,2 millón de barriles.
La Invernada
Dentro de la prórroga del período de explora-
ción, se continuó con los estudios de interpre-
tación sísmica 3D y con la evaluación del poten-
cial del área, con un compromiso de 15 UT
(equivalentes a US$ 75.000) oportunamente
concedida por la Provincia del Neuquén.
Dándose cumplimiento a todos los compromisos
asumidos y no habiéndose detectado ningún
potencial exploratorio acorde con lo proyectado,
se decidió iniciar, a partir de 2008, un proceso de
retirada (farm out) de la participación que Enap
Sipetrol Argentina posee en dicha área.
ecuAdor
Yacimientos MDC y PBH
La gestión del quinto año de operación de Enap
Sipetrol S.A. en Ecuador, a través de su sucursal
Sipec, desarrolló la estrategia de crecimiento,
pero sin descuidar la productividad de los activos
existentes.
En este sentido se activaron doce oportunidades
de nuevos negocios, seis de las cuales requirie-
ron la firma de acuerdos de confidencialidad y
seis se encuentran aún en análisis con distintos
niveles de avance. Entre ellas hay que resaltar
aquellas enmarcadas dentro de la Alianza Estra-
tégica con la estatal ecuatoriana PetroEcuador.
Complementariamente, y como sustento de esta
actividad, se mantuvo una relación fluida con
autoridades ecuatorianas y con representantes
de otras compañías petroleras que operan en el
país.
En 2007 se logró mantener una producción pro-
medio de 17 mil barriles por día, nivel que se al-
canzó como resultado de la perforación de cinco
pozos productores y uno reinyector, los cuales
formaban parte del compromiso de inversión asu-
mido con PetroEcuador, en el marco de la amplia-
ción del contrato de MDC, suscrita en agosto de
2006 y que supuso un incremento de 25,4 millo-
nes de barriles de reservas a explotar.
Complementariamente, se dieron pasos hacia la
consolidación de excelencia operacional y admi-
nistrativa en este país, destacándose los estu-
dios y trabajos para lograr optimizaciones en los
consorcio en ecuador
un nuevo paso para consoLidar su presencia en ecuador dio
enap eL 22 de marzo de 2007, aL incorporarse aL consorcio
Liderado por petroecuador para eL desarroLLo y producción
deL bLoQue itt (isHpingo, tiputini y tambococHa), ubicado en La
amazonía ecuatoriana, en eL noreste deL país. este consorcio
también Lo integran petrobras y La compañía cHina sinopec.
enap sipetroL s.a .
costos de operación (generación, mantenimien-
to, entre otros) y los avances hacia la certifica-
ción de la Norma ISO 14001.
Medio Oriente y Norte de África
egipto
Enap Sipetrol S.A. en Egipto se desempeña
como operador en los bloques North Bahariya,
con el 50% de participación; en East Ras-Qatta-
ra, con 50,5%, y Rommana con el 40%. Asimis-
mo, la Empresa participa como socio no opera-
dor en el bloque Sidi Abd El Rahman (SAER),
con el 30% de participación. Las concesiones
North Bahariya y East Ras Qattara se encuen-
tran ubicadas en la cuenca del Western Desert,
mientras que el bloque Rommana se ubica en
el extremo Norte del Sinaí. Por su parte, el blo-
que SAER se ubica costa afuera, al oeste de
Alejandría.
Otro hito importante del año fue el éxito alcan-
zado en dos pozos exploratorios del bloque East
Ras-Qattara, los que sumados al éxito de otro
pozo perforado en 2006, permitieron la creación
de la compañía PetroShahd, en sociedad con la
estatal egipcia EGPC. Esto tras haberse decla-
rado la comercialidad y de haber iniciado la pro-
ducción, en diciembre.
volver al índice
87
enaP s
iPetrol s
.a.
87
6to
Lugar obtuvo Enap Sipec
como la mejor empresa
para trabajar en Ecuador.
89
88
volver al índice
89
enap sipetroL s.a .
Nuevos pozos
exploratorios con resultados
positivos confirman
el éxito de ENAP en Egipto.
Bloque North Bahariya
Este bloque es operado a través de Norpetco,
joint venture entre el consorcio formado por IPR,
Ina, Enap Sipetrol S.A. y la estatal egipcia EGPC.
Durante 2007 se perforaron seis pozos, sin em-
bargo, debido al comportamiento productivo de
los mismos, se decidió suspender la campaña
para profundizar los estudios geológicos y de
reservorio, con el objetivo de optimizar la ubica-
ción de los futuros pozos y de esta manera, in-
crementar la recuperación y producción total del
área. Adicionalmente, se identificó un horizonte
Jurásico que actualmente se encuentra en aná-
lisis de detalle.
Los antecedentes aportados por la campaña de
perforación y los estudios acerca del potencial
exploratorio, permitieron una reevaluación más
precisa del bloque, concluyéndose un limitado
potencial de crecimiento.
Bloque El Diyur
Los antecedentes aportados por la campaña
sísmica y de perforación desarrolladas durante
2006 y 2007 permitieron una reevaluación más
precisa de este bloque, concluyéndose un limi-
tado potencial de crecimiento, por lo cual se
recomendó su venta. Este proceso se desarrolló
en forma exitosa, concluyendo el 1 de noviem-
bre de 2007 con la aprobación de la venta por
parte de las autoridades egipcias. Como resul-
tado Enap Sipetrol S.A. obtuvo US$ 23,7 millo-
nes, obteniendo una rentabilidad final del activo
de 21%.
Bloque East Ras Qattara
Tras la perforación del pozo exploratorio Shahd-1
realizada el año anterior, que derivó en el descu-
brimiento de un nuevo yacimiento del mismo
nombre, durante 2007 se continuó con la cam-
paña exploratoria, perforándose tres nuevos
prospectos: Ghard, Rana y Raheek. Los dos
primeros descubrieron nuevas acumulaciones
de hidrocarburos que dieron origen a dos nuevas
áreas comerciales de desarrollo.
Los descubrimientos logrados dieron origen a la
creación de la compañía PetroShahd, donde
participan Oil Search (49,5%) y Enap Sipetrol
(50,5%), la cual tiene por finalidad la operación,
volver al índice
89
enaP s
iPetrol s
.a.
89
décimo descubrimiento en egiPto
en abriL de 2007 enap sipetroL s.a., concretó su décimo
descubrimiento de petróLeo en egipto, esta vez en eL
pozo gHard-1, en eL bLoQue east ras Qattara, desierto
occidentaL deL país norafricano. en esta Área enap ya
anotaba un anterior HaLLazgo, correspondiente aL pozo
sHaHd-1 (noviembre de 2006).
tanto de la producción y desarrollo, como de la
exploración en el bloque East Ras-Qattara.
Por otra parte, durante 2007 continuaron los
estudios para definir nuevos prospectos a per-
forar tras la adquisición de 375 km2 de sísmica
3D. Estos estudios continuarán durante 2008.
Además, en diciembre de 2007 se inició la per-
foración del quinto pozo exploratorio en el bloque
East Ras-Qattara, conocido como Salma-1.
Bloque Rommana
Este bloque de 6.184 km2 se ubica en la parte
Norte de la península de Sinaí y fue adjudicado al
consorcio formado por PTTEP (30%), Centrica
(30%) y operado por Enap Sipetrol (40%), en la
ronda de licitaciones de EGAS del año pasado.
Esta área presenta un gran potencial, debido a
que convergen tres ambientes geológicos, lo
que aumenta su atractivo (Delta, Jurásico y Gol-
fo de Suez). La firma del contrato con el Estado
egipcio se efectuó el 18 de septiembre de 2007.
Actualmente se encuentra en proceso de licita-
ción la sísmica 3D, para un programa de aproxi-
madamente 1.000 km2. El compromiso contrac-
tual establece la perforación de seis pozos
durante la primera etapa exploratoria que tiene
una duración de tres años.
Bloque Sidi Abd El Rahman (SAER)
Este bloque costa afuera de 4.294 km2 está
ubicado en la costa mediterránea al oeste de
Alejandría. Fue adjudicado al consorcio formado
por PTTEP (30%), Enap Sipetrol (30%) y opera-
do por Edison (40%), en la ronda de licitaciones
de EGAS 2006.
Este bloque tiene un atractivo potencial explo-
ratorio y con la información existente se ha
identificado una serie de prospectos que serán
definidos con una nueva campaña de sísmica
3D, a realizarse en 2008. El compromiso con-
tractual establece la perforación de dos pozos
durante la primera etapa exploratoria, que tiene
una duración de tres años. Actualmente se tra-
baja en la contratación de la adquisición
sísmica.
irán
Bloque Mehr
Enap Sipetrol S.A. posee el 33% de participa-
ción en el Bloque Mehr, en sociedad con Repsol
YPF y OMV, actuando ésta última compañía
como operador. El bloque se halla en una de las
provincias más ricas en petróleo del mundo,
adyacente al campo Ahwaz.
El 30 de junio de 2007, la empresa estatal iraní de
petróleo NIOC, declaró comercial el yacimiento
Band E Karkheh. A partir de esa fecha, se dio inicio
al proceso de negociación del contrato de desa-
rrollo del yacimiento, que tiene una estimación
promedio de reservas de 217 millones de barriles.
Se espera que la negociación de este programa
de desarrollo termine a mediados de 2008.
En abril de 2007 se inició la perforación del ter-
cer y último pozo comprometido en la fase de
exploración del contrato de servicio con NIOC.
El pozo ha mostrado evidencias de petróleo en
las zonas Sarvak e Ilam, las que están siendo
probadas y se espera que tengan resultados
definitivos en el primer trimestre de 2008.
Por otra parte, Enap Sipetrol S.A. continuó con
el proceso de venta del bloque a la empresa Iraní
Aznor Energy. Sin embargo, a mediados de año
y debido al retiro de uno de los socios
compradores (Petromal) y en ausencia de la
autorización esperada de NIOC de la sociedad
compradora, se decidió cancelar la venta.
Posteriormente, se inició un proceso de venta
abierto, pronosticándose de gran interés para la
industria, debido a la comercialidad del bloque.
Se espera concluir este proceso durante 2008.
SínteSiS de la geStión >
VentaS en Chile >
PartiCiPaCión de merCado >
inVerSioneS >
r&l en magallaneS >
internaCionalizaCión / exPortaCioneS >
enaP refineríaS S.a. >
direCtorio y Plana ejeCutiVa >
reSultadoS del ejerCiCio >
inVerSioneS ejeCutadaS en 2007 >
geStión de rr.hh. >
geStión ambienta > l
línea de negociosrefinación y logística
93
92
13,4m3
milloneSDe crudo procesaron
las refinerías Aconcagua,
Bío Bío y Gregorio en 2007.
SUDAMÉRICA
NACIONAL
ASIA
ÁFRICA
origen del Crudo ProCeSadoen refineríaS de enaP
refinaCión l
ogíStiCa y
Com
erCializaCión
VolVer al índiCe
93
SínteSiS de reSultadoS
En 2007 el mercado internacional se caracterizó
por la continua alza en los precios del petróleo
y sus derivados. Esto se explica principalmente
por el sostenido aumento del consumo, deriva-
do del rápido crecimiento de la economía mun-
dial, que enteró en 2007 un periodo de cinco
años de expansión sistemática, en el contexto
de un débil crecimiento de la producción de
petróleo.
En el mercado nacional, el consumo de produc-
tos refinados fue de 19,1 millones de m3, lo que
significó un incremento de 30,5% respecto de
2006. Este fuerte aumento se debió principal-
mente al mayor consumo de diesel para uso
en las centrales termoeléctricas, en reemplazo
del gas natural que dejó de fluir desde
Argentina.
La fuerte restricción del gas natural argentino
tuvo un gran impacto en diversos sectores
productivos, afectando los costos operaciona-
les y financieros de las compañías eléctricas y
manufactureras, incluyendo las propias refine-
rías de ENAP, que debieron sustituir gas natu-
ral por otros combustibles en sus procesos.
Junto con ello, ENAP debió realizar un mayor
esfuerzo para importar más diesel, de modo
de abastecer el incremento de la demanda
termoeléctrica, aumentando con ello los cos-
tos logísticos y financieros.
Las inversiones realizadas por la Línea de Ne-
gocios de Refinación y Logística de ENAP
(R&L), permitieron responder a la mayor de-
manda, como también a los nuevos requeri-
mientos de calidad de los productos.
El mayor consumo de crudos intermedios y
pesados permitió a ENAP en 2007 capturar un
margen más conveniente, como también otros
beneficios asociados a los menores costos de
transporte y aranceles, al adquirir estos crudos
en el mercado sudamericano.
Todo lo anterior se tradujo en una utilidad ope-
racional de US$ 82,4 millones, lo que sumado
al resultado no operacional negativo de
US$ 55,4 millones, significaron una utilidad final
para Enap Refinerías S.A. (después del Impues-
to a la Renta) de US$ 20,8, millones, cifra supe-
rior a la pérdida de US$ 75,6 millones registrada
en el ejercicio anterior.
Durante 2007 se inauguraron tanto en Refinería
Aconcagua como en Refinería Bío Bío dos nue-
vas plantas de producción de diesel de bajo
azufre, lo que implica aumentar y mejorar la ca-
lidad del diesel mediante la reducción de azufre.
A su vez, ambas unidades permiten satisfacer
en parte la creciente demanda de petróleo die-
sel de alta calidad en el país, particularmente en
la Región Metropolitana, donde el Plan de Pre-
vención y Descontaminación Atmosférica exige
el uso de este combustible con un nivel máximo
de 50 partes por millón (ppm) de azufre. Estas
unidades se pusieron en servicio durante el se-
gundo semestre de 2007.
refinaCión
Durante 2007 las refinerías de ENAP (Aconcagua,
Bío Bío y Gregorio) procesaron un total de 11,7
millones de m3 de crudo, proveniente principal-
mente de Sudamérica y África. Esta cifra es infe-
rior en 7% a la alcanzada en el ejercicio 2006.
El origen del crudo utilizado por ENAP en 2007 fue
el siguiente: 59,8% de Sudamérica, 21,9% de
África, 17,0% Asia y 1,3% nacional (ver gráfico).
Línea de negocios de Refinación y Logística
Volumen de crudo procesado por enap en 2007
crudos ToTal r&lmm3 % can.
Livianos 4.377 33
Intermedios 2.948 22
Pesados 4.330 32
Cargas Complementarias 1.739 13
ToTal 13.394 100
producción de combusTibles de enap en 2007
producTos ToTal r&lmm3 % can.
Gas Licuado 1.311 10
Gasolinas 2.977 23
Kerosenes 773 6
Diesel 3.822 29
Petróleo Combustible 2.593 20
Prod. Industriales y otros 1.595 12
ToTal 13.070 100
En 2007 la refinación de crudos pesados alcanzó
a 4,3 millones de m3, manteniendo la meta ten-
diente a flexibilizar la canasta de crudos. De este
modo los crudos intermedios y pesados repre-
sentan el 62% del total de crudos procesados;
y el 54% de la refinación total (considerando
cargas complementarias).
La refinación total, incluyendo cargas comple-
mentarias, alcanzó a 13,4 millones de m3.
La producción alcanzó a 13,0 millones de m3, en
su mayor parte correspondiente a petróleo diesel
y gasolina, productos de mayor valor, con 29% y
23% de la canasta, respectivamente.
La producción de 2007 se vio alterada por las de-
tenciones programadas de plantas, especialmente
en Refinería Aconcagua, con el fin de realizar ope-
raciones de mantenimiento e introducir mejoras
en los procesos y en la capacidad de refinación.
Considerando las refinerías Aconcagua y Bío Bío,
la tasa de utilización de ambas fue de 82,4% y la
disponibilidad operativa alcanzó al 92,7%.
95
94
VolVer al índiCe
95
VentaS
Las ventas totales, tanto al mercado nacional
como al internacional, fueron de 16,8 millones
de m3 (290.300 barriles/día), 7% sobre las ven-
tas de 2006, las que están compuestas princi-
palmente por combustibles líquidos y gas licua-
do, y cantidades menores de olefinas y otros
productos industriales.
Los productos más vendidos correspondieron
justamente a los de mayor valor, esto es, gasolina
y diesel, tuvieron una participación de 21% y 42%,
respectivamente.
VentaS al merCado naCional
En el mercado nacional las ventas fueron de 15,1
millones de m3 (259.700 barriles/día), 15% más
que en 2006, lo que significó una participación de
mercado en el país de 78,9%, 10,4 puntos porcen-
tuales inferior a la del período anterior. Esta menor
participación de mercado obedece al fuerte incre-
mento del consumo nacional (demanda), como
resultado de la severa restricción de gas natural
argentino, que tuvo que suplirse principalmente
con importación de diesel y petróleos combusti-
bles, volúmenes que no se consideran para el
cálculo de la participación de mercado.
Entre las ventas nacionales, el producto más
vendido fue el petróleo diesel, con 6,7 millones
de m3 (115.300 barriles/día) y una participación
de mercado de 70,6%; seguido por la gasolina
vehicular, con una venta de 2,8 millones de m3
(48.400 barriles/día) y con una participación de
mercado de 90,1%.
Los volúmenes siguientes corresponden al pe-
tróleo combustible, con ventas de 2,6 millones
de m3 (45.400 barriles/día) y una participación de
mercado de 97,6%; y gas licuado, con 1,2 millón
de m3 (21.300 barriles/día) y una participación de
mercado de 58,6%. Las ventas restantes corres-
ponden a productos en que tradicionalmente
ENAP tiene una participación de mercado muy
cercana al 100,0% entre los que se cuentan ke-
rosene, productos industriales y olefinas.
Cabe destacar que del total de las ventas, 12,1
millones de m3 (208.500 barriles/día) correspon-
dieron a producción propia, lo que representa el
72% del total. El 28% restante fue abastecido
con importaciones que ascendieron a 4,7 millo-
nes de m3 (81.700 barriles/día), donde el princi-
pal producto fue el diesel con 3,1 millones de m3
(54.100 barriles/día), que equivale al 66% de
este volumen.
parTicipación de mercado de enap en 2007
ciFras en mm3VenTas
nacionalesconsumo nacional
parTicipación de mercado
imporTaciones exporTaciones
Gas Licuado 1.238 2.114 58,6% 379 188
Gasolina Vehicular 2.812 3.121 90,1% 720 807
Kerosene 1.068 1.063 100,0% 306 0
Diesel 6.693 9.485 70,6% 3.139 342
Petróleo Combustible 2.638 2.704 97,6% 192 95
Productos Industriales y Otros (*) 620 619 100,0% 8 344
ToTal 15.068 19.106 78,9% 4.744 1.776
(*) Incluye Propileno, Etileno, Naftas, Solventes y Asfalto entre otros.
Línea de negocios de Refinación y Logística
inVersiones de línea r&l de enap en 2007
Filial mmus$
Enap Refinerías S.A. 143,5
Refinería Aconcagua 67,2
Refinería Bío Bío 75,4
Depto de Almacenamiento y
Oleoductos0,9
R&L Magallanes 2,1
Aportes de Capital 18,8
ToTal 164,4
Estas inversiones se orientaron a mejorar la cali-
dad de productos, aumentar la capacidad de pro-
ducción, adecuar las instalaciones a normativas
medioambientales y de seguridad, y a aumentar
la confiabilidad en suministros, entre otros.
inVerSioneS
Durante 2007 la Línea de Negocios de R&L
desarrolló inversiones por un monto de
US$ 164,4 millones, las cuales fueron realizadas
en sus filiales de la siguiente forma:
95
refinaCión l
ogíStiCa y
Com
erCializaCión
95
VolVer al índiCe
exPortaCioneS de enaPen 2007 mileS de m3
GASOLINA
Incluye las GasolinasIntermedias y Naftas.
GAS LICUADO
TOTAL
DIESEL
97
96
VolVer al índiCe
97
ProyeCtoS ejeCutadoS
Con reCurSoS ProPioS
En el 2007 finalizó la ejecución de un conjunto
de proyectos, entre los cuales destacan los si-
guientes en Refinería Aconcagua:
Producción de Diesel de Bajo Azufre, que >
permite aumentar la capacidad de producción
de diesel y mejorar la calidad de éste median-
te la reducción del contenido de azufre.
Adecuación del Terminal Quintero para bu- >
ques de gran tamaño del tipo Very Large
Crude Carrier (VLCC) y estanques de crudo.
Nuevas instalaciones eléctricas con el pro- >
pósito de ampliar la infraestructura para su-
ministro de energía externa a la Refinería y
permitir la alimentación de las nuevas unida-
des de proceso, mejorando además la con-
fiabilidad del sistema.
Relocalización de la Sala de Control Nº 2, con >
el objetivo de aumentar la seguridad del per-
sonal que trabaja en la sala de control del
área de procesos, especialmente en casos
de emergencias.
Mejoramiento del Sistema Contra Incendio >
y reemplazo de una caldera de vapor en el
Terminal Quintero, lo que a su vez permitió
la normalización de instalaciones, para dar
cumplimiento al Decreto Supremo N°90/96
y adecuar éstas al procesamiento de crudos
pesados.
En Refinería Bío Bío destaca la culminación de
los siguientes proyectos:
Durante 2007 se ejecutó y se puso en mar- >
cha la remodelación de la planta de Hidrocra-
king Severo, lo que completó las obras que
se desarrollaron durante 2006 y que consis-
tieron en aumentar la capacidad de la planta
de Desulfurización de Diesel. Estas unidades
están destinadas a la producción de diesel
de bajo azufre.
Sistema de Alarmas por Alto Nivel en Estan- >
ques de Almacenamiento.
Bombas Spare para productos de la Planta >
de Coker.
Instalación de separadores para cargas en >
plantas de azufre.
Normalización de la alimentación de Gas Oil >
para la Unidad MHC y Control de Emisiones.
ProyeCtoS en deSarrollo
En Refinería Aconcagua, los proyectos de mayor
importancia que se encontraban en desarrollo
durante el ejercicio 2007 eran los siguientes:
Nueva Unidad de Alquilación. > Durante el año
se completó la fase de “Front End Egineering
Design” (FEED), cuya finalidad es mejorar
las estimaciones de costos del proyecto,
considerando los recientes aumentos en el
valor del acero, los equipos y los contratos.
Construcción de la Unidad de Topping 3. > Se
completó el desarrollo de la ingeniería básica
y se ha avanzado en la obtención de los per-
misos ambientales así como en la prepara-
ción de antecedentes para iniciar el proceso
de licitación de la fase de construcción.
Adecuación a Normas y Mejoramiento del >
Sistema Contra Incendio. Su objetivo es ade-
cuar las instalaciones a la normativa vigente.
Se está efectuando una reposición parcial y
un importante mejoramiento de instalacio-
nes que se encuentran deterioradas o que
no cumplen con la normativa.
Nueva caldera en Área de Suministros. > El
proyecto tiene por objetivo incrementar la
capacidad instalada de generación de vapor
de 600 Psi en el área suministros de la Refi-
nería, con el fin de mejorar la confiabilidad de
este servicio en las unidades de procesos.
A su vez, en Refinería Bío Bío se estaban desa-
rrollando los siguientes proyectos:
Adecuación de la Refinería para crudos pesa- >
dos. El objetivo es adecuar las unidades de
fraccionamiento primario que permitan incor-
porar crudos más pesados a su canasta de
refinación.
Unidad de Desulfurización de Nafta de FCC*. >
Este proyecto se encuentra próximo a iniciar
su puesta en marcha y su objetivo es reducir
el contenido de azufre en las gasolinas.
Línea de negocios de Refinación y Logística
*Fluid catalytic cracking
164uS$
milloneSFue el monto de inversión de la
Línea R&L en 2007.
97
refinaCión l
ogíStiCa y
Com
erCializaCión
97
VolVer al índiCe
Estanques de almacenamiento de diesel y >
gasolina. Con la ejecución de este proyecto
se podrá atender de forma más eficiente los
embarques de productos, al aumentar el ta-
maño de los estanques y manejar un mayor
rango de calidades, necesarias para las
exportaciones.
Nuevo terminal marítimo en San Vicente. > Este
proyecto, que implica la construcción de un
muelle tipo pasarela y la instalación de las
tuberías necesarias para conectar los barcos
con la estación de transferencia ubicada en
tierra, se está desarrollando en el marco del
Plan de Ordenamiento del Borde Costero de
la Bahía de San Vicente.
ProyeCtoS iniCiadoS en 2007
Dentro del conjunto de nuevos proyectos inicia-
dos el 2007 en Refinería Aconcagua destacan
los siguientes:
Ampliación Capacidad para Producción de >
Diesel de Bajo Azufre. El proyecto consiste en
duplicar la capacidad de procesamiento de la
unidad existente de Hidrotratamiento de
Diesel de 3.500 m3/día a 7.000 m3/día. Esto
se logrará con la instalación de un segundo
tren de reacción que tendrá las mismas ca-
racterísticas y capacidades del actual, ope-
rando en paralelo con éste.
Construcción de Unidad de Hidrocracking >
Severo. El objetivo es aumentar la produc-
ción de diesel de bajo contenido de azufre.
Esta unidad y sus plantas anexas forman
parte de la expansión mayor de la Refinería
Aconcagua, que incluye, entre otros, la nue-
va unidad de Topping y Vacío, el Segundo
Tren de Reacción de la Nueva Unidad de
Hidrotratamiento de Diesel, plantas auxilia-
res de tratamiento, offsites, etc. Durante
2007 se seleccionó la tecnología y se adju-
dicó e inició la ejecución de la ingeniería
básica.
En 2007 comenzó el desarrollo de los siguientes
proyectos en Refinería Bío Bío:
Estudio para la Ampliación de Capacidad de >
Refinación. El estudio considerará las factibi-
lidad de ampliación tanto en la capacidad de
procesar crudos (Topping y Vacío) como en
las capacidades de conversión (plantas se-
cundarias de procesamiento), con una visión
que tome en cuenta todo el parque refinador
de ENAP.
Otros proyectos iniciados. > Instalación de un
sistema de control automático para mezcla-
do de diesel; red de monitoreo ambiental y
de sellos dobles para bombas de procesos;
normalización de instalaciones para la protec-
ción de estructuras y equipos; implementa-
ción de sugerencias de seguridad; mejora-
miento del Sistema Contra Incendios de
acuerdo con las normativas vigentes; y me-
joramientos en el área de movimiento de
productos y en los sistemas de recepción y
entrega de productos desde y hacia los
terminales.
ProyeCtoS en aSoCiaCión Con terCeroS
Complejo de Coker en Refinería Aconcagua. >
Su construcción terminará en el segundo
trimestre de 2008 y representa una inversión
de US$ 430 millones. Permitirá a Refinería
Aconcagua reducir sus costos de produc-
ción, aumentando la utilización de crudos
pesados, disponibles en América Latina.
Junto con ello, permitirá adecuarse a los re-
querimientos futuros de la demanda que
implica un mayor consumo de diesel y un
menor consumo de petróleos combustibles
pesados. Durante 2007 se completó la inge-
niería de detalles y el suministro de equipos
y materiales, y se ha desarrollado la mayor
parte de la construcción. Al término del ejer-
cicio presentaba un avance global del 95%.
Área ContratiStaS en refinería aConCagua
ModeRnas instaLaciones que peRMitiRán MejoRaR Las condiciones de vida de Los
tRabajadoRes contRatistas, inauguRó eL 24 de eneRo de 2007 RefineRía aconcagua.
de esta foRMa se cuMpLió uno de Los coMpRoMisos estabLecidos en eL “pRotocoLo
de gestión LaboRaL fRente a Las eMpResas contRatistas”, fiRMado eL 15 de dicieMbRe
de 2004.
marCa Primax en eCuador
La coLigada de enap en distRibución MinoRista, pRiMax,
Lanzó oficiaLMente en novieMbRe de 2007 su MaRca en
ecuadoR, aL ReabRiR en quito 17 estaciones de seRvicio
que antes peRtenecieRon a sheLL, con una nueva
iMagen coRpoRativa. estas se suMan a Las inauguRadas
anteRioRMente en guayaquiL y cuaco, totaLizando 62
puntos de ventas de coMbustibLes en ese país.
VolVer al índiCe
99
98
exporTaciones de combusTibles de enap en 2007
2007 (mm3 ) argenTina perú ecuadoramérica cenTral
usa ToTales
Gas Licuado 0,0 175,5 12,9 188,4 10,6 %
Gasolinas 28,4 111,4 699,3 297,9 1.136,9 64,0 %
Diesel 52,6 289,1 341,7 19,2 %
Fuel Oil 20,0 75,2 95,2 5,4 %
Otros 14,0 14,0 0,8 %
ToTal 81,0 400,5 175,5 732,1 387,1 1.776,2 100,0 %
exPortaCioneS
Durante 2007 ENAP exportó 1,8 millón de me-
tros cúbicos de productos derivados del petró-
leo, lo que equivale al 13,6% de la producción
total de sus refinerías. Este volumen representa
una disminución de 33,5% respecto de 2006.
América Central fue el principal destino de las
exportaciones de ENAP en 2007, con el 41,2%
de éstas. Los principales productos exportados
a esta zona fueron gasolina y fuel oil (95,5% y
2,7%, respectivamente) .
Perú fue el segundo destino de las exportaciones
de ENAP, con el 22,5% de éstas. Dicho volumen
Línea de negocios de Refinación y Logística
de exportación fue similar con respecto a 2006,
siendo los principales productos exportados,
gasolinas con 27,8% y diesel con 72,2%.
Los principales destinos después de Perú fueron
Estados Unidos, con 387.100 de metros cúbicos,
seguido de Ecuador y Argentina con 175.500 y
81.000 metros cúbicos, respectivamente.
Las gasolinas continuaron siendo el principal
producto de exportación de ENAP, con 64,0%
del volumen total exportado. En segundo y tercer
lugar se ubicaron el diesel y el gas licuado de
petróleo, con 19,2% y 10,6%, respectivamente.
El 6,2% restante del volumen total exportado
correspondió al fuel oil y productos industriales,
siendo Estados Unidos el principal destino.
r&l en el exterior
Enap Refinerías S.A. cuenta con la filial MANU
para ejecutar las operaciones de importación de
combustibles en Perú. A su vez desarrolla activi-
dades de retail en este país a través de la coligada
Primax S.A.; y también en Ecuador, mediante su
participación en la coligada Holding Primax.
VolVer al índiCe
99
refinaCión l
ogíStiCa y
Com
erCializaCión
AMÉRICA CENTRAL
USA
ECUADOR
PERÚ
ARGENTINA
deStino exPortaCioneS enaP
101
100
VolVer al índiCe
101
DIESEL
GASOLINA
origen del Crudo ProCeSado en refinería gregorio
exPortaCioneS de enaP al Sur de argentina
n 2007 se comercializó en la XII Región,
Zona Central, y en el mercado del sur
argentino, gasolina, kerosene y diesel un vo-
lumen de 270.000 m³. La demanda del mer-
cado regional se abastece 100% con produc-
ción propia.
ProduCCión en Planta de Cabo negro
La producción de la Planta de Cabo Negro alimen-
tada de gas natural proveniente del suministro
nacional y mayoritariamente de los cuatro conve-
nios de importación vigentes con productores de
la cuenca austral de Argentina, registró una dismi-
nución de 8,6% respecto del período anterior,
debido a las restricciones gubernamentales argen-
tinas a las exportaciones. La producción total de
esta Planta fue de 853.000 m³ de propano, butano
y gasolina natural. De esta cifra 183.000 m³ co-
rrespondieron a butano del Consorcio Cuenca
Marina Austral.
Los embarques de gas licuado de petróleo
(GLP) desde Cabo Negro hacia la Zona Central
del país alcanzaron los 707.000 m³ en el año.
E
ARGENTINA
ANGOLA
TAILANDIA
OTROSARZERBAIYÁN
NACIONAL
GABÓN
COLOMBIA
ARGENTINA
OTROS NACIONAL
año 2007 (559 mm³)
año 2006 (780 mm³)
Refinación y Logística en MagaLLanes
101
refinaCión l
ogíStiCa y
Com
erCializaCión
101
VolVer al índiCe
Por otra parte, entre los meses de octubre y di-
ciembre de 2007 se realizó exitosamente la ins-
pección, mantenimiento y calibración del estanque
refrigerado de butano (16.000 m3), la cual permitió
comprobar el buen estado general del mismo.
refinería gregorio
Debido a la restricción casi total de las exporta-
ciones argentinas de petróleo, la producción de
esta Refinería bajó en 28% en 2007, respecto
del ejercicio precedente. Mientras en 2006 se
produjeron 780.000 m3, en 2007 el volumen
alcanzó 559.000 m3, lo que implicó un cambio
en la canasta de crudos a refinar y de la logística
asociada.
En 2007 se continuó abasteciendo de gasolina
y petróleo diesel al sur argentino con un volu-
men que alcanzó a 72.000 m3, cifra similar a la
de 2006.
reConVerSión laboral
En el ámbito de Recursos Humanos, en 2007 se
realizó el proceso de reconversión laboral para
que un grupo de seis trabajadores que se desem-
peñaban como capataces y jornaleros especiali-
zados adquirieran las competencias necesarias
para realizar funciones de operadores de termi-
nales. Este proceso cumple lo establecido en el
Protocolo de Desarrollo de las Personas y Exce-
lencia en el Desempeño, suscrito por las federa-
ciones de trabajadores de la Empresa.
Calidad y medio ambiente
En 2007 se realizó el levantamiento de informa-
ción medioambiental de las instalaciones de
R&L en Magallanes, en las áreas de Gregorio y
Cabo Negro, tomando como referencia los re-
quisitos de la Norma ISO 14001. En este senti-
do, la firma Bureau Veritas realizó la tercera au-
ditoria de Certificación al Sistema de Gestión de
Calidad de R&L de Magallanes. El resultado de
la auditoría reveló que este Sistema ha conti-
nuado evolucionando favorablemente.
ProyeCtoS de inVerSión
La cartera de proyectos de 2007 en R&L de
Magallanes concluyó con desembolsos por
US$ 2,1 millones y uno de los principales pro-
yectos concluidos fue la construcción de un
patio de carga en Refinería Gregorio, para ase-
gurar la distribución de diesel y de kerosene en
la XII Región. Esta obra también reduce el cos-
to del transporte de diesel que se exporta al
sur argentino y optimiza el almacenamiento de
combustibles en Cabo Negro.
Actualmente se encuentran en desarrollo, los
siguientes proyectos: reemplazo de calderas;
reemplazo de generadores; adecuación de Re-
finería Gregorio para procesamiento de canasta
de crudos; instalación de recuperador de vapo-
res de nafta; mejoramiento de generación eléc-
trica en Planta de Cabo Negro; y reposición de
bombas para cargamento de crudo en Terminal
Gregorio.
103
102
VOLVER AL ÍNDICE
103
ENAP REfiNERíAs s.A.
EN NOViEMBRE DE 2007, EN ECUADOR, A TRAVÉs DE LA MARCA PRiMAX, sE iNAUGURARON 17 EsTACiONEs DE sERViCiO. EsTAs sE sUMAN A LAs iNAUGURADAs ANTERiORMENTE EN GUAYAQUiL Y CUACO, TOTALiZANDO 62 PUNTOs DE VENTAs DE COMBUsTiBLEs EN EsE PAís.
3. Marcos Varas Alvarado
Director
Técnico Operador
RUT: 10.409.044-3
5. Yerko Ljubetic Godoy
Director
Abogado
RUT: 8.077.485-0
6. Paula Hidalgo Mandujano
Directora
Ingeniero Comercial
RUT: 12.885.835-7
6. Guillermo del Valle de la Cruz
Director
RUT: 7.379.488-9
103
ENAP R
EFINERÍAS S
.A.
103
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Notas(1) El 27 de abril de 2007, la Junta Ordinaria de Accionistas designó como Directores de la Sociedad a las señoras Berta
Belmar Ruiz y Paula Hidalgo Mandujano; y a los señores Gabriel Aldoney Vargas, Guillermo del Valle de la Cruz, Sergio Galán Bidegaín, Yerko Ljubetic Godoy, Marcos Varas Alvarado y Enrique Dávila Alveal.
(2) En sesión ordinaria de 29 de agosto de 2007, el Directorio de Enap Refinerías S.A designó como Director de la sociedad al señor Christian Kúsulas Cervelló.
7. Christian Kúsulas Cervelló (2)
Director
Economista
RUT: 6.584.476-1
1. Enrique Dávila Alveal (1)
Presidente
Economista
RUT: 5.032.869-4
2. Gabriel Aldoney Vargas
Director
Ingeniero Mecánico
RUT: 5.596.718-0
4. Berta Belmar Ruiz
Directora
Abogado
RUT: 5.328.023-4
7. Sergio Galán Bidegaín
Director
Ingeniero Comercial
RUT 6.825.236-9
Enap Refinerías S.A.
105
104
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105
SÍNtESIS DE LA gEStIóN
Los resultados obtenidos por Enap Refinerías S.A.
en 2007 reflejan las condiciones internacionales
de mercado, que se caracterizaron por el aumento
sostenido de los precios de los crudos. Estos fue-
ron compensados en parte por el buen nivel de los
márgenes de refinación.
De este modo, el margen producto-crudo fue
superior al proyectado. Es así como el margen
primo unitario, entendido como el precio de
venta menos el costo del petróleo crudo incor-
porado en los productos vendidos, fue 10%
superior al proyectado para el año, en tanto que
las ventas totales, incluyendo las exportaciones,
alcanzaron a los 16,8 millones de m3, volumen
que representa un 7% por sobre las de 2006.
Lo anterior fue compensado por el efecto nega-
tivo que tuvo la crisis de abastecimiento de gas
natural argentino en los costos operacionales y
financieros de la empresa, ya que fue necesario
reemplazarlo por combustibles de producción
propia que tienen un mayor valor. Además se
suma el aumento en la energía eléctrica y en los
costos de la logística, provocado por el mayor
volumen de importacion de diesel
En 2007 se registraron dos incidentes operati-
vos que también afectaron transitoriamente las
actividades productivas. Fue el caso del derra-
me de petróleo crudo ocurrido en la bahía de
San Vicente el 25 de mayo; y la inflamación de
un enfriador de aire de la Planta de Reformación
Catalítica de Refinería Aconcagua el 9 de octu-
bre, y que costó la vida a un trabajador de una
empresa contratista.
La puesta en marcha de nuevas plantas para
aumentar la calidad de los productos y la mate-
rialización de importantes acuerdos con terceros
para desarrollar nuevos proyectos, fueron hitos
claves de la gestión 2007 de esta filial de ENAP,
que apuntan a posicionar a la Empresa como la
mayor compañía de refinación de petróleo de la
costa del Pacífico de América Latina
RESuLtADOS
Los resultados de Enap Refinerías S.A. para este
período arrojaron una utilidad de US$ 20,8 millo-
nes, cifra que se compara favorablemente con la
pérdida de US$ 75,6 millones del año anterior.
Esto se explica por un resultado operacional de
US$ 82,4 millones, y por un resultado no opera-
cional negativo de US$ 55,4 millones, originados
fundamentalmente por gastos financieros.
En el ámbito de las operaciones, el volumen de
refinación, incluyendo crudos y cargas comple-
mentarias, alcanzó a 12,1 millones de m3. La
producción fue de 11,7 millones de m3, siendo los
principales productos el diesel y la gasolina, con
29% y 23% de la canasta, respectivamente. En-
tre otros indicadores de la operación alcanzados
en 2007 están el rendimiento volumétrico con
97,3% y la disponibilidad de plantas de 92,7%
(promedio refinerías Aconcagua y Bío Bío).
En 2007 el volumen total de ventas al mercado
nacional fue de 14,9 millones de m3, cifra que re-
presenta una participación de mercado de 77,9%.
Por su parte, las exportaciones alcanzaron a 1,7
millones de m3 que representan el 9,9% del total
de productos vendidos por Enap Refinerías.
FINANCIAmIENtO DE INVERSIONES
Las fuentes de financiamiento de los proyectos
de inversión de Enap Refinerías S.A. proviene
principalmente del ítem depreciaciones y casti-
gos, así como por capitalización o retención de
utilidades cuando existen, saldos de caja y en-
deudamiento con la matriz.
Es política de la matriz ENAP financiar los déficit
de caja de sus filiales, provenientes de sus ope-
raciones y/o ejecución de sus planes de inver-
siones. El endeudamiento de la Filial con la
Matriz se indexa a una tasa de interés flotante,
considerando el costo all in logrado por ENAP
en el mercado financiero nacional o internacio-
nal, sobre la base de la tasa Libor.
ENAP Refinerías S.A. no tiene endeudamiento
en el mercado de capitales o con bancos
comerciales.
PROyECtOS DE INVERSIóN
Durante el ejercicio 2007 el desembolso en inver-
siones de Enap Refinerías alcanzó los US$ 143,5
millones. Al incluir los desembolsos de aportes
de capital a proyectos desarrollados con terceros,
esta cifra llega a US$ 155,1 millones.
DEPARtAmENtO DE ALmACENAmIENtO
y OLEODuCtOS (DAO)
Durante 2007 el Departamento de Almacena-
miento y Oleoductos de Enap Refinerías S.A.
(DAO), encargado de la logística de Enap Refine-
rías, realizó inversiones por US$ 900.000 en
proyectos destinados a la optimización y mejora-
miento en la seguridad de las instalaciones y a su
adecuación a las normativas medioambientales.
Entre los proyectos finalizados destacan el me-
joramiento de los sistemas de carga y descarga
de camiones de gas licuado de petróleo (GLP)
y la normalización de los sistemas contra incen-
dio de las plantas de Maipú y Linares. Se en-
cuentra también en desarrollo la Construcción
de un estanque para kerosene doméstico en la
Planta Maipú del DAO.
Además, durante 2007 se iniciaron y actualmen-
te se encuentran en desarrollo proyectos desti-
nados a la reposición de cañerías del sistema
contra incendios en la Planta Linares y a la nor-
malización del sistema contra incendio en la
Planta San Fernando.
ENAP REFINERÍAS S.A .ENAP REFINERÍAS S.A .
105
ENAP R
EFINERÍAS S
.A.
105
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InversIones de enap refInerías s.a. en 2007
fILIaL MMUs$
Enap Refinerías S.A. 143,5
Refinería Aconcagua 67,2
Refinería Bío Bío 75,4
Depto Almacenamiento y Oleoductos 0,9
Aportes de Capital 9,6
ToTaL 153,1
107
106
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107
gEStIóN DE RECuRSOS HumANOS
La gestión de recursos humanos de Enap Refi-
nerías S.A. en 2007 estuvo orientada a profun-
dizar el nuevo Plan Común de Empresa 2007-
2011.
Durante el período se apreció un importante avan-
ce en las acciones orientadas a la articulación de
herramientas para el mejoramiento continuo de la
gestión; y el mejoramiento de la calidad de vida de
los trabajadores, tanto de los trabajadores que la-
boran en régimen de turno como en horario admi-
nistrativo normal.
Se observaron también importantes avances en
el proceso de levantamiento de competencias
laborales y en la orientación de los planes de
capacitación; en el desarrollo integral de las
personas; y en actividades orientadas al logro
de los objetivos estratégicos de la Empresa.
Las relaciones con los representantes sindicales
se dieron en un ambiente de mutuo respeto,
confianza, amplia participación y comunicación
expedita. Destacan en este plano la participación
de las federaciones de Trabajadores y de Profe-
sionales y Supervisores en la evaluación periódi-
ca de los protocolos que forman parte del PCE.
ENAP REFINERÍAS S.A .
Durante el ejercicio se constituyeron los Conse-
jos PCE Locales, compuestos por los gerentes
locales y sus ejecutivos, y por las directivas sin-
dicales correspondientes, los cuales velarán por
la aplicación del PCE y sus Protocolos comple-
mentarios a su realidad, incluyendo iniciativas
de ejecución local.
PROyECCIóN HACIA LA COmuNIDAD
En el plano de las relaciones con la comunidad,
es destacable la contribución de Enap Refinerías
S.A. en proyectos sociales para mejorar las con-
diciones de empleabilidad de trabajadores ce-
santes y ayudar en el mejoramiento del nivel
educacional y formación en oficios a jóvenes y
adultos. Esto se ha traducido en el financiamien-
to de cursos de especialización a través del
programa de becas que impulsa el Gobierno,
con el apoyo del Servicio Nacional de Capacita-
ción y Empleo (Sence). En la Quinta Región se
realizaron ocho actividades de este tipo que
beneficiaron a pobladores de Concón, Puchun-
caví y Quintero; y en la Octava Región se reali-
zaron cuatro programas de formación orienta-
dos a los hijos de los trabajadores pesqueros de
las comunas de Hualpén y Talcahuano.
Estos programas de capacitación se han gestio-
nado con la intermediación del Organismo Técni-
co Intermedio de Capacitación (OTIC) de la Cá-
mara Chilena de Construcción, los que mediante
licitación se adjudican a organismos técnicos de
capacitación (OTEC). Los postulantes son con-
vocados a través de las oficinas de intermedia-
ción laboral de las respectivas Municipalidades.
Por otra parte, año a año Enap Refinerías S.A.
convoca a estudiantes de distintos estableci-
mientos educacionales para que realicen prácti-
cas laborales, tanto del nivel profesional como
de la educación dual.
LEVANtAmIENtO DE COmPEtENCIAS
En el marco del PCE y de las políticas de recur-
sos humanos de la Empresa, en 2007 se conti-
nuó avanzando en el Proyecto de desarrollo de
un Sistema Integral de Recursos Humanos ba-
sado en Competencias.
Como parte del desarrollo de este proceso los
trabajadores y los ejecutivos de la Empresa han
aportado la información necesaria para describir
NuEVO OLEODuCtO EN QuINtERO
CON LA PREsENCiA DE EjECUTiVOs DE ENAP REfiNERíAs s.A;
DE PETRóLEOs MARiNOs DE ChiLE LTDA., Y DE LOs ALCALDEs
DE QUiNTERO Y DE PUChUNCAVí, EL 4 DE jULiO DE 2007
sE DiO iNiCiO A LA CONsTRUCCióN DEL OLEODUCTO QUE
UNiRá EL TERMiNAL GREDA ALTA DE PETRóLEOs MARiNOs
DE ChiLE LTDA., UBiCADO EN PUChUNCAVí, CON EL TERMiNAL
MARíTiMO DE ENAP EN QUiNTERO.
107
ENAP R
EFINERÍAS S
.A.
107
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los procesos principales y sus productos. Esta
información base es necesaria para reunir las
competencias asociadas a dichos procesos. La
información recogida ha sido revisada y validada
por un equipo conformado por los jefes de de-
partamentos, los jefes de división y por trabaja-
dores representantes de los distintos roles. Las
distintas fases del proyecto se han realizado en
forma paralela en Refinería Aconcagua y Refine-
ría Bío Bío.
Como producto de la evaluación se han detec-
tado las brechas de competencias que, a su vez,
son incluidas en el Plan Anual de Capacitación
de cada departamento.
DOtACIóN DE ENAP REFINERÍAS S.A.
REFINERÍAACONCAGUA
(Incluye DAO)
REFINERÍABÍO BÍO
TOTAL
TOTALES
TOTAL EMPRESATOTAL
Ejecutivos
Profesionales
Técnicos y trabajadores dediferentes especialidades
109
108
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109109109
108
CAPACItACIóN
En 2007 la capacitación estuvo orientada al ne-
gocio de la refinación, optimización de procesos,
desarrollo de habilidades directivas y desarrollo
de las competencias técnicas de los trabajadores
en sus respectivas áreas de trabajo.
En Refinería Aconcagua se levantaron brechas
de competencias técnicas críticas declaradas
por el Plan Común de Empresa para 546 traba-
jadores de las áreas de Producción, Manteni-
miento, Almacenamiento y Terminales y Alma-
cenamiento y Oleoductos. Se realizaron las
evaluaciones en los departamentos de Almace-
namiento y Oleoductos, Mantenimiento, Pro-
ducción y Almacenamiento y Terminales.
En Refinería Bío Bío se dio cobertura a más del
70% de total de la dotación con competencias
para la gestión y desarrollo de la organización,
destacando el cierre de catálogos de competen-
cias durante 2007 en los Departamentos de
Tecnología de la Información, Aprovisionamien-
to, Almacenamiento y Terminales y Producción.
Contratos, Personal, Planeamiento y Gestión.
ENAP REFINERÍAS S.A .
NEgOCIACIONES COLECtIVAS
Durante el ejercicio se realizaron dos procesos
de negociación colectiva, una con el Sindicato
de Turnos de Refinería Aconcagua; y otra con el
sindicato de Profesionales de Refinería Bío Bío.
Ambos procesos se realizaron en un ambiente
de armonía, que permitió llegar a acuerdos sa-
tisfactorios para las partes, dentro del plazo
estipulado por la ley.
gEStIóN DE DOtACIONES
Con el propósito de focalizar la dotación en pro-
cesos centrales del negocio, en condiciones de
flexibilidad laboral, se determinaron las dotacio-
nes necesarias en procesos de soporte por
unidad de negocio, considerando los efectos de
la Ley de Subcontratación, y se definieron solu-
ciones para adecuar la dotación actual a la nece-
saria (desvinculación, reubicación, reconversión
y contratación, retiros anticipados).
En Refinería Aconcagua se realizó una regulari-
zación de subcontratistas, con el fin de disponer
de un sistema integral de gestión de contratistas
que garantice el pleno cumplimiento del Proto-
colo y de la normativa legal. Con fecha 24 de
abril de 2007 se constituyó el Comité Paritario
de Faena.
gEStIóN AmbIENtAL
Durante 2007 las refinerías de Aconcagua y Bío
Bío continuaron trabajando en la adecuación de
sus sistemas de Gestión Ambiental a la Norma
ISO 14.001. Al mismo tiempo siguieron desa-
rrollando controles de emisiones atmosféricas,
residuos industriales sólidos y líquidos, olores
y ruido.
El derrame de petróleo crudo ocurrido en la Ba-
hía de San Vicente, el 25 de mayo de 2007, fue
controlado a través de los planes de contingen-
cia existentes. Como consecuencia de este in-
cidente, se generó el documento “Procedimien-
tos Operativos Terminales Marítimos Refinería
Bío Bío”, y se incorporaron espacios de diálogo
con nuevos stakeholders relacionados con la
actividad pesquera del lugar, creándose una
mesa de trabajo con la Federación Regional de
Pescadores Artesanales y conformada además
por las autoridades de gobierno y de la Gober-
nación Marítima.
109
ENAP R
EFINERÍAS S
.A.
109
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109109
HORAS CONTRATADAS
TOTAL
ACONCAGUAIncluye DAO BÍO BÍO
HORAS DE CAPACITACIÓN
TASA DE CAPACITACIÓN
Aconcagua
Bío Bío
PROMEDIO:
TOTAL
ACONCAGUAIncluye DAO BÍO BÍO
CAPACItACIóN LAbORAL ENENAP REFINERÍAS 2007
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111
SIPETROL Subsidiaria Buenos AiresSIPETROL Subsidiaria Oficinas Río GallegosCuenca Neuquén Bloque La Invernada Cuenca Austral Bloque Área Magallanes Bloque CAM 2-A SurBloque CAM 3Bloque CAM 1Cuenca Golfo de San JorgeBloque Campamento Central Cañadón PerdidoBloque Pampa del Castillo
113
112
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enap en eL Mundo
113
PRODUCTOs ENAP
Productos de terceros
Productos de empresas asociadas
Butano
PropanoPropelene
Combustible para
encendedores y aerosoles Bencina blanca
Diluyentes
Solventes para minería
Kerosene doméstico
Kerosene de aviación JET A1
Aguarrás
Benceno
Xileno
Die
sel C
iuda
d
Die
sel b
Fuel
oi N
6l
Com
bust
ible
mar
ino
IFO
380
Com
bust
ible
mar
ino
IFO
180
Gas natural industrial
y domiciliarioMetanol
Coque
Impermeabilizantes
Cemento Asfáltico
Gasolina 97 oct.
Gasolina aviación (100/130)
Gasolina 95 oct.
Gasolina 93 oct.
Plásticos de baja densidad
Plásticos de alta densidad
Polipropileno
Etileno
Polietileno
Propileno
soCIedadfeCHa de
ConsTITUCIÓn
CapITaL sUsCrITo Y paGado
oBJeTo soCIaL
dIreCTorIo de La soCIedad
eJeCUTIvos prInCIpaLesvpp
enap eJeCUTIvos de enap en CoLIGada reLaCIones CoMerCIaLes aCTos o ConTraTos CeLeBrados
proporCIÓn de La InversIÓn soBre eL ToTaL
de aCTIvos de enappresIdenTe Y
vICepresIdenTedIreCTores TITULares Y sUpLenTes
PRIMAX S.A.(Perú)16 de Agosto de
2004US$
58.879.717
Desarrollar, directa o indirectamente, operaciones de importación, industrialización, almacenamiento, depósito aduanero, autorizado o simple, distribución, transporte, comercialización al por mayor o menor y/o demás operaciones, actividades y servicios vinculados con el sector hidrocarburos, incluyendo gas natural, conforme a lo establecido con la Ley General de Hidrocarburos, sus Reglamentos, y demás disposiciones modificatorias y sustitutorias que se dicten o emitan en el futuro.
Presidente: Fernando Feliciano Romero Belismelis
Titulares: Fernando Feliciano Romero Belismelis; Luis Enrique Romero Belismelis; Guillermo del Valle de la Cruz, Enrique Dávila Alveal. Suplente: Gastón Ramos González.
Gerente General: Marco Antonio Álvarez Echaiz
49%**Directores titulares: Enrique Dávila Alveal y Guillermo del Valle de la Cruz; Director suplente: Gastón Ramos González. Gerente de Comité de Gestión: Yasna Ross.
Comprar y Recibir Productos de Enap Refinerías S.A. para distribuirlos a traves de la red de distribución de Distribuidora Primax S.A.
Contrato de Suministro de Combustibles Líquidos y Otros Productos Derivados de los Hidrocarburos
0,5940 %
PRIMAX HOLDING S.A.(Ecuador)
25 de Julio de 2006
US$ 800
Compra para sí de acciones, participaciones y derechos en otras compañías. De igual manera, la compañía podrá constituirse en la empresa holding o tenedora de acciones, participaciones y derechos de otras empresas tanto en el Ecuador como en el extranjero.
Presidente ejecutivo Marco Antonio Álvarez Echaiz (Representante Legal)
Titulares: Fernando Romero, Luis Romero, Enrique Dávila Alveal; Guillermo del Valle de la Cruz y Marco Antonio Álvarez Echaiz (miembro sin voto).
Presidente: Mario Arze Contreras; Presidente Ejecutivo: Marco Antonio Álvarez Echaiz (Representante Legal).
49%**Enrique Dávila Alveal; Guillermo del Valle de la Cruz. Gerente Comercial: Mario Arze.
0,0000 %
PETROPOWER ENERGÍA LTDA.
22 de Diciembre de 1992
US$ 70.460.824
La sociedad tiene como objetivo desarrollar directamente o a través de terceros, en el territorio nacional o en el extranjero, un estudio de factibilidad, técnico - económico , financiero y jurídico para la construcción y explotación de una planta de coquización retardada, incluida una planta de hidrotratamiento, de cogeneración.
Titulares: Martín Karpenski, John Crider, Ramón Zubizarreta, Jesús Cárdenas, Thierry Desmaris, Carlos Cabeza Faúndez, Sergio Arévalo Espinoza. Suplentes: Thomas A. Kowalczyk, Jaime Carey, Rohit Chib, Anthony Scerbo, Javier Palencia, Juan Carlos Gacitúa Bustos y Alfonso Yáñez Macías.
Gerente General: Ramón Zubizarreta S. 15,00%Carlos Cabeza Faúndez, Sergio Arévalo Espinoza, Juan Carlos Gacitúa y Alfonso Yáñez Macías.
Venta de energía eléctrica, agua, comisión procesamiento coker, derecho de propiedad, garantías.
1) Partners Agreement; 2) Processing Service and Supply Agreement, ambos del 15 de enero 1996; 3) Usufrut Ans Easement Agreement; 4) Arbitration Agreement, ambos del 7 de febrero de 1996; y 5) Electric Energy Agreement, del 2 de mayo de 2000.
0,2572 %
PRODUCTORA DE DIESEL S.A.
15 de Enero de 2004
US$ 8.000.619
Construcción y operación de un complejo destinado a la refinación de productos derivados del petróleo.Presidente: Walton Cherres Cornejo
Titulares: José Luis Gutiérez Rexach; Wilfried Schmedes; Carlos Cabeza Faúndez y Walton Cherres Cornejo. Suplentes: José Luis Tapia B., Patrick Haas, Hugo Fuentes Bizama y Hernán Pinninghoff J.
Gerente General: Fabio de Assis Lobo 45%*Directores titulares: Carlos Cabeza Faúndez y Walton Cherres Cornejo; Directores suplentes; Hugo Fuentes Bizama y Hernán Pinninghoff J.
Servicios de procesamiento de gasoil para la producción de diesel en ENAP refinerías S.A., Bío Bío.
Contrato de procesamiento con Enap Refinerías S.A.: 1) de procesamiento; 2) de operación y mantenimiento; 3) de comodato de terreno.w
0,0909 %
GNL CHILE S.A.16 de Noviembre
de 2005M$ 12.107
Contratar los servicios de GNL Quintero S.A. y utilizar toda la capacidad de almacenamiento, procesamiento y regasificacion de gas natural licuado, de la terminal de regasificación de propiedad de la misma, incluyendo sus expansiones si las hubiere y cualquier otra materia que la sociedad suscriba para usar esa terminal de regasificación.
Presidente: Enrique Dávila Alveal
Titulares: Enrique Dávila Alveal, Rafael Mateo Alcalá y Eduardo Morandé Montt. Suplentes: Sergio Arévalo Espinoza, Claudio Iglesis Guillard y Gonzalo Palacios Vásquez.
Gerente General: Antonio Bacigalupo 33,33%Director: Enrique Dávila Alveal; Director suplente: Sergio Arévalo Espinoza
1) Gas Sales Agreement entre Enap Refinerías S.A. y GNL Chile S.A. y 2) SDA entre Enap Refinerías S.A., GNL Chile S.A. y BG LNG Trading.
0,0000 %
GNL QUINTERO S.A.
9 de Marzo de 2007
MUS$ 17.480
Desarrollo, financiamiento, diseño, ingeniería, suministro, construcción, puesta en marcha, pruebas, conclusión, operación y mantenimiento de un terminal de regasificación de gas natural licuado “GNL” y sus espansiones de haberlas.
Presidente: Enrique Dávila Alveal
Titulares: Ricky Linn Waddell, Carlos Quintana, Enrique Dávila Alveal, Rafael Mateo Alcalá y Eduardo Morandé Montt. Suplentes: Graham Cockroft, Elizabeth Grace Spomer, Sergio Arévalo Espinoza, Claudio Iglesis Guillard y Francisco Gazmuri Schleyer.
Gerente General: Antonio Bacigalupo 20,00%Director: Enrique Dávila Alveal; Director suplente: Sergio Arévalo Espinoza.
1) Contrato de compraventa, entre Enap Refinerías S.A. (ERSA) y GNL Quintero; 2) Contrato de opciones, entre ENAP y GNL Quintero; 3) Contrato de cesión de permisos ambientales entre ENAP y GNL Quintero; 4) Convenio de autorización de ERSA a GNL Quintero; 5) Contrato denominado Tua Direct Agreement entre ERSA (entre otros) y GNL Quintero; 6) Contrato Marco de Arbitraje; 7) Company Guaranty de ENAP a CB&I.
0,0588 %
A&C PIPELINE HOLDING
22 de Diciembre de 1992
US$ 900.000Compañía dedicada a la inversión y financiamiento en general. Controla Oleoducto Trasandino (Argentina) S.A. y Oleoducto Trasandino (Chile) S.A.
Presidente: Gabriel César Grzona; Vicepresidente: Salvador Harambour Palma
Titulares: Gabriel Grzona, Carlos Jiménez López, Salvador Harambour Palma, Hugo Fuentes Bizama, Guillermo Rocchetti. Suplentes: Daniel Rellán, Raúl Ángel Rodríguez, Víctor Briano Peralta, Juan Carlos Gacitúa y Germán Laria.
36,25%Directores titulares: Salvador Harambour Palma y Hugo Fuentes Bizama. Directores suplentes: Víctor Briano Peralta y Juan Carlos Gacitúa Bustos.
No hay relaciones comerciales 0,0016 %
OLEODUCTO TRASANDINO (ARGENTINA) S.A.
22 de Diciembre de 1992
US$ 45.400.000
Construcción y explotación de un oleoducto trasandino entre Argentina y Chile, y la operación del mismo dentro de los límites territoriales de la República Argentina.
Presidente: Gabriel César Grzona; Vicepresidente: Salvador Harambour Palma
Titulares: Gabriel Grzona, Carlos Jiménez López, Salvador Harambour Palma, Hugo Fuentes Bizama, Guillermo Rocchetti. Suplentes: Daniel Rellán, Raúl Ángel Rodríguez, Víctor Briano Peralta, Juan Carlos Gacitúa Bustos y Germán Laria.
Gerente General: Eduardo Fernández 35,93%Directores titulares: Salvador Harambour Palma y Hugo Fuentes Bizama. Directores suplentes: Víctor Briano Peralta y Juan Carlos Gacitúa Bustos.
No existen relaciones comerciales 0,0975 %
OLEODUCTO TRASANDINO (CHILE) S.A.
11 de Diciembre de 1992
M$ 14.786.820
Realizar en forma independiente o asociada a terceros, la construcción y explotación de un oleoducto entre la República de Chile y la República de Argentina y la operación del citado oleoducto dentro de los límites territoriales de la República de Chile.
Presidente: Gastón Ramos González; Vicepresidente, Gabriel Grzona.
Titulares: Gastón Ramos González, Gabriel Grzona, Guillermo Rocchetti, Hugo Fuentes Bizama y Carlos Jiménez. Suplentes: Walton Cherres Cornejo, Daniel Rellán, Germán Laria, Raúl Rodríguez y Juan Carlos Gacitúa Bustos.
Gerente General: Jaime Pulido Espinosa; Gerente de Administracíon y Finanzas: Ana Charles Coddou; Gerente Regional: Elías Bartulovich Musac.
35,83%Directores titulares: Gastón Ramos González y Hugo Fuentes Bizama; Directores suplentes: Walton Cherres Cornejo y Juan Carlos Gacitúa Bustos.
Servicio de transporte de crudo, servicios de carga, arriendo de oleoducto y arriendo de estanques de almacenamiento de crudo.
Servicio de alquiler de estanques y cañería. 0,1125 %
ÉTERES Y ALCOHOLES S.A.
10 de Marzo de 2000
MUS$ 6.859
Construcción y Operación de una Planta de DIPE (di-iso-propileter), en terrenos de Enap Refinerías S.A. ubicados en Concón, para prestar en forma exclusiva a ésta, servicios a sus corrientes de propano-propileno.
Presidente: Sergio Arévalo Espinoza
Titulares: Sergio Arévalo Espinoza, Daniel Ramirez Livingstone, Edzard zu Knyphausen, Rodrigo Balivian A., Helmut Muehlemeier. Suplentes: Mario Cúneo B., Andrés Vargas D., Roberto Hahn Weigun, Hernán Águila F. y Fabio de Assis Lobo.
Gerente General: Fabio de Assis Lobo. 41,74%*Sergio Arévalo Espinoza, Daniel Ramirez Livingstone, Andrés Vargas D., Hernán Águila F. y Mario Cúneo B.
Servicio de procesamiento de materias primas para la producción de DIPE, a Enap Refinerías S.A., Refinería Aconcagua.
Contrato de Servicios de Procesamiento, Contrato de comodato y Contrato de Operación, mantenimiento y administración de la Planta con Enap Refinerías S.A.
0,0939 %
PETROSUL S.A.17 de Octubre
de 2001MU$ 7.292
Construcción, operación de dos plantas de Enap Refinerías S.A., una en terrenos ubicados en Concón y otra en terrenos ubicados en Talcahuano, con la finalidad de prestarles en forma exclusiva, a dichas refinerías, servicios de procesamiento de su corriente de gas ácido.
Presidente: Edzard zu Knyphausen
Titulares: Sergio Arévalo Espinoza, Walton Cherres Cornejo, Edzard zu Knyphausen, Helmut Mühlemeier y Hernán Águila Fuentes. Suplentes: Daniel Ramírez Livingstone, Hugo Fuentes Bizama, Fabio de Assis Lobo, Roberto Hahn W., Arturo Wechsler W.
Gerente General: Fabio de Assis Lobo. 47,39%*Walton Cherres Cornejo, Sergio Arévalo Espinoza, Daniel Ramírez Livingstone, Hernán Águila Fuentes, Arturo Wechsler W. y Hugo Fuentes Bizama.
Servicio de procesamiento de corrientes de gas ácido en refinerías Aconcagua y Bío Bío, de Enap Refinerías S.A.
Contrato de Servicio Procesamiento, Contrato de Comodato de Terreno y Contrato de Operación, Mantenimiento y Administración de la Planta con Enap Refinerías S.A.
0,1119 %
COMPAÑÍA LATINOAMERICANA PETROLERA S.A.
31 de Diciembre de 1992
M$ 7.284.016Realizar en el extranjero, por cuenta propia o ajena, proyectos de exploración y explotación de petróleo, gas y derivados, así como compra, venta, importación, exportación y comercialización de dichos productos.
Presidente: Jorge Bunster Betteley
Titulares: Jorge Bunster Betteley, Arturo Natho Gamboa, Salvador Harambour Giner, Nelson Muñoz Guerrero, Julio Bertrand Planella. Suplentes: Ramiro Méndez Urrutia, Gonzalo Aspillaga Herrera, Ricardo Budinich Diez, Sergio Azzari Maldonado y Julio Mayanz Csato.
Gerente General: Ramón Concha Barrientos 40,00%*Directores titulares: Nelson Muñoz Guerrero y Julio Bertrand Planella; Directores suplentes: Sergio Azzari Maldonado y Julio Mayanz Csato.
Socios Comerciales en Proyectos de Exploración y Producción de Hidrocarburos en el Exterior.
0,0892 %
NORGAS S.A.12 de Agosto
de 1996M$ 2.229.636
Importación, exportación y compra de gas licuado de petróleo y su venta a granel a distribuidores mayoristas en la primera y segunda región del país y todas las gestiones técnicas y comerciales relacionadas directamente con las operaciones antes dichas.
Presidente: Mario Fernández Astudillo; Vicepresidente: Gastón Ramos González
Titulares: Mario Fernández Astudillo, Juan Manuel Santa Cruz Munizaga, Osvaldo Rosa Ageitos y Eduardo Groves Muñoz. Suplente: Arturo Zavala Crichton, Félix Lagreze Byrt, Carlos Sánchez Nieto, Gabriel Bauzá Fredes, Miguel Pérez Jeria.
Gerente General: Arturo Zavala Crichton 42,00%Gastón Ramos González, Eduardo Groves Muñoz, Gabriel Bauzá Fredes y Miguel Pérez Jeria
Compra de Gas a Granel y Servicios varios de transporte.
Contrato de Compra de Gas Licuado. 0,0570 %
GEOTÉRMICA DEL NORTE S.A.
29 de Diciembre de 2000
M$ 6.299.321
Investigación, exploración, desarrollo y explotación de energía geotérmica y todas sus actividades complementarias.
Presidente: Nelson Muñoz Guerrero; Vicepresidente, José Manuel Soffia
Titulares: Valerio Cecchi, Luca Rossini, José Manuel Soffia y Nelson Muñoz Guerrero. Suplentes: Fernando Ramírez, Carlo Zorzoli, Julio Mayanz, Lisandro Rojas.
Gerente General: Óscar Valenzuela 45,37%José Manuel Soffia Celis y Nelson Muñoz Guerrero - Directores
Asesorías Técnicas y Contratos de Servicios.
Contrato de Asesoría Técnica y Contrato Abierto de Servicios. 0,0383 %
EMPRESA NACIONAL DE GEOTERMIA S.A.
5 de Enero de 2001
M$ 6.286.683Investigación, exploración, desarrollo y explotación de energía geotérmica y todas sus actividades complementarias.
Presidente: Nelson Muñoz Guerrero: Vicepresidente: José Manuel Soffia Celis.
Titulares: Valerio Cecchi, Luca Rossini, José Manuel Soffia Celis y Nelson Muñoz Guerrero. Suplentes: Fernando Ramírez, Carlo Zorzoli, Julio Mayanz y Lisandro Rojas.
Gerente General: Óscar Valenzuela Gerente Técnico: Martino Pasti
49,00%Directores titulares: José Manuel Soffia Celis y Nelson Muñoz Guerrero.
Asesorías Técnicas y Contratos de Servicios
Contrato de Asesoría Técnica y Contrato Abierto de Servicios. 0,0264 %
GAS DE CHILE S.A.15 de Marzo
de 1994M$
534.246
Importación, exportación y operación en general de toda clase de combustibles y subproductos derivados, en especial gas natural en cualquiera de sus estados.Adquirir, enajenar, dar o tomar en arrendamiento, uso goce o concesión sus activos. Realizar trabajos de ingeniería e investigacion relacionados con su actividad. Participar en cualquiera clase de asociaciones, en el país o en el extranjero.Invertir en toda clase de bienes muebles e inmuebles e instrumentos financieros con el fin de maximizar el rendimiento de sus excedentes.
Presidente: Eduardo Karrer; Vicepresidente: Víctor Briano Peralta
Titulares: Rosa Herrera Martínez, Victor Briano Peralta, Eduardo Karrer, Edson Luís Mendonça Real. Suplentes: Adolfo Sabando, Exequiel González, Ricardo Peña Vial, Verónica Laura de Santis.
Gerente General: Víctor Briano Pereira 50,00%Director y Gerente General: Victor Briano Peralta; Directora: Rosa Herrera Martínez; Directores suplentes: Adolfo Sabando y Exequiel Gonzalez.
No hay relaciones comerciales 0,0006 %
INNERGY HOLDINGS S.A.
23 de Enero de 1998
M$ 76.990.028
Participar en sociedades cuyo objeto sea comprar, ventar, comercializar y suministrar de Gas Natural o costruir y explotar y operar toda clase de redes de transporte de gas natural. Prestar a sus filiales o a terceros servicios y asesorías gerenciales y administrativas.
Presidente: Carlos Rocca Righton
Titulares: Carlos Rocca Righton, Matías Pérez Cruz, César Contreras Sacre, Paul Miller, Felipe Bahamondez Prieto, Víctor Briano Peralta, Rosa Herrera Martínez y Eduardo Cabello Correa. Suplentes: Gerardo Cood Schopke, Carmen Figueroa Deisler, Jacob Calderón de la Fuente, Rodrigo Álvarez Aravena, Luis Parada Hoyl, Francisco del Río Serrano, Adolfo Sabando Pizarro, Exequiel Gonzalez Jeria y Roberto Píriz Simonetti.
Gerente General: José Luis Hernández Vidal 25,00%Directores titulares: Víctor Briano Peralta y Rosa Herrera Martínez. Directores Suplentes: Adolfo Sabando Pizarro y Exequiel González Jeria.
Compra de gas Natural, incluyendo Servicio de Transporte.
Contrato de compra de gas natural. 0,0000 %
ENERGÍA CONCÓN S.A.
25 de Noviembre de 2002
MUS$ 19.500
La construcción y operación de un Complejo de Coquización Retardada, en terrenos de la Refinería Aconcagua de propiedad de Enap Refinerías S.A.; prestar a Enap Refinerías S.A. los servicios de procesamiento de fondos de barril de petróleo crudo para su transformación en productos livianos o alternativamente dar a ésta en arriendo sus instalaciones.
Presidente: Carlos Cabeza Faúndez
Titulares: José Luis Gutiérrez Rexach, Jesús Cadenas Rodríguez, Edzard zu Knyphausen, Daniel Ibarra Moraga y Carlos Cabeza Faúndez. Suplentes: José Luis Tapia Benito, Patricia Barrios Cánepa, Helmut Muehlemeier, Daniel Ramírez Livingstone y Sergio Arévalo Espinoza.
Gerente General: Raúl León Leiva. 49%*Directores titulares: Daniel Ibarra Moraga y Carlos Cabeza Faúndez. Directores Suplentes: Daniel Ramírez Livingstone y Sergio Arévalo Espinoza.
Servicio de procesamiento de fondos de barril de petróleo crudo; operación y mantenimiento de las instalaciones del Complejo.
1) Contrato de Servicios de Procesamiento; 2) Contrato de Operación y Mantenimiento; y 3) Contrato de Usufructo.
0,2434 %
COMPAÑÍA DE HIDRÓGENO DEL BÍO BÍO
17 de Febrero de 2003
MUS$ 6.597
Construcción y operación de una planta destinada a la producción de hidrógeno a partir de gas natural y otras cargas.
Presidente: Ramón Aboitiz Musatadi
Titulares: Ramón Aboitiz Musatadi, Juan Eduardo Errázuriz Ossa, Naoshi Matsumoto Takahashi, Alejandro Marty Calvo y Walton Cherres Cornejo. Suplentes: Horacio Pavez García, Norman Hansen Roses, Mario Santander García, Gonzalo Cavada Charles y Hugo Fuentes Bizama.
Gerente General: Rodrigo González G. 10%*Walton Cherres C.- Director Titular Hugo Fuentes B. - Director Suplente.
Servicios de procesamiento para la producción de hidrógeno a partir de gas natural y otras cargas en ENAP refinerías S.A. - Bío Bío
Contratos con Enap Refinerías S.A.: 1) Servicios de Procesamiento; 2) Operación y Mantenimiento; y 3) Comodato de Terreno.
0,0190 %
FORENERGY10 de Agosto
de 2007MUS $79,5
Ejecutar estudios de factibilidad general, técnica, económica, jurídica y financiera de un proyecto de producción de biodiesel de segunda generación, a partir de la biomasa forestal u otras materias primas de origen nacional. Producción y comercialización de biodiesel de segunda generación a partir de la biomasa forestal, incluyendo determinar la viabilidad y ejecutar el proceso de instalación, construcción y desarrollo de una planta piloto.
Presidente: Pablo Vargas Castro
Titulares: Juan José Cueto Plaza, Pablo Vargas Castro, Guillermo del Valle de la Cruz, Daniel Ibarra Moraga. Suplentes: Pedro Antonio García Hernández, Pedro Antonio García Eyheramendy, Pedro Barría Schulz y Gerardo Passeron Peters.
Gerente General: Pedro Barría Schulz 40%**Guillermo del Valle de la Cruz; Daniel Ibarra Moraga - Directo-res Titulares; Gerardo Passeron Peters.
0,0006 %
* Incluye participacion de ENAP y sus filiales ** Empresa coligada de la filial Enap Refinerías S.A.
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115
114
sOCiEDADEs COLiGADAs
soCIedadfeCHa de
ConsTITUCIÓn
CapITaL sUsCrITo Y paGado
oBJeTo soCIaL
dIreCTorIo de La soCIedad
eJeCUTIvos prInCIpaLesvpp
enap eJeCUTIvos de enap en CoLIGada reLaCIones CoMerCIaLes aCTos o ConTraTos CeLeBrados
proporCIÓn de La InversIÓn soBre eL ToTaL
de aCTIvos de enappresIdenTe Y
vICepresIdenTedIreCTores TITULares Y sUpLenTes
PRIMAX S.A.(Perú)16 de Agosto de
2004US$
58.879.717
Desarrollar, directa o indirectamente, operaciones de importación, industrialización, almacenamiento, depósito aduanero, autorizado o simple, distribución, transporte, comercialización al por mayor o menor y/o demás operaciones, actividades y servicios vinculados con el sector hidrocarburos, incluyendo gas natural, conforme a lo establecido con la Ley General de Hidrocarburos, sus Reglamentos, y demás disposiciones modificatorias y sustitutorias que se dicten o emitan en el futuro.
Presidente: Fernando Feliciano Romero Belismelis
Titulares: Fernando Feliciano Romero Belismelis; Luis Enrique Romero Belismelis; Guillermo del Valle de la Cruz, Enrique Dávila Alveal. Suplente: Gastón Ramos González.
Gerente General: Marco Antonio Álvarez Echaiz
49%**Directores titulares: Enrique Dávila Alveal y Guillermo del Valle de la Cruz; Director suplente: Gastón Ramos González. Gerente de Comité de Gestión: Yasna Ross.
Comprar y Recibir Productos de Enap Refinerías S.A. para distribuirlos a traves de la red de distribución de Distribuidora Primax S.A.
Contrato de Suministro de Combustibles Líquidos y Otros Productos Derivados de los Hidrocarburos
0,5940 %
PRIMAX HOLDING S.A.(Ecuador)
25 de Julio de 2006
US$ 800
Compra para sí de acciones, participaciones y derechos en otras compañías. De igual manera, la compañía podrá constituirse en la empresa holding o tenedora de acciones, participaciones y derechos de otras empresas tanto en el Ecuador como en el extranjero.
Presidente ejecutivo Marco Antonio Álvarez Echaiz (Representante Legal)
Titulares: Fernando Romero, Luis Romero, Enrique Dávila Alveal; Guillermo del Valle de la Cruz y Marco Antonio Álvarez Echaiz (miembro sin voto).
Presidente: Mario Arze Contreras; Presidente Ejecutivo: Marco Antonio Álvarez Echaiz (Representante Legal).
49%**Enrique Dávila Alveal; Guillermo del Valle de la Cruz. Gerente Comercial: Mario Arze.
0,0000 %
PETROPOWER ENERGÍA LTDA.
22 de Diciembre de 1992
US$ 70.460.824
La sociedad tiene como objetivo desarrollar directamente o a través de terceros, en el territorio nacional o en el extranjero, un estudio de factibilidad, técnico - económico , financiero y jurídico para la construcción y explotación de una planta de coquización retardada, incluida una planta de hidrotratamiento, de cogeneración.
Titulares: Martín Karpenski, John Crider, Ramón Zubizarreta, Jesús Cárdenas, Thierry Desmaris, Carlos Cabeza Faúndez, Sergio Arévalo Espinoza. Suplentes: Thomas A. Kowalczyk, Jaime Carey, Rohit Chib, Anthony Scerbo, Javier Palencia, Juan Carlos Gacitúa Bustos y Alfonso Yáñez Macías.
Gerente General: Ramón Zubizarreta S. 15,00%Carlos Cabeza Faúndez, Sergio Arévalo Espinoza, Juan Carlos Gacitúa y Alfonso Yáñez Macías.
Venta de energía eléctrica, agua, comisión procesamiento coker, derecho de propiedad, garantías.
1) Partners Agreement; 2) Processing Service and Supply Agreement, ambos del 15 de enero 1996; 3) Usufrut Ans Easement Agreement; 4) Arbitration Agreement, ambos del 7 de febrero de 1996; y 5) Electric Energy Agreement, del 2 de mayo de 2000.
0,2572 %
PRODUCTORA DE DIESEL S.A.
15 de Enero de 2004
US$ 8.000.619
Construcción y operación de un complejo destinado a la refinación de productos derivados del petróleo.Presidente: Walton Cherres Cornejo
Titulares: José Luis Gutiérez Rexach; Wilfried Schmedes; Carlos Cabeza Faúndez y Walton Cherres Cornejo. Suplentes: José Luis Tapia B., Patrick Haas, Hugo Fuentes Bizama y Hernán Pinninghoff J.
Gerente General: Fabio de Assis Lobo 45%*Directores titulares: Carlos Cabeza Faúndez y Walton Cherres Cornejo; Directores suplentes; Hugo Fuentes Bizama y Hernán Pinninghoff J.
Servicios de procesamiento de gasoil para la producción de diesel en ENAP refinerías S.A., Bío Bío.
Contrato de procesamiento con Enap Refinerías S.A.: 1) de procesamiento; 2) de operación y mantenimiento; 3) de comodato de terreno.w
0,0909 %
GNL CHILE S.A.16 de Noviembre
de 2005M$ 12.107
Contratar los servicios de GNL Quintero S.A. y utilizar toda la capacidad de almacenamiento, procesamiento y regasificacion de gas natural licuado, de la terminal de regasificación de propiedad de la misma, incluyendo sus expansiones si las hubiere y cualquier otra materia que la sociedad suscriba para usar esa terminal de regasificación.
Presidente: Enrique Dávila Alveal
Titulares: Enrique Dávila Alveal, Rafael Mateo Alcalá y Eduardo Morandé Montt. Suplentes: Sergio Arévalo Espinoza, Claudio Iglesis Guillard y Gonzalo Palacios Vásquez.
Gerente General: Antonio Bacigalupo 33,33%Director: Enrique Dávila Alveal; Director suplente: Sergio Arévalo Espinoza
1) Gas Sales Agreement entre Enap Refinerías S.A. y GNL Chile S.A. y 2) SDA entre Enap Refinerías S.A., GNL Chile S.A. y BG LNG Trading.
0,0000 %
GNL QUINTERO S.A.
9 de Marzo de 2007
MUS$ 17.480
Desarrollo, financiamiento, diseño, ingeniería, suministro, construcción, puesta en marcha, pruebas, conclusión, operación y mantenimiento de un terminal de regasificación de gas natural licuado “GNL” y sus espansiones de haberlas.
Presidente: Enrique Dávila Alveal
Titulares: Ricky Linn Waddell, Carlos Quintana, Enrique Dávila Alveal, Rafael Mateo Alcalá y Eduardo Morandé Montt. Suplentes: Graham Cockroft, Elizabeth Grace Spomer, Sergio Arévalo Espinoza, Claudio Iglesis Guillard y Francisco Gazmuri Schleyer.
Gerente General: Antonio Bacigalupo 20,00%Director: Enrique Dávila Alveal; Director suplente: Sergio Arévalo Espinoza.
1) Contrato de compraventa, entre Enap Refinerías S.A. (ERSA) y GNL Quintero; 2) Contrato de opciones, entre ENAP y GNL Quintero; 3) Contrato de cesión de permisos ambientales entre ENAP y GNL Quintero; 4) Convenio de autorización de ERSA a GNL Quintero; 5) Contrato denominado Tua Direct Agreement entre ERSA (entre otros) y GNL Quintero; 6) Contrato Marco de Arbitraje; 7) Company Guaranty de ENAP a CB&I.
0,0588 %
A&C PIPELINE HOLDING
22 de Diciembre de 1992
US$ 900.000Compañía dedicada a la inversión y financiamiento en general. Controla Oleoducto Trasandino (Argentina) S.A. y Oleoducto Trasandino (Chile) S.A.
Presidente: Gabriel César Grzona; Vicepresidente: Salvador Harambour Palma
Titulares: Gabriel Grzona, Carlos Jiménez López, Salvador Harambour Palma, Hugo Fuentes Bizama, Guillermo Rocchetti. Suplentes: Daniel Rellán, Raúl Ángel Rodríguez, Víctor Briano Peralta, Juan Carlos Gacitúa y Germán Laria.
36,25%Directores titulares: Salvador Harambour Palma y Hugo Fuentes Bizama. Directores suplentes: Víctor Briano Peralta y Juan Carlos Gacitúa Bustos.
No hay relaciones comerciales 0,0016 %
OLEODUCTO TRASANDINO (ARGENTINA) S.A.
22 de Diciembre de 1992
US$ 45.400.000
Construcción y explotación de un oleoducto trasandino entre Argentina y Chile, y la operación del mismo dentro de los límites territoriales de la República Argentina.
Presidente: Gabriel César Grzona; Vicepresidente: Salvador Harambour Palma
Titulares: Gabriel Grzona, Carlos Jiménez López, Salvador Harambour Palma, Hugo Fuentes Bizama, Guillermo Rocchetti. Suplentes: Daniel Rellán, Raúl Ángel Rodríguez, Víctor Briano Peralta, Juan Carlos Gacitúa Bustos y Germán Laria.
Gerente General: Eduardo Fernández 35,93%Directores titulares: Salvador Harambour Palma y Hugo Fuentes Bizama. Directores suplentes: Víctor Briano Peralta y Juan Carlos Gacitúa Bustos.
No existen relaciones comerciales 0,0975 %
OLEODUCTO TRASANDINO (CHILE) S.A.
11 de Diciembre de 1992
M$ 14.786.820
Realizar en forma independiente o asociada a terceros, la construcción y explotación de un oleoducto entre la República de Chile y la República de Argentina y la operación del citado oleoducto dentro de los límites territoriales de la República de Chile.
Presidente: Gastón Ramos González; Vicepresidente, Gabriel Grzona.
Titulares: Gastón Ramos González, Gabriel Grzona, Guillermo Rocchetti, Hugo Fuentes Bizama y Carlos Jiménez. Suplentes: Walton Cherres Cornejo, Daniel Rellán, Germán Laria, Raúl Rodríguez y Juan Carlos Gacitúa Bustos.
Gerente General: Jaime Pulido Espinosa; Gerente de Administracíon y Finanzas: Ana Charles Coddou; Gerente Regional: Elías Bartulovich Musac.
35,83%Directores titulares: Gastón Ramos González y Hugo Fuentes Bizama; Directores suplentes: Walton Cherres Cornejo y Juan Carlos Gacitúa Bustos.
Servicio de transporte de crudo, servicios de carga, arriendo de oleoducto y arriendo de estanques de almacenamiento de crudo.
Servicio de alquiler de estanques y cañería. 0,1125 %
ÉTERES Y ALCOHOLES S.A.
10 de Marzo de 2000
MUS$ 6.859
Construcción y Operación de una Planta de DIPE (di-iso-propileter), en terrenos de Enap Refinerías S.A. ubicados en Concón, para prestar en forma exclusiva a ésta, servicios a sus corrientes de propano-propileno.
Presidente: Sergio Arévalo Espinoza
Titulares: Sergio Arévalo Espinoza, Daniel Ramirez Livingstone, Edzard zu Knyphausen, Rodrigo Balivian A., Helmut Muehlemeier. Suplentes: Mario Cúneo B., Andrés Vargas D., Roberto Hahn Weigun, Hernán Águila F. y Fabio de Assis Lobo.
Gerente General: Fabio de Assis Lobo. 41,74%*Sergio Arévalo Espinoza, Daniel Ramirez Livingstone, Andrés Vargas D., Hernán Águila F. y Mario Cúneo B.
Servicio de procesamiento de materias primas para la producción de DIPE, a Enap Refinerías S.A., Refinería Aconcagua.
Contrato de Servicios de Procesamiento, Contrato de comodato y Contrato de Operación, mantenimiento y administración de la Planta con Enap Refinerías S.A.
0,0939 %
PETROSUL S.A.17 de Octubre
de 2001MU$ 7.292
Construcción, operación de dos plantas de Enap Refinerías S.A., una en terrenos ubicados en Concón y otra en terrenos ubicados en Talcahuano, con la finalidad de prestarles en forma exclusiva, a dichas refinerías, servicios de procesamiento de su corriente de gas ácido.
Presidente: Edzard zu Knyphausen
Titulares: Sergio Arévalo Espinoza, Walton Cherres Cornejo, Edzard zu Knyphausen, Helmut Mühlemeier y Hernán Águila Fuentes. Suplentes: Daniel Ramírez Livingstone, Hugo Fuentes Bizama, Fabio de Assis Lobo, Roberto Hahn W., Arturo Wechsler W.
Gerente General: Fabio de Assis Lobo. 47,39%*Walton Cherres Cornejo, Sergio Arévalo Espinoza, Daniel Ramírez Livingstone, Hernán Águila Fuentes, Arturo Wechsler W. y Hugo Fuentes Bizama.
Servicio de procesamiento de corrientes de gas ácido en refinerías Aconcagua y Bío Bío, de Enap Refinerías S.A.
Contrato de Servicio Procesamiento, Contrato de Comodato de Terreno y Contrato de Operación, Mantenimiento y Administración de la Planta con Enap Refinerías S.A.
0,1119 %
COMPAÑÍA LATINOAMERICANA PETROLERA S.A.
31 de Diciembre de 1992
M$ 7.284.016Realizar en el extranjero, por cuenta propia o ajena, proyectos de exploración y explotación de petróleo, gas y derivados, así como compra, venta, importación, exportación y comercialización de dichos productos.
Presidente: Jorge Bunster Betteley
Titulares: Jorge Bunster Betteley, Arturo Natho Gamboa, Salvador Harambour Giner, Nelson Muñoz Guerrero, Julio Bertrand Planella. Suplentes: Ramiro Méndez Urrutia, Gonzalo Aspillaga Herrera, Ricardo Budinich Diez, Sergio Azzari Maldonado y Julio Mayanz Csato.
Gerente General: Ramón Concha Barrientos 40,00%*Directores titulares: Nelson Muñoz Guerrero y Julio Bertrand Planella; Directores suplentes: Sergio Azzari Maldonado y Julio Mayanz Csato.
Socios Comerciales en Proyectos de Exploración y Producción de Hidrocarburos en el Exterior.
0,0892 %
NORGAS S.A.12 de Agosto
de 1996M$ 2.229.636
Importación, exportación y compra de gas licuado de petróleo y su venta a granel a distribuidores mayoristas en la primera y segunda región del país y todas las gestiones técnicas y comerciales relacionadas directamente con las operaciones antes dichas.
Presidente: Mario Fernández Astudillo; Vicepresidente: Gastón Ramos González
Titulares: Mario Fernández Astudillo, Juan Manuel Santa Cruz Munizaga, Osvaldo Rosa Ageitos y Eduardo Groves Muñoz. Suplente: Arturo Zavala Crichton, Félix Lagreze Byrt, Carlos Sánchez Nieto, Gabriel Bauzá Fredes, Miguel Pérez Jeria.
Gerente General: Arturo Zavala Crichton 42,00%Gastón Ramos González, Eduardo Groves Muñoz, Gabriel Bauzá Fredes y Miguel Pérez Jeria
Compra de Gas a Granel y Servicios varios de transporte.
Contrato de Compra de Gas Licuado. 0,0570 %
GEOTÉRMICA DEL NORTE S.A.
29 de Diciembre de 2000
M$ 6.299.321
Investigación, exploración, desarrollo y explotación de energía geotérmica y todas sus actividades complementarias.
Presidente: Nelson Muñoz Guerrero; Vicepresidente, José Manuel Soffia
Titulares: Valerio Cecchi, Luca Rossini, José Manuel Soffia y Nelson Muñoz Guerrero. Suplentes: Fernando Ramírez, Carlo Zorzoli, Julio Mayanz, Lisandro Rojas.
Gerente General: Óscar Valenzuela 45,37%José Manuel Soffia Celis y Nelson Muñoz Guerrero - Directores
Asesorías Técnicas y Contratos de Servicios.
Contrato de Asesoría Técnica y Contrato Abierto de Servicios. 0,0383 %
EMPRESA NACIONAL DE GEOTERMIA S.A.
5 de Enero de 2001
M$ 6.286.683Investigación, exploración, desarrollo y explotación de energía geotérmica y todas sus actividades complementarias.
Presidente: Nelson Muñoz Guerrero: Vicepresidente: José Manuel Soffia Celis.
Titulares: Valerio Cecchi, Luca Rossini, José Manuel Soffia Celis y Nelson Muñoz Guerrero. Suplentes: Fernando Ramírez, Carlo Zorzoli, Julio Mayanz y Lisandro Rojas.
Gerente General: Óscar Valenzuela Gerente Técnico: Martino Pasti
49,00%Directores titulares: José Manuel Soffia Celis y Nelson Muñoz Guerrero.
Asesorías Técnicas y Contratos de Servicios
Contrato de Asesoría Técnica y Contrato Abierto de Servicios. 0,0264 %
GAS DE CHILE S.A.15 de Marzo
de 1994M$
534.246
Importación, exportación y operación en general de toda clase de combustibles y subproductos derivados, en especial gas natural en cualquiera de sus estados.Adquirir, enajenar, dar o tomar en arrendamiento, uso goce o concesión sus activos. Realizar trabajos de ingeniería e investigacion relacionados con su actividad. Participar en cualquiera clase de asociaciones, en el país o en el extranjero.Invertir en toda clase de bienes muebles e inmuebles e instrumentos financieros con el fin de maximizar el rendimiento de sus excedentes.
Presidente: Eduardo Karrer; Vicepresidente: Víctor Briano Peralta
Titulares: Rosa Herrera Martínez, Victor Briano Peralta, Eduardo Karrer, Edson Luís Mendonça Real. Suplentes: Adolfo Sabando, Exequiel González, Ricardo Peña Vial, Verónica Laura de Santis.
Gerente General: Víctor Briano Pereira 50,00%Director y Gerente General: Victor Briano Peralta; Directora: Rosa Herrera Martínez; Directores suplentes: Adolfo Sabando y Exequiel Gonzalez.
No hay relaciones comerciales 0,0006 %
INNERGY HOLDINGS S.A.
23 de Enero de 1998
M$ 76.990.028
Participar en sociedades cuyo objeto sea comprar, ventar, comercializar y suministrar de Gas Natural o costruir y explotar y operar toda clase de redes de transporte de gas natural. Prestar a sus filiales o a terceros servicios y asesorías gerenciales y administrativas.
Presidente: Carlos Rocca Righton
Titulares: Carlos Rocca Righton, Matías Pérez Cruz, César Contreras Sacre, Paul Miller, Felipe Bahamondez Prieto, Víctor Briano Peralta, Rosa Herrera Martínez y Eduardo Cabello Correa. Suplentes: Gerardo Cood Schopke, Carmen Figueroa Deisler, Jacob Calderón de la Fuente, Rodrigo Álvarez Aravena, Luis Parada Hoyl, Francisco del Río Serrano, Adolfo Sabando Pizarro, Exequiel Gonzalez Jeria y Roberto Píriz Simonetti.
Gerente General: José Luis Hernández Vidal 25,00%Directores titulares: Víctor Briano Peralta y Rosa Herrera Martínez. Directores Suplentes: Adolfo Sabando Pizarro y Exequiel González Jeria.
Compra de gas Natural, incluyendo Servicio de Transporte.
Contrato de compra de gas natural. 0,0000 %
ENERGÍA CONCÓN S.A.
25 de Noviembre de 2002
MUS$ 19.500
La construcción y operación de un Complejo de Coquización Retardada, en terrenos de la Refinería Aconcagua de propiedad de Enap Refinerías S.A.; prestar a Enap Refinerías S.A. los servicios de procesamiento de fondos de barril de petróleo crudo para su transformación en productos livianos o alternativamente dar a ésta en arriendo sus instalaciones.
Presidente: Carlos Cabeza Faúndez
Titulares: José Luis Gutiérrez Rexach, Jesús Cadenas Rodríguez, Edzard zu Knyphausen, Daniel Ibarra Moraga y Carlos Cabeza Faúndez. Suplentes: José Luis Tapia Benito, Patricia Barrios Cánepa, Helmut Muehlemeier, Daniel Ramírez Livingstone y Sergio Arévalo Espinoza.
Gerente General: Raúl León Leiva. 49%*Directores titulares: Daniel Ibarra Moraga y Carlos Cabeza Faúndez. Directores Suplentes: Daniel Ramírez Livingstone y Sergio Arévalo Espinoza.
Servicio de procesamiento de fondos de barril de petróleo crudo; operación y mantenimiento de las instalaciones del Complejo.
1) Contrato de Servicios de Procesamiento; 2) Contrato de Operación y Mantenimiento; y 3) Contrato de Usufructo.
0,2434 %
COMPAÑÍA DE HIDRÓGENO DEL BÍO BÍO
17 de Febrero de 2003
MUS$ 6.597
Construcción y operación de una planta destinada a la producción de hidrógeno a partir de gas natural y otras cargas.
Presidente: Ramón Aboitiz Musatadi
Titulares: Ramón Aboitiz Musatadi, Juan Eduardo Errázuriz Ossa, Naoshi Matsumoto Takahashi, Alejandro Marty Calvo y Walton Cherres Cornejo. Suplentes: Horacio Pavez García, Norman Hansen Roses, Mario Santander García, Gonzalo Cavada Charles y Hugo Fuentes Bizama.
Gerente General: Rodrigo González G. 10%*Walton Cherres C.- Director Titular Hugo Fuentes B. - Director Suplente.
Servicios de procesamiento para la producción de hidrógeno a partir de gas natural y otras cargas en ENAP refinerías S.A. - Bío Bío
Contratos con Enap Refinerías S.A.: 1) Servicios de Procesamiento; 2) Operación y Mantenimiento; y 3) Comodato de Terreno.
0,0190 %
FORENERGY10 de Agosto
de 2007MUS $79,5
Ejecutar estudios de factibilidad general, técnica, económica, jurídica y financiera de un proyecto de producción de biodiesel de segunda generación, a partir de la biomasa forestal u otras materias primas de origen nacional. Producción y comercialización de biodiesel de segunda generación a partir de la biomasa forestal, incluyendo determinar la viabilidad y ejecutar el proceso de instalación, construcción y desarrollo de una planta piloto.
Presidente: Pablo Vargas Castro
Titulares: Juan José Cueto Plaza, Pablo Vargas Castro, Guillermo del Valle de la Cruz, Daniel Ibarra Moraga. Suplentes: Pedro Antonio García Hernández, Pedro Antonio García Eyheramendy, Pedro Barría Schulz y Gerardo Passeron Peters.
Gerente General: Pedro Barría Schulz 40%**Guillermo del Valle de la Cruz; Daniel Ibarra Moraga - Directo-res Titulares; Gerardo Passeron Peters.
0,0006 %
* Incluye participacion de ENAP y sus filiales ** Empresa coligada de la filial Enap Refinerías S.A.
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115
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balances y estados financieros consolidadosAL 31 DE DICIEMBRE DE 2007
Contenido
Informe de los auditores independientes 118
Balance general consolidado 119
Estado de resultados consolidado 121
Estado de flujo de efectivo consolidado 122
Notas a los estados financieros consolidado 124
Hechos relevantes 175
Análisis razonado de estados financieros consolidado 177
$ Pesos chilenos
M$ Miles de pesos chilenos
MM$ Millones de pesos chilenos
UF Unidades de fomento
Euro
US$ Dólares estadounidenses
MUS$ Miles de dólares estadounidenses
118
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INFORME DE LOS AUDITORES INDEPENDIENTES
A los señores Presidente y Directores
Empresa Nacional del Petróleo
Hemos auditado los balances generales consolidados de la Empresa Nacional del Petróleo y Filiales al 31 de diciembre de 2007 y 2006 y los correspondientes
estados consolidados de resultados y de flujo de efectivo por los años terminados en esas fechas. La preparación de dichos estados estados financieros con-
solidados (que incluyen sus correspondientes notas), es responsabilidad de la administración de Empresa Nacional del Petróleo y Filiales. Nuestra responsa-
bilidad consiste en emitir una opinión sobre estos estados financieros, basadas en las auditorías que efectuamos.
Nuestras auditorías fueron efectuadas de acuerdo con normas de auditoría generalmente aceptadas en Chile. Tales normas requieren que planifiquemos y
realicemos nuestro trabajo con el objeto de lograr un razonable grado de seguridad de que los estados financieros están exentos de errores significativos. Una
auditoría comprende el examen, a base de pruebas, de evidencias que respaldan los importes e informaciones revelados en los estados financieros. Una au-
ditoría también comprende una evaluación de los principios de contabilidad utilizados y las estimaciones significativas hechas por la administración de la Em-
presa, así como una evaluación de la presentación general de los estados financieros. Consideramos que nuestras auditorías constituyen una base razonable
para fundamentar nuestra opinión.
En nuestra opinión, los mencionados estados financieros consolidados presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación financiera
de Empresa Nacional del Petróleo y Filiales al 31 de diciembre de 2007 y 2006 y los resultados de sus operaciones y el flujo de efectivo por los años termina-
dos en esas fechas, de acuerdo con principios de contabilidad generalmente aceptados en Chile.
DELOITTE
Febrero 15 de 2008
Arturo Platt A.
Deloitte & ToucheSociedad de Auditores y Consultores Ltda.RUT: 80.276.200-3Av. Providencia 1760 Pisos 6,7,8 y 9Providencia, SantiagoChileFono: (56-2) 270 3000Fax: (56-2) 374 9177E-mail: [email protected]
Una firma de miembro deDeloitte Touche Tohmatsu
ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
119
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ACTIVOS
Al 31 de diciembre de
2007 2006
ACTIVOS CIRCULANTES MUS$ MUS$
Disponible 96.979 54.702
Depósito a plazo 18.858 14.333
Valores negociables (neto) 17.119 16.915
Deudores por venta (neto) 977.073 667.487
Deudores varios (neto) 99.888 58.956
Documentos y cuentas por cobrar empresas relacionadas 101.806 20.416
Existencias (neto) 1.588.573 860.859
Impuestos por recuperar 306.519 111.494
Gastos pagados por anticipado 22.369 20.572
Impuestos diferidos - 9.366
Otros activos circulantes 78.171 40.540
Total Activos Circulantes 3.307.355 1.875.640
ACTIVOS FIJOS
Terrenos 16.154 16.902
Construcción y obras de infraestructura 4.314.586 4.064.080
Maquinarias y equipos 70.666 60.646
Otros activos fijos 406.903 362.343
Depreciación acumulada (menos) (3.002.883) (2.837.381)
Total Activos Fijos 1.805.426 1.666.590
OTROS ACTIVOS
Inversiones en empresas relacionadas 103.093 84.495
Inversiones en otras sociedades 61.450 61.449
Menor Valor de Inversiones 4.582 3.462
Deudores a largo plazo 27.250 23.893
Documentos y cuentas por cobrar empresas relacionadas largo plazo 14.655 11.518
Impuestos Diferidos a largo plazo 16.581 15.950
Otros 100.089 62.008
Total Otros Activos 327.700 262.775
TOTAL ACTIVOS 5.440.481 3.805.005
eMPresa nacional del PetrÓleoBALANCE GENERAL CONSOLIDADO
120
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eMPresa nacional del PetrÓleoBALANCE GENERAL CONSOLIDADO
PASIVOS
Al 31 de diciembre de
2007 2006
PASIVOS CIRCULANTES MUS$ MUS$
Obligaciones con bancos e instituciones financieras a corto plazo 40.529 -
Obligaciones con bancos e instituciones financieras a larg plazo con vencimiento dentro de un año 25.559 27.012
Obligaciones con el público (bonos) con vencimiento dentro de un año 6.083 5.757
Obligaciones largo plazo con vencimiento dentro un año 1.530 1.279
Cuentas por pagar 2.470.211 988.926
Documentos por pagar 145.221 51.289
Acreedores varios 6.541 15.848
Documentos y Cuentas por pagar empresas relacionadas 17.677 14.094
Provisiones 58.316 43.816
Retenciones 43.259 58.274
Impuesto a la renta - 90.801
Ingresos percibidos por adelantado 71 150
Impuestos diferidos 4.973 -
Otros pasivos circulantes 32.974 28.226
Total Pasivos Circulantes 2.852.944 1.325.472
PASIVOS A LARGO PLAZO
Obligaciones con bancos e instituciones financieras 370.000 391.000
Obligaciones con el público (bonos) 568.346 551.935
Documentos por pagar largo plazo 3.445 3.662
Acreedores varios largo plazo 17.855 16.427
Documentos y Cuentas por pagar empresas relacionadas largo plazo 197.702 212.027
Provisiones largo plazo 360.376 321.952
Otros pasivos a largo plazo 79.976 43.393
Total Pasivos a Largo Plazo 1.597.700 1.540.396
Interés minoritario 264 254
PATRIMONIO
Capital pagado 932.700 876.701
Otras reservas (68.109) (69.167)
Utilidades Retenidas 124.982 131.349
Utilidades acumuladas 75.350 80.550
Pérdidas acumuladas (menos) - -
Utilidad (pérdida) del ejercicio 49.632 50.799
Total Patrimonio 989.573 938.883
TOTAL PASIVOS Y PATRIMONIO 5.440.481 3.805.005
ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
121
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eMPresa nacional del PetrÓleoESTADO DE RESULTADO CONSOLIDADO
ESTADO DE RESULTADOS
Por el ejercicio terminado al 31 de diciembre de
2007 2006
RESULTADO OPERACIONAL MUS$ MUS$
Ingresos de explotación 9.019.315 7.823.837
Costos de explotación (menos) (8.728.595) (7.497.081)
Margen de Explotación 290.720 326.756
Gastos de administración y ventas (menos) (91.246) (83.956)
Resultado Operacional 199.474 242.800
RESULTADO FUERA DE EXPLOTACION
Ingresos financieros 8.881 5.586
Utilidad inversiones empresas relacionadas 14.484 14.382
Otros ingresos fuera de la explotación 74.733 36.407
Pérdida inversión empresas relacionadas (menos) (9.091) (4.353)
Amortización menor valor de inversiones (menos) (1.154) (1.357)
Gastos financieros(menos) (145.247) (108.066)
Otros egresos fuera de la explotación (menos) (7.667) (14.032)
Diferencias de cambio 2.991 (8.693)
Resultado Fuera de Explotación (62.070) (80.126)
Resultado Antes de Impuesto a la Renta 137.404 162.674
Impuesto a la renta (87.764) (111.904)
Utilidad Antes de Interes Minoritario 49.640 50.770
Interés minoritario (8) 29
Utilidad Líquida 49.632 50.799
UTILIDAD DEL EJERCICIO 49.632 50.799
122
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ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO
Por el ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2007 2006
FLUJO NETO ORIGINADO POR ACTIVIDADES DE LA OPERACION MUS$ MUS$
Recaudación de deudores por ventas 10.278.107 7.849.066
Ingresos Financieros percibidos 6.544 5.580
Dividendos y otros repartos percibidos 20.668 7.982
Otros ingresos percibidos 78.070 47.608
Pago a proveedores y personal (menos) (7.916.875) (5.367.463)
Intereses pagados (menos) (123.068) (97.653)
Impuesto a la renta pagado (menos) (247.433) (108.643)
Otros gastos pagados (menos) (42.546) (24.270)
I.V.A. y otros similares pagados (menos) (1.504.307) (2.116.678)
Flujo Neto Originado por Actividades de la Operación 549.160 195.529
FLUJO NETO ORIGINADO POR ACTIVIDADES DE FINANCIAMIENTO
Obtención de préstamos 131.217 157.248
Pago de Dividendos (menos) - (56.439)
Pago de préstamos (menos) (126.425) (66.356)
Flujo Neto Originado por Actividades de Financiamiento 4.792 34.453
FLUJO NETO ORIGINADO POR ACTIVIDADES DE INVERSIÓN
Ventas de activo fijo 39.520 1.110
Ventas de inversiones permanentes - 53.657
Recaudación de otros préstamos a empresas relacionadas - 374
Otros Ingresos de inversión 2.513 23.382
Incorporación de activos fijos (menos) (454.602) (286.005)
Inversiones Permanentes (menos) (15.959) (4.416)
Otros préstamos a empresas relacionadas (menos) (76.125) (2.708)
Otros desembolsos de inversión (menos) (2.293) (8.486)
Flujo Neto Originado por Actividades de Inversión (506.946) (223.092)
FLUJO NETO TOTAL DEL PERIODO 47.006 6.890
VARIACION NETA DEL EFECTIVO Y EFECTIVO EQUIVALENTE 47.006 6.890
SALDO INICIAL DE EFECTIVO Y EFECTIVO EQUIVALENTE 85.950 79.060 SALDO FINAL DE EFECTIVO Y EFECTIVO EQUIVALENTE 132.956 85.950
eMPresa nacional del PetrÓleoESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO CONSOLIDADO
ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
123
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ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO
al 31 de diciembre de
2007 2006
MUS$ MUS$
Utilidad del ejercicio 49.632 50.799
Resultado en venta de activos (27.476) (18.047)
(Utilidad) Pérdida en venta de activos fijos (27.476) (2.836)
Utilidad en venta de inversiones (menos) - (15.215)
Pérdida en venta de inversiones - 4
Cargos (Abonos) a resultado que no representan flujo de efectivo 200.271 208.413
Depreciación del ejercicio 230.584 214.087
Castigos y provisiones 6.395 4.803
Utilidad devengada en inversiones en empresas relacionadas (menos) (14.484) (14.382)
Pérdida devengada en inversiones en empresas relacionadas 9.091 4.353
Amortización menor valor de inversiones 1.154 1.357
Diferencia de cambio neto (2.991) 8.693
Otros abonos a resultado que no representan flujo de efectivo (menos) (32.426) (10.945)
Otros cargos a resultado que no representan flujo de efectivo 2.948 447
Variación de Activos que afectan al flujo de efectivo (aumentos) disminuciones (1.343.520) 716.369
Deudores por ventas (666.321) 704.952
Existencias (712.993) (2.277)
Otros activos 35.794 13.694
Variación de pasivos que afectan al flujo de efectivo aumentos (disminuciónes) 1.670.245 (761.976)
Cuentas por pagar relacionadas con el resultado de la explotación 3.544.896 591.912
Intereses por pagar 16.919 10.870
Impuesto a la Renta por pagar (neto) (94.306) 3.115
Otras cuentas por pagar relacionadas con el resultado fuera de explotación (368) (1.259)
I.V.A. y otros similares por pagar (neto) (1.796.896) (1.366.614)
Utilidad (Pérdida) del interés minoritario 8 (29)
FLUJO NETO ORIGINADO POR ACTIVIDADES DE LA OPERACION 549.160 195.529
eMPresa nacional del PetrÓleoPOR ACTIVIDADES DE LA OPERACIÓN Y EL RESULTADO DEL EJERCICIO
124
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A: NOTA A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
Al 31 de Diciembre de 2007 y 2006
NOTA 1:INSCRIPCIÓN EN EL REGISTRO
DE VALORES
La Empresa Nacional del Petróleo (ENAP), es la
matriz del grupo de empresas a que se refieren los
presentes estados financieros consolidados.
Con fecha 4 de octubre de 2002, la Empresa fue
inscrita en el Registro de Valores de la Superinten-
dencia de Valores y Seguros, bajo el Nº783. De
acuerdo a lo anterior, la Empresa se encuentra suje-
ta a las normas de la citada Superintendencia.
Las filiales cuyos estados financieros se incluyen
en la consolidación, corresponden tanto a empre-
sas situadas en Chile como en el exterior.
Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) fue creada
por la Ley 9.618 de fecha 19 de junio de 1950 y es
de propiedad del Estado de Chile. Su actividad
principal, de acuerdo con dicha Ley y modificacio-
nes posteriores, es la exploración, explotación o
beneficio de yacimientos que contengan hidrocar-
buros, actividad que está facultada para desarrollar
dentro y fuera del territorio nacional. Es holding de
las filiales: Enap Refinerías S.A., Enap Sipetrol S.A.
y Petro Servicio Corp. S.A., además, posee una
sucursal en la República Argentina.
Enap Refinerías S.A. (ERSA) refina el petróleo cru-
do nacional que adquiere a ENAP y el importado a
proveedores extranjeros. El financiamiento de las
importaciones de crudo y productos, es realizado
por ENAP, mediante el pago que efectúa directa-
mente a los proveedores. Además, presta servicios
de recepción y almacenamiento de hidrocarburos,
a través de terminales y estanques.
Las Sociedades Petro Servicio Corp. S.A. y Enap
Sipetrol S.A. realizan fuera del territorio nacional
una o más de las actividades de exploración, ex-
plotación o beneficio de yacimientos que conten-
gan hidrocarburos.
Enap Sipetrol S.A. posee sucursales en Ecuador,
Argentina y Venezuela y las filiales en Argentina,
Inglaterra, Ecuador, Uruguay y Brasil.
Mediante escritura publica de fecha 3 de abril de
2006, la filial Enap Sipetrol S.A. fue dividida, tras-
pasando todos los activos relacionados con la
operación en Colombia (Sucursal) a una nueva
sociedad denominada Sociedad de Exploración y
Explotación Petrolera S.A. (SEEP S.A.), la cual fue
vendida en el mes de julio de 2006.
NOTA 2: CRITERIOS CONTABLES APLICADOS
a. Período contable
Los estados financieros consolidados compren-
den los años terminados al 31 de diciembre de
2007 y 2006.
b. Bases de preparación
Los estados financieros consolidados, han sido
preparados de acuerdo con principios de contabili-
dad generalmente aceptados en Chile emitidos por
el Colegio de Contadores de Chile A.G., los cuales
concuerdan con las normas impartidas por la Su-
perintendencia de Valores y Seguros. En caso de
existir discrepancias priman estas últimas.
c. Bases de presentación
De acuerdo a la Resolución Exenta Nº190 del
Servicio de Impuestos Internos, de fecha 1 de
octubre de 2004 y Oficio ordinario Nº11.108 de
la Superintendencia de Valores y Seguros, de
fecha 26 de noviembre 2004, se autorizó a la
Empresa para llevar su contabilidad en dólares
de los Estados Unidos de Norteamérica, en los
términos y condiciones que exige el articulo 18,
inciso 3º del Código Tributario, a contar del 1 de
enero de 2005.
d. Bases de consolidación
Los estados financieros consolidados han sido
preparados de acuerdo con la normativa estableci-
da en el Boletín Técnico Nº 72 (que derogó parcial-
mente Boletín Técnico Nº 42) del Colegio de Con-
tadores de Chile A.G. y en la Circular Nº1.697 (que
derogó la Circular Nº 368) de la Superintendencia
de Valores y Seguros.
Los estados financieros de las sociedades extran-
jeras al 31 de diciembre de 2007 y 2006 han sido
preparados de acuerdo a la normativa establecida
en los Boletines Técnicos Nº72, Nº64 y Nº42 del
Colegio de Contadores de Chile A.G., dependiendo
de la fecha en que estos fueron adoptados.
En cuadro adjunto, al final de esta nota, se presen-
tan las filiales que se han consolidado.
Todas las transacciones, resultados no realizados
y los saldos significativos entre compañías han sido
eliminados y se ha reconocido la participación de
los inversionistas minoritarios, presentada como
interés minoritario.
ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
125
VOLVER AL ÍNDICE
Porcentaje de Participación
2007 2006
Directo Indirecto Total Total
RUT Nombre Sociedad % % % %
87.756.500-9 Enap Refinerías S.A. 99,96 - 99,96 99,96
Extranjera Petro Servicio Corp. S.A. (Argentina) 99,99 0,01 100,00 100,00
96.579.730-0 Enap Sipetrol S.A. 99,61 0,39 100,00 100,00
Extranjera Enap Sipetrol Argentina S.A. (Filial de Enap Sipetrol) 0,50 99,50 100,00 100,00
Extranjera Sipetrol Brasil Ltda. (Filial de Enap Sipetrol) - 99,90 99,90 99,90
Extranjera Enap Sipetrol (UK) Limited (Filial de Enap Sipetrol) - 100,00 100,00 100,00
Extranjera Sipetrol USA Inc. (Filial de Enap Sipetrol) - - - 100,00
Extranjera Sipetrol Internacional S.A. (Uruguay) (Filial de Enap Sipetrol) - 100,00 100,00 100,00
Extranjera Sociedad Internacional Petrolera Enap Ecuador - 100,00 100,00 100,00
Extranjera MANU Perú Holding S.A. (Filial de Enap Refinerías) 0,00 100,00 100,00 100,00
Extranjera Inversiones y Proyectos Humboldt S.A. (Filiales.) - 99,9999 99,9999 99,99
e. Bases de conversión
Las transacciones efectuadas durante los ejerci-
cios, en pesos chilenos, en unidades de fomento
u otras monedas distintas a dólares estadouniden-
ses, se registran al tipo de cambio del dólar obser-
vado de la fecha de la transacción.
Los activos y pasivos vigentes al cierre del año, que
se encuentran pactados en pesos chilenos, en
unidades de fomento u otras monedas distintas a
dólares estadounidenses se presentan al tipo de
cambio observado al cierre del periodo, de acuerdo
a las siguientes paridades:
2007 2006
Peso chileno por dólar 496,89 532,39
Peso argentino por dólar 3,15 3,06
Libra esterlina por dólar 0,50 0,51
Unidad de fomento por dólar 0.03 0,03
Euro por dólar 0,68 0,76
f. Depósitos a plazo
Los depósitos a plazo se presentan a su valor de
inversión más intereses y reajustes devengados.
g. Valores negociables
Corresponde a inversiones en cuotas de fondos
mutuos de renta fija valorizadas al valor de la cuota
al cierre del año.
h. Estimación de deudores incobrables
Los deudores por ventas se presentan netos de una
provisión de deudores incobrables. Esta provisión
ha sido determinada, principalmente, considerando
la antigüedad de las cuentas por cobrar vencidas.
i. Existencias
Las existencias de petróleo crudo y productos ter-
minados han sido valorizadas a sus costos directos
de adquisición o producción. El valor de las exis-
tencias no excede su valor neto de realización. Para
estos efectos se han considerado los precios de
ventas de los productos terminados y los costos
de reposición del petróleo crudo.
Las existencias de insumos en bodega se valorizan
a sus costos de adquisición deducidas las provisio-
nes estimadas para obsolescencia.
La provisión para obsolescencia está constituida
sobre la base de una evaluación técnica de los in-
sumos que se estima no tendrán una utilización
futura en las actividades de producción.
j. Activo fijo
El act ivo f i jo se presenta a su costo de
adquisición.
Las inversiones en campos petrolíferos en explo-
tación y desarrollo, se presentan clasificadas en
construcciones y obras de infraestructura.
Las inversiones en exploración comprenden des-
embolsos y aportes destinados a cubrir la adquisi-
ción de bienes de uso y el desarrollo de pozos ex-
ploratorios. Estos costos se mantienen como
inversión en exploración hasta que se concluya
sobre la existencia de hidrocarburos que permitan
su recupero. Los costos geológicos y geofísicos
son cargados directo a resultados.
Los costos e inversiones correspondientes a explo-
raciones exitosas son traspasados a campos petro-
líferos y los no exitosos se cargan a resultados.
126
VOLVER AL ÍNDICE
Las inversiones en campos petrolíferos se en-
cuentran sujetas a permanentes evaluaciones de
sus ingresos futuros. En aquellos casos en que
los flujos futuros estimados sean menores a las
inversiones efectuadas, los valores de éstas últi-
mas son ajustados a la estimación de flujos futu-
ros descontados.
Los materiales y repuestos que se estima se incor-
porarán al activo fijo, se presentan en el rubro otros
activos fijos al costo, netos de provisión de
obsolescencia.
Aquellos activos fijos dispuestos para la venta
han sido reclasificados en otros activos circulan-
tes a su valor libro, el cual no excede el valor neto
de realización.
k. Depreciación activo fijo
La depreciación se calcula en forma lineal sobre la
base de los años de vida útil estimada de los bienes,
excepto los campos petrolíferos, cuya depreciación
se calcula por el método unidad de producción. Este
cálculo se efectúa considerando la producción del
año y reservas estimadas (probadas-desarrolladas)
de petróleo crudo y gas, de acuerdo con informes
técnicos preparados por personal de la Sociedad,
cuyas cifras son certificadas en forma periódica por
especialistas independientes. La depreciación de
oleoductos y gasoductos marinos se calcula por el
método de unidad de producción, considerando
además de la producción del año y de las reservas
probadas-desarrolladas, las reservas probables del
área en explotación.
l. Activos en leasing
Los bienes recibidos en arrendamiento con op-
ción de compra, cuyos contratos reúnen las ca-
racterísticas de un leasing financiero, son conta-
bilizados en forma similar a la adquisición de un
activo fijo reconociendo la obligación total y los
intereses sobre la base de lo devengado. La valo-
rización y depreciación de estos activos se efec-
túan bajo las normas generales que afectan al
activo fijo. Estos activos no son jurídicamente
propiedad de la Empresa, por lo que mientras no
se ejerza la opción de compra no se puede dispo-
ner libremente de ellos.
m. Inversiones en empresas relacionadas
Las inversiones incorporadas a partir del 1 de enero
de 2004 se presentan valorizadas de acuerdo a la
metodología del Valor Patrimonial (VP). Las efec-
tuadas con anterioridad a dicha fecha se presentan
valorizadas de acuerdo a la metodología del Valor
Patrimonial Proporcional (VPP).
La valorización de empresas extranjeras se basa
en las normas y criterios contables contenidos en
el Boletín Técnico Nº64 del Colegio de Contadores
de Chile A.G., que establece que las inversiones
en el extranjero, en países no estables, y que no
son una extensión de las operaciones de la inver-
sora, se controlan en dólares estadounidenses,
ajustándose los estados financieros de la Sociedad
extranjera a principios de contabilidad generalmen-
te aceptados en Chile. Los ajustes de cambio por
conversión se cargan o abonan a Otras Reservas
en el Patrimonio. Este criterio se aplicó hasta di-
ciembre de 2004.
Para aquellas sociedades en que ENAP y sus filia-
les poseen menos de un 20% de participación
societaria y ejercen influencia significativa según
lo definido en el Boletín Técnico Nº72 del Colegio
de Contadores, dichas inversiones se han contabi-
lizado a valor patrimonial.
n. Inversión en otras sociedades
Las inversiones en otras sociedades se presentan
valorizadas al costo de adquisición.
De acuerdo al Boletín Técnico Nº72 del Colegio de
Contadores A.G., las inversiones en empresas re-
lacionadas que no reúnen las características para
ser registradas en base a su VP, por no tener la
Empresa el control o influencia significativa, se ha
considerado como costo, su ultimo VP, anterior a
la fecha en que dió origen el cambio en el método
de valorización, más o menos, el mayor o menor
valor, si corresponde.
ñ. Menor valor de inversiones
Corresponde a la diferencia entre el valor de ad-
quisición de acciones y el valor patrimonial pro-
porcional a la fecha de la compra. Para las adqui-
siciones de acciones efectuadas a partir del 1 de
enero de 2004, el menor valor determinado co-
rresponde a la diferencia entre el valor de adqui-
sición de acciones y el valor justo a la fecha de la
compra. Los plazos de amortización se determi-
nan considerando "el tiempo esperado de retorno
de la inversión".
o. Ingresos percibidos por adelantado
Los ingresos anticipados corresponden a valores
percibidos anticipadamente en virtud de un contra-
to de usufructo suscrito. Estos ingresos se amor-
tizan linealmente con abono a resultados sobre
base devengada.
p. Cargos financieros
Los desembolsos asociados directamente a la ob-
tención de préstamos, se difieren y amortizan en
el plazo de la obligación que le dio origen. Estos se
presentan en el rubro Otros activos circulantes y
Otros del activo a largo plazo.
q. Impuestos a la renta e impuestos diferidos
La Empresa provisiona los impuestos a la renta
sobre base devengada, de conformidad a las
disposiciones legales vigentes. Estos compren-
den el impuesto de primera categoría y un im-
puesto adicional incorporado por el artículo Nº2
del D.L. Nº2.398.
Los impuestos diferidos originados por las diferen-
cias entre el balance financiero y el balance tribu-
tario, se registran por todas las diferencias tempo
ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
127
VOLVER AL ÍNDICE
rarias, considerando la tasa de impuesto que estará
vigente a la fecha estimada de reverso, conformea
lo establecido en el Boletín Técnico Nº60 del Cole-
gio de Contadores de Chile A.G. Los efectos deri-
vados de los impuestos diferidos existentes a la
fecha de implantación del referido boletín técnico
y no reconocidos anteriormente, se reconocen en
resultados sólo a medida que las diferencias tem-
porales se reversen.
r. Documentos por pagar
Este rubro incluye, entre otros, obligaciones con
pago confirmado a proveedores de petróleo crudo
y otros productos, a través de instituciones
financieras.
s. Obligaciones con el público
Las obligaciones por emisión de bonos se presen-
tan de acuerdo a los montos comprometidos a
desembolsar, incluyendo el valor de capital e inte-
reses devengados hasta la fecha de cierre de los
estados financieros. El menor valor determinado
en la colocación de los bonos es activado y amor-
tizado linealmente en el plazo estipulado de vigen-
cia de los instrumentos de deuda y se presenta en
los rubros Otros activos circulantes y Otros activos
de largo plazo, el cargo a resultado por amortiza-
ción se presenta en el rubro Gastos financieros del
Estado de Resultados.
Los costos de emisión de títulos de deuda son
activados y se presentan en los rubros Otros acti-
vos circulantes y Otros activos de largo plazo y son
amortizados linealmente durante el plazo de vigen-
cia de la obligación. El cargo a resultado por amor-
t izac ión se presenta en el rubro Gastos
financieros.
t. Contratos de derivados
La Empresa mantiene contratos de derivados que
corresponden a operaciones de cobertura tanto de
transacciones esperadas como de partidas
existentes.
En el caso de instrumentos de cobertura de tran-
sacciones esperadas, el mismo se presenta a su
valor justo y los cambios en dicho valor son reco-
nocidos como resultado no realizado hasta su
vencimiento, momento en el cual se reconocen
en resultados.
En el caso de instrumento de cobertura de partidas
existentes, el mismo se ha valorizado al valor justo.
El efecto de dicha valorización se reconoce en re-
sultados en caso de ser pérdida y se difiere en caso
de ser utilidad.
u. Vacaciones del personal
El costo de las vacaciones del personal se carga a
resultados en el año en que se devenga.
v. Compensaciones y beneficios del personal
La provisión por compensaciones y beneficios del
personal, cubre las obligaciones devengadas por
desembolsos que deberá efectuar la empresa den-
tro de un año, de acuerdo con los convenios colec-
tivos y contratos vigentes del personal.
w. Indemnización por años de servicio
La provisión para cubrir la obligación por concepto
de indemnización por años de servicio del perso-
nal, de acuerdo con los convenios y contratos vi-
gentes, se registra a su valor corriente.
x. Ingresos de explotación
Los ingresos provenientes de la explotación del
giro se registran sobre base devengada. Estos in-
gresos se reconocen al momento del despacho
físico de los productos, conjuntamente con la
transferencia de su dominio.
y. Software computacional
La Empresa adquiere sus software en paquetes
computacionales, los cuales se activan y se amor-
tizan en un período máximo de 4 años. Los costos
de implementación se cargan a resultado en el
mismo ejercicio.
z. Transacción de venta con retroarrendamient
La Empresa suscribió un contrato de venta con
pacto de retroarrendamiento financiero por las ofi-
cinas del edificio corporativo, el cual se contabiliza
manteniendo dichos activos en el activo fijo al mis-
mo valor contable registrado antes de la operación
y registrando los recursos obtenidos con abono al
pasivo obligaciones por leasing, la cual se presenta
formando parte de obligaciones largo plazo con
vencimiento dentro un año en el pasivo circulante
y acreedores varios largo plazo.
aa. Estado de flujo de efectivo
La Empresa ha considerado como efectivo y efec-
tivo equivalente el disponible y todas aquellas in-
versiones de corto plazo que se efectúan como
parte de la administración habitual de los exceden-
tes de caja, de acuerdo con lo señalado por el Bo-
letín Técnico Nº50 del Colegio de Contadores de
Chile A.G., y comprende el disponible, depósitos a
plazo y valores negociables.
Bajo flujo originados por actividades de la opera-
ción se incluyen todos aquellos flujos de efectivo
relacionados con el giro social, incluyendo además,
los intereses pagados, los ingresos financieros y,
en general, todos aquellos flujos que no están de-
finidos como de inversión o financiamiento. Cabe
destacar que el concepto operacional utilizado en
este estado es más amplio que el considerado en
el Estado de resultados.
128
VOLVER AL ÍNDICE
NOTA 3: CAMBIOS CONTABLES
NOTA 4: DEUDORES DE CORTO Y LARGO PLAZO
Durante el año terminado al 31 de diciembre de 2007, no se efectuaron cambios contables con respecto al ejercicio anterior.
El detalle de los deudores de corto y largo plazo es el siguiente:
Los deudores varios corresponden principalmente a anticipos a proveedores y cuentas por cobrar al personal por préstamos habitacionales, médico dental y
anticipos de remuneraciones.
El detalle de deudores por ventas, es el siguiente
DEUDORES DE CORTO Y LARGO PLAZO
Circulante
Hasta 90 dias Má s de 90 hasta 1 año Subtotal Total Circulante(neto) Total Largo Plazo
2007 2006 2007 2006 2007 2007 2006 2007 2006
Rubro MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$
Deudores por Ventas 977.067 667.255 306 532 977.373 977.073 667.487 - -
Est.deud.incobrables - - - - 300 - - - -
Doctos. por cobrar - - - - - - - - -
Est.deud.incobrables - - - - - - - - -
Deudores varios 99.073 55.984 815 2.972 99.888 99.888 58.956 27.250 23.893
Est.deud.incobrables - - - - - - - - -
Total deudores largo plazo 27.250 23.893
DEUDORES POR VENTAS
2007 2006
MUS$ % MUS$ %
Nacionales:
Distribuidores 794.225 81,28% 476.347 71,36%
Consumidores directos 53.807 5,51% 51.993 7,79%
Extranjeros:
Deudores extranjeros (1) 129.041 13,21% 139.147 20,85%
Totales 977.073 100,00% 667.487 100,00%
(1) Los deudores extranjeros corresponden a cuentas por cobrar, provenientes de exportaciones de productos.
NOTA 5: SALDOS Y TRANSACCIONES CON ENTIDADES RELACIONADAS
El parámetro de materialidad o significancia establecido por la Empresa para informar las transacciones con entidades relacionadas se determinó en un valor
total superior a MUS$500.
En los años terminados al 31 de diciembre de 2006 y 2007 la empresa no realizó transacciones significativas con A&C Pipeline Holding y Oleoducto Trasandino
Argentina S.A.
Los saldos y principales transacciones con empresas relacionadas se presentan en los siguientes cuadros:
ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
129
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DOCUMENTOS Y CUENTAS POR COBRAR
Corto Plazo Largo Plazo
2007 2006 2007 2006
RUT Sociedad MUS$ MUS$ MUS$ MUS$
96.694.400-5 GAS DE CHILE S.A. (4) - - 230 225
78.889.940-8 NORGAS S.A. (1) 1.298 888 - -
96.856.650-4 INNERGY HOLDING S.A. (4) 5 5 14.274 11.293
Extranjera PRIMAX S.A. (6) 22.919 16.732 - -
99.577.350-3 EMPRESA NACIONAL DE GEOTERMIA. (1) 527 55 - -
76.418.940-K GNL CHILE S.A. (4) 3.757 2.733 151 -
76.788.080-4 GNL QUINTERO S.A. (4) 73.289 - - -
99.519.820-7 ENERGIA CON CÓN S.A.(4) 11 - - -
99.519.820-7 PETROPOWER ENERGIA LTDA. (1) - 3 - - Totales 101.806 20.416 14.655 11.518
DOCUMENTOS Y CUENTAS POR PAGAR
Corto Plazo Largo Plazo
2007 2006 2007 2006
RUT Sociedad MUS$ MUS$ MUS$ MUS$
96.668.110-1 CIA. LATINOAMERICANA PETROLERA S.A. (2) - - 4.720 4.406
99.519.810-K CIA. DE HIDRÓGENO DEL BÍO-BÍO S.A. (3) 2.123 1.988 38.511 40.722
78.335.760-7 PETROPOWER ENERGÍA LTDA. (5) 809 646 - -
96.913.550-7 ÉTERES Y ALCOHOLES S.A. (3) 1.766 1.519 24.287 26.052
96.969.000-4 PETROSUL S.A. (3) 1.717 1.606 27.241 28.959
99.548.320-3 PRODUCTORA DE DIESEL S.A. (3) 10.313 8.244 102.943 111.888
Extranjera PRIMAX S.A. - 1 - -
96.655.490-8 OLEODUCTO TRASANDINO CHILE S.A (1) - 90 - -
96.971.330-6 GEOTÉRMICA DEL NORTE S.A. (9) 949 - - -
Totales 17.677 14.094 197.702 212.027
(1) Los saldos por cobrar y pagar a corto plazo corresponden principalmente a operaciones comerciales, las cuales no generan interés ni reajuste.
(2) Corresponde a contratos de compraventa de divisas (dólares) efectuado entre las sociedades coligadas y ENAP.
(3) Los saldos por pagar a corto y largo plazo corresponden a deuda por compra de activos fijos a través de un contrato de leasing financiero, celebrado entre
Enap Refinerías S.A. con Eteres y Alcoholes S.A., Petrosul S.A., Productora de Diesel S.A. y Cía. de Hidrógeno del Bío Bío S.A., cuyos plazos de vencimientos
y condiciones en general se describen en notas 8 y 26.
(4) Los saldos por cobrar a corto y largo plazo corresponden en parte a futuros aportes de capital en las empresas relacionadas, los cuales no tienen plazo de
vencimiento. En el caso de GNL Quintero S.A. corresponde a traspaso de cta. cte. de los cuales una parte será capitalizada según el acuerdo de los accionistas
y el saldo será cobrado, una vez concluido el proceso de financiamiento del proyecto.
(5) Corresponde a Cuentas por pagar de corto plazo de Enap Refinerías S.A., por compra de servicios de energía eléctrica y vapor y servicios de procesamiento;
cuyo pago, según contrato, se realiza dentro de los 20 días contados de la fecha de emisión de la factura y pagos semestrales en los meses de febrero y agosto
de cada año, respectivamente.
130
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a. Transacciones
TRANSACCIONES
2007 2006
Natureleza MontoEfecto en resultados
(cargo)/abono) Monto Efecto en resultados
(cargo)/abono)
Sociedad RUT de la relación Descripción MUS$ MUS$ MUS$ MUS$
Eteres y Alcoholes S.A. 96.913.550-7 Coligada Pago de cuota leasing
Compras de servicios de proces
Venta de servicios de proces
5.635
550
550
(4.196)
(550)
550
5.636
550
550
(4.405)
(550)
550
Cía de Hidrógeno Del Bío BÍo S.A.
96.806.130-5 Coligada Pago cuota de leasing
Compra de servicios de procesa
Venta de servicios de procesa
4.718
1.210
1.210
(2.676)
(1.210)
1.210
4.718
1.210
1.210
(2.801)
(1.210)
1.210
Petrosul S.A. 96.969.000-4 Coligada Compra de servicios de proceso
Venta de servicios de procesa
Pago de cuota leasing
700
700
3.646
(700)
700
(2.087)
700
700
3.640
(700)
700
(2.192)
Primax S.A. Extranjera Coligada Venta de productos 304.266 14.029 234.565
2.456
Innergy Holding S.A.(7) 96.856.650-4 Coligada Compra de gas natural 10.600 - 16.409 -
Oleoducto Trasandino Chile S.A.
96.655.490-8
Coligada Compra de servicios 2.490 - 2.261 -
Productora de Diesel S.A. 99.548.320-3 Coligada Pago cuota leasing
Servicio de mantención
Compra de servicios de proceso
Reembolso gastos
12.012
2.614
2.614
2.929
(5.000)
2.614
2.614
-
11.705
2.614
2.614
-
(3.104)
2.614
(2.614)
-
GNL Quintero S.A.(8) 76.788.080-4 Coligada Venta de terreno
Prestamos otorgados
4.550
73.289
4.099
-
-
-
-
-
GNL Chile S.A. 76.418.940-K Coligada Prestamos otorgados 1.175 - - -
Norgas S.A. 78.889.940-8 Coligada Venta de productos
Compras varias
28.463
-
231
-
14.081
34
(42)
-
Petrpower Energia Ltda. 78.335.760-7 Coligada Compra de servicios
Compra de servicios de proceso
Otras ventas
40.390
-
-
-
-
-
11.146
25.575
808
-
-
-
(6) El saldo por cobrar a Primax S.A. (sociedad peruana), corresponde a ventas de productos (operaciones de tipo comercial) efectuadas por Manu Perú S.A.,
filial de Enap Refinerías S.A.. Las condiciones de venta son crédito de 30 días de la fecha de facturación.
(7) Las transacciones de Enap Refinerías S.A. con Innergy Holding S.A., corresponden a compras de gas natural cuyas condiciones de pago son de 10 días
contados de la fecha de recepción de la factura.
(8) Corresponde a la venta de terrenos a GNL Quintero S.A., ubicados en las comunas de Quintero y Puchuncaví, con el propósito de construir un terminal de
regasificación de gas natural licuado.
(9) Corresponde a aportes de capital por enterar en Geotérmica del Norte S.A. (Nota 10 (6)).
ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
131
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NOTA 6: EXISTENCIAS
El detalle de las existencias es el siguiente:.
EXISTENCIAS
2007 2006
MUS$ MUS$
Petróleo crudo 404.878 175.789
Petróleo crudo en tránsito 281.440 104.962
Productos terminados 623.894 492.442
Productos terminados en tránsito 206.280 31.073
Materiales en bodega (neto) 72.081 56.593
Totales 1.588.573 860.859
Al 31 de diciembre de 2006 Enap Refinerías S.A. realizó un ajuste ascendente a MU$ 4.691 con el objeto de dejar valorizada la canasta de productos termina-
dos a sus respectivos precios de realización, en atención a que los precios de producción como de compras los excedían. El ajuste mencionado se presenta
aumentado los costos de explotación.
NOTA 7: IMPUESTOS DIFERIDOS E IMPUESTOS A LA RENTA
a. Impuestos diferidos
El detalle de los saldos acumulados por impuestos diferidos al 31 de diciembre de 2007 y 2006 es el siguiente:
IMPUESTOS DIFERIDOS
2007 2006 Activo Pasivo Activo Pasivo
Corto Plazo
Largo Plazo
Corto Plazo
Largo Plazo
Corto Plazo
Largo Plazo
Corto Plazo
Largo Plazo
Conceptos MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ Diferencias Temporarias Provisión cuentas incobrables 171 - - - 171 - - - Ingresos Anticipados 2.580 - - - 4.493 - - - Provisión de vacaciones 7.140 - - - 6.411 - - - Amortización intangibles - - - - - - - - Activos en leasing - - - 57 - - - - Gastos de fabricación - - 1.237 - - - 1.152 - Depreciación Activo Fijo - - - - - - - - Indemnización años de servicio - - - - - - - - Otros eventos - 1.548 - - - 1.666 395 - Utilidad no realizada venta de crudo 1.391 - - - 227 - - - Provisión obsolescencia materiales (1) - 4.899 - - - 5.919 - - Provisión retiro plataforma y normaliza - 32.483 - - - 30.229 - - Pérdidas tributarias 801 - - - 272 - - - Contratos leasing - 7.035 - - - 4.061 - 125 Gastos diferidos bonos - - - 4.766 - - - 5.568 Menor valor bono - - - 2.588 - - - 2.838 Gastos financieros diferidos - - - 2.404 - - - 3.444 Provisión valuación inversiones - 8.136 - - - 6.431 - - Activos fijos - 5.044 472 - - 5.673 186 - Gastos pagados por anticipado - - 529 - - - 560 - Provisión medio ambiente 85 - - - 85 - - - Provision Sobreestadia 25 - - - - - - - Recuperacion de impuesto - - 14.928 -
Total Impuestos Diferidos 12.193 59.145 17.166 9.815 11.659 53.979 2.293 11.975 Cuentas complementarias-neto de amortiza - 15.428 - - - 15.368 - 2 Provisión de valuación - 17.321 - 10.688 Totales 12.193 6.396 17.166 9.815 1.659 7.923 2.293 1.973
(1) El saldo de las cuentas complementarias relacionadas con provisión de obsolescencia de materiales y de retiro de platafor mas, es amortizado en función del reverso real de la respectiva diferencia temporal que le dio origen.
132
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b. Impuesto a la renta
El detalle del pasivo (activo) originado por concepto de impuesto a la renta es el siguiente:
Los impuestos devengados por operaciones en el exterior comprenden impuestos a la renta en Argentina, Ecuador, Uruguay, Inglaterra, Colombia (ex-sucursal)
y Perú, e impuestos a los ingresos brutos, de acuerdo a la normativa de cada país.
Enap Sipetrol S.A. presenta utilidad tributaria al 31 de diciembre de 2007 que asciende a MUS$15.410 (MUS$4.868 al 2006), que es compensada con los
creditos generados por agencias en el exterior.
(1) El D.L. N° 2.398 establece un impuesto con tasa de 40% respecto de los dividendos que la empresa reciba de las filiales sociedades anónimas y coligadas
directas. ENAP provisiona este impuesto sobre la base de las utilidades devengadas que se estima serán distribuidas.
La porción a largo plazo por pagar se encuentra en el rubro Provisiones largo plazo (Nota 17).
Al 31 de diciembre de 2007, este saldo incluye impuestos por recuperar del período de ERSA por MUS$ 85.186 e impuestos por pagar por ENAP y Enap Si-
petrol por MUS$ 35.088 y 4.693 respectivamente, a diciembre de 2006, el saldo presentan impuestos a la renta por recuperar de ERSA por MUS$ 52.600 e
impuestos por pagar por ENAP y Enap Sipetrol por MUS$ 125.246 y 18.155 respectivamente
IMPUESTO A LA RENTA
Provisión impuesto renta
Circulante A largo plazo
2007 2006 2007 2006
Provisiones de impuestos a la renta al 31 de diciembre: MUS$ MUS$ MUS$ MUS$
- 17% de primera categoría 12.185 19.621 - -
- Impuesto único 1.288 4.275
- 40% DL-2.398 sobre utilidades de Enap 20.858 46.167 - -
- 40% DL-2.398 sobre dividendos coligadas (1) 4.764 1.914 - -
- 40% DL-2.398 sobre utilidades filiales (1) - - 11.914 -
- Impuestos provenientes del exterior 23.045 43.023 - -
Total cargos por impuestos del año 62.140 115.000 11.914 -
Traspaso al corto plazo 40% DL-2398 sobre utilidades filiales - 80.968 - (80.968)
Saldos de provisiones de impuestos del año anterior 3.351 - 114.445 195.413
Totales 65.491 195.968 126.359 114.445
Menos:
- Pagos provisionales del período (91.693) (76.927) - -
- Anticipo de impuestos del exterior (18.464) (27.636) - -
- Crédito de capacitación (739) (604) - -
Saldos netos (por recuperar) o pagar (2) (45.405) 90.801 126.359 114.445
ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
133
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El detalle del Impuesto por Recuperar del Activo Circulante al 31 de diciembre de 2007 y 2006 es el siguiente:
2007 2006
MUS$ MUS$
Impuesto a la renta del período a recuperar 45.405 -
Crédito Fondo Estabilización del Petróleo Leyes 20063-20115-20197 (3) 101.624 13.853
Derechos de Aduana por recuperar 16.492 21.586
IVA por recuperar 85.393 57.383
Impuesto específico gasolinas y diesel 9.054 5.392
Beneficio Tributario por pérdidas tributarias - 12.300
Impto. por recuperar (Nota 21) 26.189 -
Otros impuestos por recuperar 22.362 980
Total 306.519 111.494
(3) Por Ord. Nº 1.272 del 28 de diciembre de 2007, el Ministerio de Hacienda aceptó compensar parte del traspaso pendiente de utilidades del año 2005 y
2006 a rentas generales de la Nación, contra el saldo del Fondo de Estabilización de precios de los combustibles a favor de ENAP, al 30 de junio de 2007, el
cual alcanza a MUS$38.044,2, para lo cual se dictará el decreto respectivo a principios del año 2008.
c. Gastos por impuesto a la renta
El detalle del cargo por impuesto a la renta se presenta es el siguiente:
GASTOS POR IMPUESTO A LA RENTA
2007 2006
Item MUS$ MUS$
Gasto tributario corriente (provisión impuesto) (51.009) (71.977)
Ajuste gasto tributario (ejercicio anterior) - -
Efecto por activos o pasivos por impuesto diferido del ejercicio (7.015) (12.302)
Beneficio tributario por perdidas tributarias - 12.300
Efecto por amortización de cuentas complementarias de activos y pasivos diferidos (62) 552
Efecto en activos o pasivos por impuesto diferido por cambios en la provisión de evaluación (6.633) 2.546
Otros cargos o abonos en la cuenta (23.045) (43.023)
Totales (87.764) (111.904)
El efecto en la utilidad por impuesto a la renta e impuesto diferido, considerando la tasa de impuesto de primera categoría establecida en la Ley de la Renta y
la tasa del impuesto a la renta incorporado en el artículo N°2 del D.L. N°2.398 es el siguiente
GASTOS POR IMPUESTO RENTA
2007 2006
MUS$ MUS$
Utilidad antes de impuesto a la renta e impuestos diferidos 137.404 162.674
Impuesto diferido 17% (3.164) (3.922)
Impuesto a la Renta 17% (12.185) (7.321)
Impuesto Unico (1.288) (4.275)
Impuestos provenientes del exterior (23.045) (43.023)
Utilidad antes de impuesto a la renta e impuestos diferidos según artículo Nº2 del D.L. Nº2.398 97.722 104.133
Impuesto diferido (tasa 40%) (10.546) (5.282)
Impuesto a la Renta (tasa 40%) (37.536) (48.081)
Utilidad antes de amortización mayor valor de inversiones e interés minoritario 49.640 50.770
134
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NOTA 8: ACTIVOS FIJOS
El detalle del activo fijo y sus respectivas depreciaciones acumuladas es el siguiente:
ACTIVOS FIJOS
2007 2006
Saldo brutoDepreciación acumulada Saldo neto Saldo bruto
Depreciación acumulada Saldo neto
MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$
Terrenos 16.154 16.154 16.902 - 16.902
Construcciones y obras de infraestructura 4.314.586 (2.872.484) 1.442.102 4.064.080 (2.739.503) 1.324.577
Maquinarias y equipos 70.666 (43.579) 27.087 60.646 (37.909) 22.737
Otros activos fijos 406.903 (86.820) 320.083 362.343 (59.969) 302.374
Totales 4.808.309 (3.002.883) 1.805.426 4.503.971 (2.837.381) 1.666.590
El detalle de Construcciones y obras de infraestructura es el siguiente:
CONSTRUCCIONES Y OBRAS DE INFRAESTRUCTURA
2007 2006
MUS$ MUS$
Campos petrolíferos 1.623.267 1.574.975
Plataformas petroleras 690.904 675.693
Proyectos inversión - exploración 109.750 73.239
Refinerías y plantas de gasolina 1.119.650 967.329
Oleoductos y gasoductos 296.066 295.527
Plantas de almacenamiento e instalaciones marítimas 50.061 48.082
Instalaciones de producción 12.459 12.287
Sistemas de reinyección 115.435 115.375
Edificios, poblaciones y campamentos 60.653 60.575
Obras en construcción 236.341 240.998
Total 4.314.586 4.064.080
Menos: Depreciación acumulada (2.872.484) (2.739.503)
Valores netos 1.442.102 1.324.577
PROVISION INVERSIONES CAMPOS PETROLÍFEROS
2007 2006
MUS$ MUS$
Impairment CAM 2A Sur – Argentina 8.258 15.156
Totales 8.258 15.156
Las inversiones en campos petrolíferos efectuadas por la filia Enap Sipetrol S.A. se presentan netas de las siguientes provisiones:
ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
135
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El detalle de otros activos fijos es el siguiente:
OTROS ACTIVOS FIJOS
2007 2006
MUS$ MUS$
Muebles, útiles y enseres 4.622 3.681
Activos en leasing (1) 268.601 268.601
Materiales en bodega (2) 109.226 82.817
Softwares 7.163 7.022
Otros activos 17.291 222
Total 406.903 362.343
Menos: Depreciación acumulada (86.820) (59.969)
Valores netos 320.083 302.374
(1) En este rubro se incluyen las oficinas corporati-
vas adquiridas mediante un contrato de leasing con
opción de compra con el Banco Santander Chile.
Al 31 de diciembre de 2007 el valor neto asciende
a MUS$16.370 (MUS$ 15.994 en 2006). Este
contrato tiene vencimientos mensuales y finaliza
en agosto de 2018.
Con fecha 19 de julio de 1994, Enap Sipetrol S.A.
suscribió un contrato de arrendamiento con la
Compañía de Seguros de Vida Santander S.A., hoy
Metlife Chile Seguros de Vida S.A., sobre las ofici-
nas Nº401, Nº402 y Nº501, 5 bodegas y 27 esta-
cionamientos del edificio ubicado en calle Avenida
Tajamar Nº183, comuna de Las Condes en Santia-
go. La duración del contrato es de 240 meses con
fecha de término el 11 de julio de 2014.
La obligación por este contrato se incluye en el
pasivo circulante en obligaciones a largo plazo con
vencimiento dentro de un año por MUS$ 207
(MUS$ 117 en 2006). Y en el pasivo a largo plazo
en acreedores varios largo plazo por MUS$ 1.511
(MUS$ 1.498 año 2006).
Enap Refinerías S.A., incluye bajo este rubro las
plantas de Hidrocracking suave de Gas Oil (MHC -
Mild Hydrocracking), de Hidrógeno, las planta de
DIPE y las dos plantas de azufre, generando obliga-
ciones, las que se reflejan netas de intereses no
devengados, bajo el rubro Documentos y cuentas
por pagar a empresas relacionadas del pasivo circu-
lante y del pasivo a largo plazo. Los contratos sus-
critos tienen vigencia hasta el año 2017 con Eteres
y Alcoholes S.A., hasta el año 2019 con Petrosul
S.A., y hasta el año 2020 con Productora de Diesel
S.A. y Compañía de Hidrógeno del Bío Bío S.A.
(2) Los materiales en bodega para activo fijo se mues-
tran netos de provisión de obsolescencia ascendente
a MUS$11.088 en 2007 (MUS$ 11.180 en 2006).
El cargo a resultados por concepto de depreciación
del activo fijo incluido en los costos de explotación
y gastos de administración es el siguiente:
CARGO A RESULTADO POR CONCEPTO DE DEPRECIACION DEL ACTIVO FIJO
2007 2006
MUS$ MUS$
Costos de explotación 229.158 213.024
Gasto de administración 1.426 1.063
Totales 230.584 214.087
Durante el año 2006, se reasignaron activos fijos asociados a gastos de administración a centros de costos operativos.
El 28 de octubre de 2005, se suscribió un contrato de venta con pacto de retroarrendamiento financiero, por las oficinas del edificio corporativo por UF
498.165,17. Este contrato está pactado en UF, tiene un plazo de vencimiento de 154 meses y una tasa de interés de 3,6871% lineal anual.
La obligación por este contrato se incluye en el pasivo circulante en obligaciones a largo plazo con vencimiento dentro de un año por MUS$1.323 (MUS$1.112
año 2006) y en el pasivo a largo plazo en acreedores varios largo plazo por MUS$15.645 (MUS$14.799 año 2006).
NOTA 9: TRANSACCIONES DE VENTA CON RETROARRENDAMIENTO
136
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NOTA 10: INVERSIONES EN EMPRESAS RELACIONADAS
El detalle de las inversiones en empresas relacionadas es el siguiente:
INVERSIONES EN EMPRESAS RELACIONADAS
Porcentaje de participación
Patrimonio sociedades
Resultado del ejercicio
Patrimonio sociedades a
valor justo
Resultado del ejercicio a valor justo
Resultado devengado VP / VPP
Resultados no realizados
Valor contable de la inversión
RUT Sociedad Pais de origen
Moneda de control de la inversión
Nª de acciones
2007
%
2006
MUS$
2007
%
2006
MUS$
2007
%
2006
MUS$
2007
%
2006
MUS$
2007
%
2006
MUS$
2007
MUS$
2006
MUS$
2007
MUS$
2006
MUS$
2007
MUS$
2006
MUS$
2007
MUS$
2006
MUS$
Extranjera A&C Pipeline Holding (5) I.Cayman Us$ 326.250 36,25 18,25 467 415 - - - - - - - - 85 76 85 76
99.519.810-K Compañía de Hidrógeno Del Bío Bío S.A. (1) Chile Us$ 100.000 10,00 10,00 10.364 10.566 2.080 3.969 10.364 10.566 2.080 3.969 208 396 1.036 1.056 1.036 1.056
96.668.110-1 Compañía Latinoamericana Petrolera S.A. Chile Peso 44.224 40,00 40,00 12.137 11.412 -992 -207 - - - - -397 -82 4.855 4.567 4.855 4.567
99.577.350-3 Empresa Nacional De Geotermia S.A.(1) Chile Peso 1.539.865 49,00 49,00 3.152 81 -1.535 -1.711 3.152 81 -1.535 -1.711 -752 -839 1.545 39 1.545 39
99.519.820-7 Enercon S.A.(1) Chile Us$ 435.058 49,00 49,00 27.028 17.085 1.305 30 27.028 17.085 1.305 30 639 14 13.244 8.372 13.244 8.372
96.913.550-7 Éteres Y Alcoholes S.A. Chile Us$ 4.174 41,74 41,74 12.237 10.361 1.876 1.878 - - - - 784 784 5.108 4.324 5.108 4.324
76.932.370-8 Forenergy (1) Chile Peso 120 40,00 75 75 - 30 30 -
96.694.400-5 Gas de Chile S.A. Chile Peso 2.973.170 50,00 50,00 61 61 - -12 - - - - - -6 31 32 31 32
96.971.330-6 Geotérmica del Norte S.A. (6) Chile Peso 2.622.723.929 45,37 44,00 4.591 3.182 -1.704 -7 - - - - -772 -5 2.083 1.400 2.083 1.400
76.418.940-K GNL Chile S.A. (1) (2) Chile Peso 4.000.000 33,33 33,33 -3.439 -2.607 -830 -2.626 -3.439 -2.607 -830 -2.626 -277 -875 1 1 1 1
76.788.080-4 GNL Quintero S.A. (1) (3) Chile Us$ 200 20,00 16.000 -1.480 16.000 -1.480 -296 3.200 3.200 -
96.856.650-4 Innergy Holding S.A. Chile Peso 13.680.788 25,00 25,00 -18.259 -6.530 -24.730 -5.455 - - - - -6.183 -1.364 1 1 1 1
78.889.940-8 Norgas S.A. Chile Peso 420.000 42,00 42,00 7.378 6.220 2.713 1.790 - - - - 1.139 752 3.099 2.612 3.099 2.612
Extranjera Oleoducto Trasandino (Argentina) S.A. (5) Argentina Us$ 16.311.050 35,93 18,09 24.517 25.230 -713 -1.682 4.871 - - - -129 -304 5.304 4.564 - 5.304 4.564
96.655.490-8 Oleoducto Trasandino (Chile) S.A. (5) Chile Peso 6.225.293 35,83 18,04 9.512 9.008 -563 -257 24.766 - - - -102 -46 6.122 1.625 6.122 1.625
78.335.760-7 Petropower Energía Ltda Chile Us$ - 15,00 15,00 93.284 76.187 30.263 16.025 - - - - 4.540 2.404 13.992 11.428 13.992 11.428
96.969.000-4 Petrosul S.A. Chile Us$ 4.739 47,39 47,39 12.850 12.462 809 850 - - - - 384 402 6.090 5.906 6.090 5.906
Extranjera Primax S.A. (1) Perú Us$ 86.466.630 49,00 49,00 65.956 69.448 11.808 5.498 65.956 69.448 11.808 5.498 5.786 2.694 32.318 34.030 32.318 34.030
Extranjera Primax Holdings S.A. (Ecuador) (1) Ecuador Us$ 392 49,00 49,00 -1.385 -1.394 -374 -1.395 -1.385 -1.394 -374 -1.395 -183 -683 1 1 1 1
99.548.320-3 Productora Diesel S.A.(1) Chile Us$ 9.989.940 45,00 45,00 10.996 9.914 2.232 1.861 10.996 9.914 2.232 1.861 1.004 837 4.948 4.461 4.948 4.461
Extranjera Terminales Marítimas Patagónicas S.A. (4) Argentina Us$ - - - - - - - - - 468 - - - -
Extranjera Gasoducto Cayman Ltd. (4) - - - - - - - - -
Extranjera Gasoducto del Pacifico (Argentina) S.A. (4) - - - - - 426 - - -
96.762.250-8 Gasoducto del Pacifico (Chile) S.A. (4) - - - - - 616 - - -
96.889.570-2 Inversiones Electrogas S.A. (4) - - - - - 136 - - -
76.532.150-6 Sociedad de Exploracion de Explotación Petrolera S.A. (7)
- - - - - 4.046 - - -
81.095.400-0 Sociedad Nacional de Oleoductos S.A. (4) - - - - - 407 - - -
76.384.550-8 Sociedad Nacional Maritíma S.A. (4) - - - - - -149 - - -
Totales 103.093 84.495 - - 103.093 84.495
ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
137
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INVERSIONES EN EMPRESAS RELACIONADAS
Porcentaje de participación
Patrimonio sociedades
Resultado del ejercicio
Patrimonio sociedades a
valor justo
Resultado del ejercicio a valor justo
Resultado devengado VP / VPP
Resultados no realizados
Valor contable de la inversión
RUT Sociedad Pais de origen
Moneda de control de la inversión
Nª de acciones
2007
%
2006
MUS$
2007
%
2006
MUS$
2007
%
2006
MUS$
2007
%
2006
MUS$
2007
%
2006
MUS$
2007
MUS$
2006
MUS$
2007
MUS$
2006
MUS$
2007
MUS$
2006
MUS$
2007
MUS$
2006
MUS$
Extranjera A&C Pipeline Holding (5) I.Cayman Us$ 326.250 36,25 18,25 467 415 - - - - - - - - 85 76 85 76
99.519.810-K Compañía de Hidrógeno Del Bío Bío S.A. (1) Chile Us$ 100.000 10,00 10,00 10.364 10.566 2.080 3.969 10.364 10.566 2.080 3.969 208 396 1.036 1.056 1.036 1.056
96.668.110-1 Compañía Latinoamericana Petrolera S.A. Chile Peso 44.224 40,00 40,00 12.137 11.412 -992 -207 - - - - -397 -82 4.855 4.567 4.855 4.567
99.577.350-3 Empresa Nacional De Geotermia S.A.(1) Chile Peso 1.539.865 49,00 49,00 3.152 81 -1.535 -1.711 3.152 81 -1.535 -1.711 -752 -839 1.545 39 1.545 39
99.519.820-7 Enercon S.A.(1) Chile Us$ 435.058 49,00 49,00 27.028 17.085 1.305 30 27.028 17.085 1.305 30 639 14 13.244 8.372 13.244 8.372
96.913.550-7 Éteres Y Alcoholes S.A. Chile Us$ 4.174 41,74 41,74 12.237 10.361 1.876 1.878 - - - - 784 784 5.108 4.324 5.108 4.324
76.932.370-8 Forenergy (1) Chile Peso 120 40,00 75 75 - 30 30 -
96.694.400-5 Gas de Chile S.A. Chile Peso 2.973.170 50,00 50,00 61 61 - -12 - - - - - -6 31 32 31 32
96.971.330-6 Geotérmica del Norte S.A. (6) Chile Peso 2.622.723.929 45,37 44,00 4.591 3.182 -1.704 -7 - - - - -772 -5 2.083 1.400 2.083 1.400
76.418.940-K GNL Chile S.A. (1) (2) Chile Peso 4.000.000 33,33 33,33 -3.439 -2.607 -830 -2.626 -3.439 -2.607 -830 -2.626 -277 -875 1 1 1 1
76.788.080-4 GNL Quintero S.A. (1) (3) Chile Us$ 200 20,00 16.000 -1.480 16.000 -1.480 -296 3.200 3.200 -
96.856.650-4 Innergy Holding S.A. Chile Peso 13.680.788 25,00 25,00 -18.259 -6.530 -24.730 -5.455 - - - - -6.183 -1.364 1 1 1 1
78.889.940-8 Norgas S.A. Chile Peso 420.000 42,00 42,00 7.378 6.220 2.713 1.790 - - - - 1.139 752 3.099 2.612 3.099 2.612
Extranjera Oleoducto Trasandino (Argentina) S.A. (5) Argentina Us$ 16.311.050 35,93 18,09 24.517 25.230 -713 -1.682 4.871 - - - -129 -304 5.304 4.564 - 5.304 4.564
96.655.490-8 Oleoducto Trasandino (Chile) S.A. (5) Chile Peso 6.225.293 35,83 18,04 9.512 9.008 -563 -257 24.766 - - - -102 -46 6.122 1.625 6.122 1.625
78.335.760-7 Petropower Energía Ltda Chile Us$ - 15,00 15,00 93.284 76.187 30.263 16.025 - - - - 4.540 2.404 13.992 11.428 13.992 11.428
96.969.000-4 Petrosul S.A. Chile Us$ 4.739 47,39 47,39 12.850 12.462 809 850 - - - - 384 402 6.090 5.906 6.090 5.906
Extranjera Primax S.A. (1) Perú Us$ 86.466.630 49,00 49,00 65.956 69.448 11.808 5.498 65.956 69.448 11.808 5.498 5.786 2.694 32.318 34.030 32.318 34.030
Extranjera Primax Holdings S.A. (Ecuador) (1) Ecuador Us$ 392 49,00 49,00 -1.385 -1.394 -374 -1.395 -1.385 -1.394 -374 -1.395 -183 -683 1 1 1 1
99.548.320-3 Productora Diesel S.A.(1) Chile Us$ 9.989.940 45,00 45,00 10.996 9.914 2.232 1.861 10.996 9.914 2.232 1.861 1.004 837 4.948 4.461 4.948 4.461
Extranjera Terminales Marítimas Patagónicas S.A. (4) Argentina Us$ - - - - - - - - - 468 - - - -
Extranjera Gasoducto Cayman Ltd. (4) - - - - - - - - -
Extranjera Gasoducto del Pacifico (Argentina) S.A. (4) - - - - - 426 - - -
96.762.250-8 Gasoducto del Pacifico (Chile) S.A. (4) - - - - - 616 - - -
96.889.570-2 Inversiones Electrogas S.A. (4) - - - - - 136 - - -
76.532.150-6 Sociedad de Exploracion de Explotación Petrolera S.A. (7)
- - - - - 4.046 - - -
81.095.400-0 Sociedad Nacional de Oleoductos S.A. (4) - - - - - 407 - - -
76.384.550-8 Sociedad Nacional Maritíma S.A. (4) - - - - - -149 - - -
Totales 103.093 84.495 - - 103.093 84.495
138
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(1) Los activos y pasivos de las Sociedades Primax
S.A., Primax Holding S.A., Energía Concón S.A.,
Productora de Diesel S.A., Cía. de Hidrógeno del
Bío Bío, Empresa Nacional de Geotermia, GNL
Chile S.A., GNL Quintero S.A. y Forenergy S.A.,
fueron valorizadas a sus valores justos, de acuerdo
a la metodología establecida en el Boletín Técnico
Nº72, emitida por el Colegio de Contadores de
Chile A.G. y Circular Nº1.697 y Nº1.699 emitida por
la Superintendencia de Valores y Seguros. Dicha
valorización no presentó diferencias significativas
con sus respectivos valores libros.
(2)Con fecha 16 de noviembre de 2005 se constitu-
yó la sociedad Gestora del Proyecto GNL S.A.,
aportando ENAP el 23,27% (2.327.076 pesos). Con
fecha 10 de marzo de 2006 se protocolizó el cambio
de nombre de la sociedad por el de "GNL Chile S.A.".
El 15 de junio de 2006 ENAP compró 639.529 ac-
ciones de Colbún S.A. y 366.726 acciones de AES
Gener S.A., aumentando su participación a un
33,3333%. En Junta Extraordinaria de Accionistas,
de fecha 02 de agosto de 2006, GNL Chile S.A.
aumentó su patrimonio en 2.000.000 de acciones,
equivalentes a 2.000.000 de pesos; Empresa Na-
cional del Petróleo suscribe y paga en abril de 2007,
666.667 acciones, manteniendo su participación de
33,33333%.
(3)Con fecha 09 de marzo de 2007 se constituyó
la sociedad GNL Quintero S.A., en la cual ENAP
suscribe y paga 200 acciones que representan un
20% del capital de dicha sociedad.
(4)Durante el mes de mayo de 2006 la empresa
reclasificó desde Inversiones en empresas relacio-
nadas a Inversiones en otras sociedades, de acuer-
do a lo señalado en el Boletín Técnico Nº72 del
Colegio de Contadores, las siguientes inversiones:
Gasoducto del Pacífico (Chile) S.A., Gasoducto del
Pacífico (Argentina)S.A., Gasoducto Cayman Ltd.,
Sociedad Nacional de Oleoducto S.A., Sociedad
Nacional Marítima S.A., Inversiones Electrogas
S.A., Electrogas S.A. y en septiembre de 2006
Terminales Marítimas Patagónicas S.A., debido a
que no tiene influencia significativa.
(5) Con fecha 10 de diciembre de 2007 Empresa
Nacional del Petróleo compró acciones de Oleo-
ducto Trasandino (Chile) S.A., Oleoducto Trasandi-
no (Argentina) S.A. y A&C Pipeline Holding, au-
mentando su participación a 35,83%, 35,93% y
36,25%, respectivamente.
Estas compras fueron valorizadas a su valor justo, de
acuerdo a la metodología establecida en el Boletín
Técnico Nº72, emitida por el Colegio de Contadores
de Chile A.G. y Circular Nº1.697 y Nº1.699 emitida
por la Superintendencia de Valores y Seguros.
(6) En Sexta Junta Extraordinaria de Accionistas
de Geotérmica del Norte S.A., se aumentó el capi-
tal de dicha sociedad, suscribiendo ENAP
671.555.929 acciones de la Serie A u ordinarias,
representativas del aumento del capital acordado
en la presente junta, en un precio total de
731.728.333 pesos
(7) El 03 de abril de 2006 se dividió la sociedad Enap
Sipetrol S.A., producto de lo cual se creó la sociedad
"Sociedad de Exploración y Explotación Petrolera
S.A." (SEEP S.A.), manteniéndose, al igual que en
Enap Sipetrol S.A., los mismos accionistas y sus
correspondientes participaciones, ENAP con un
99,5% y Enap Refinerías S.A. con un 0,5%.
Con fecha 06 de julio de 2006 SEEP S.A. se vendió
a la empresa canadiense Pacific Stratus Energy en
MMUS$61,8, generando una utilidad neta de
MMUS$15,2 (Nota 21).
INFORMACION SOBRE INVERSIONES EN EL
EXTERIOR:
Para las inversiones en el exterior que mantiene la
Empresa y sus filiales al 31 de diciembre de 2007
y 2006, no existen dividendos acordados por las
utilidades potencialmente remesables al 30 de di-
ciembre de 2007 y 2006.
Durante los ejercicios 2007 y 2006 la Empresa y
sus filiales no han contraído pasivos como cober-
tura de estas inversiones en el exterior.
ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
139
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NOTA 11: INVERSIONES EN OTRAS SOCIEDADES
Durante el mes de mayo de 2006 la empresa reclasificó desde Inversiones en empresas relacionadas a Inversiones en otras sociedades, de acuerdo a lo señalado
en el Boletín Técnico Nº72 del Colegio de Contadores de Chile A.G., las siguientes inversiones: Gasoducto del Pacífico (Chile) S.A., Gasoducto del Pacífico (Ar-
gentina) S.A., Gasoducto Cayman Ltd., Sociedad Nacional de Oleoducto S.A., Sociedad Nacional Marítima S.A., Inversiones Electrogas S.A. y Electrogas S.A..
INVERSIONES EN OTRAS SOCIEDADES
RUT Sociedad Nª de
Acciones
Porcentaje de participación
%
Valor contable
2007
MUS$
2006
MUS$
96.806.130-5 Electrogas S.A. 30 0,01 2 2
Extranjera Gasoducto Cayman Ltd. 9.100 18,20 5 5
Extranjera Gasoducto Del Pacifico (Argentina) S.A. 15.900.586 18,20 14.051 14.051
96.762.250-8 Gasoducto Del Pacifico (Chile) S.A. 38.592.313 18,20 20.217 20.217
96.889.570-2 Inversiones Electrogas S.A. 150 15,00 5.130 5.130
81.095.400-0 Sociedad Nacional De Oleoductos S.A. 10.061.279 10,06 12.705 12.705
76.384.550-8 Sociedad Nacional Maritima S.A. 12.965.340 12,97 1.668 1.668
70.036.600-6 Asociacion Gremial De Industriales Quimicos A.G. 69 - 8 7
Extranjera Terminales Marítimas Patagonicas S.A. 198.025 13,79 7.664 7.664
Totales 61.450 61.449
NOTA 12: MENOR Y MAYOR VALOR DE INVERSIONES
MENOR VALOR DE INVERSIONES
2007 2006
Monto amortizado en el período
Saldo menor valor
Monto amortizado en el período
Saldo menor valor
RUT Sociedad MUS$ MUS$ MUS$ MUS$
Extranjera TERMINALES MARITIMAS PATAGÓNICAS S.A. - - 203 -
Extranjera PRIMAX S.A. 1.154 4.582 1.154 3.462
Totales 1.154 4.582 1.357 3.462
El detalle del menor valor de inversiones es el siguiente
El menor valor de inversiones en la sociedad Terminales Marítimas Patagónicas S.A., empresa relacionada de la filial Enap Sipetrol S.A., corresponde a la di-
ferencia entre el valor de adquisición de acciones y el valor patrimonial proporcional a la fecha de compra. El plazo de amortización es de 5 años. A contar del
30 de septiembre de 2006 esta inversión se reclasificó a Inversiones en otras sociedades, de acuerdo a los señalado en el Boletín Técnico Nª 72 del Colegio
de Contadores, debido a que Enap Sipetrol S.A. no tiene influencia significativa en la sociedad.
El menor valor de inversiones en la sociedad Primax S.A., empresa relacionada de la filial Enap Refinerías S.A., corresponde a la diferencia entre el valor de
adquisición de acciones y el valor justo a la fecha de la compra. El plazo de amortización se determina considerando el tiempo esperado de retorno de la inver-
sión. El plazo de amortización determinado es de 8 años en el 2007 (5 años en el 2006).
140
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El detalle de obligaciones con bancos e instituciones financieras de corto plazo y a largo plazo con vencimiento en el corto plazo se incluye en el siguiente
NOTA 14: OBLIGACIONES CON BANCOS E INSTITUCIONES FINANCIERAS CORTO PLAZO
OBLIGACIONES CON BANCO E INSTITUCIONES FINANCIERAS LARGO PLAZO-PORCION CORTO PLAZO
OBLIGACIONES CORTO PLAZO
Tipo de monedas e indices de reajustable
Dólares Totales
RUT BANCO O INSTITUCIÓN FINANCIERA
2007
MUS$
2006
MUS$
2007
MUS$
2006
MUS$
Extranjero BBVA BANCO FRANCES S.A. 40.529 - 40.529 -
Totales 40.529 - 42.536 -
Monto capital adeudado 40.000
Tasa Int Prom Anual 7,45%
NOTA 13: OTROS (ACTIVOS)
El detalle de los otros activos de largo plazo es el siguiente:
OTROS ACTIVOS DE LARGO PLAZO
2007 2006
MUS$ MUS$
Gastos asociados a la obtención de préstamos 2.397 4.220
Gastos en emisión de bonos y descuento en colocación (Nota 23) 10.366 12.338
Materiales de operación de baja rotación (1) 7.569 2.194
Pérdida diferida contratos operaciones Swap WTI - -
Derechos contratos swap tasa interés - 344
Pérdida diferida por contratos swap tasa interés (Nota 23) 17.342 -
Derechos cross currency swap leasing (Nota 25) 3.741 1.902
Derechos cross currency swap bonos (Nota 25) 58.324 40.508
Otros 350 502
Totales 100.089 62.008
(1) Los materiales de operación con baja rotación se presentan netos de provisión de obsolescencia por un monto ascendente a MUS$1.976 (MUS$ 7.351 en 2006).
ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
141
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OBLIGACIONES LARGO PLAZO PORCIÓN CORTO PLAZO
Tipo de monedas e indices de reajustable
Dólares Totales
RUT BANCO O INSTITUCIÓN FINANCIERA2007
MUS$2006
MUS$2007
MUS$2006
MUS$
Extranjero JP MORGAN CHASE BANK (1) 4.132 4.025 4.132 4.025
Extranjero CALYON N.Y BRANCH (2) 383 392 383 392
Extranjero JP MORGAN CHASE BANK (3) 21.044 22.595 21.044 22.595
Totales 25.176 27.012 25.176 27.012
Monto capital adeudado 21000 27012
Tasa int prom anual 5.74% 5.69%
Porcentaje obligaciones moneda extranjera (%) 100,00%
(1) JP Morgan Chase Bank:
El 15 de junio de 2006, se realizó el cierre de una
operación de refinanciamiento por un monto de
220 millones de dólares de los Estados Unidos de
América del crédito Sindicado existente y que se
hizo efectivo a partir del 5 de septiembre de 2006
( "Effective Date"), por parte de ENAP.
Mediante esta operación, ENAP ha suscrito con
quince bancos internacionales un contrato bajo la
ley de Nueva York denominado "Second Amended
and Restated Term Loan Agreement", que modifica
el contrato de crédito de fecha 31 de agosto de
2004, que con dicha fecha modificaba un contrato
de crédito anterior, de fecha 29 de Agosto de 2003.
La actual modificación se refiere a: (i) la consolida-
ción en un solo crédito de los vencimientos del año
2007 al 2009 del principal, de los dos tramos exis-
tentes en el crédito vigente (Tramo 1 y Tramo 2), y
(ii) la modificación del plazo de vencimiento de las
cuotas de principal para llevarlo a un solo pago
("bullet") a 7 años plazo, es decir con vencimiento
en septiembre de 2013.
La tasa de interés aplicable a esta nueva operación
fue de LIBOR+0,20% para los cuatro primeros
años, LIBOR+0,225 para el quinto y sexto año y
LIBOR+0,25% para el séptimo año.
El cambio en el plazo de crédito, que original-
mente tenía amortizaciones en los años 2006 a
2009, significó liberar fondos para el financia-
miento de las inversiones de ENAP para los
próximos años. El spread sobre la tasa de interés
permanece prácticamente inalterado respecto al
crédito original (LIBOR+0,20% entre 2006 y
2008 y LIBOR+0,225% en 2009). Dado que se
trata de un refinanciamiento de pasivos, esta
transacción no tuvo impacto en el nivel de pasi-
vos de ENAP.
(2)CALYON New York Branch:
En diciembre de 2006, la Empresa obtuvo un
c r é d i t o s i n d i c a d o p o r u n m o n t o d e
US$150.000.000, otorgado por un grupo de ban-
cos, actuando como agente el Banco Calyon
New York Branch.
Mediante esta operación, ENAP ha suscrito un
contrato de crédito sindicado bajo la ley de Nueva
York (denominado "Term Loan Agreement"), con
142
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un grupo de 12 bancos internacionales. El préstamo tiene un plazo de 7 años, y se pagará en 6 amortizaciones iguales, cancelando la primera cuota el 14
de junio 2011.
La tasa de interés anual aplicable a esta operación es de LIBOR + 0,175% para los primeros tres años, LIBOR + 0,20% para el cuarto y quinto año y LIBOR +
0,225% para el sexto y séptimo año.
(3)JP Morgan Chase Bank Agenciado:
Con fecha 18 de diciembre de 2003, Enap Sipetrol Argentina S.A. obtuvo un préstamo sindicado por US$125.000.000, a 5 años plazo, con pago de capital e
intereses mensuales. Se garantizó con las exportaciones de petróleo y gas de la Cuenca Austral y con una garantía contingente de ENAP. Este préstamo fue
sindicado por el JP Morgan Chase Bank, en él participaron 10 bancos extranjeros. La tasa de interés pactada es LIBOR más un spread anual de 0,75%.
(4) BBVA Banco Francés S.A.:
Con fecha 16 de julio y 31 de agosto de 2007, Enap Sipetrol Argentina S.A. obtuvo préstamos por MUS$30.000 y MUS$10.000, respectivamente a 1 año
plazo, con pagos de capital e intereses al vencimiento el día 15 de julio de 2008 y 30 de agosto de 2008, respectivamente. No se entregaron garantías. La tasa
de interés aplicada es 7,45% nominal anual.
El detalle y vencimientos de las obligaciones con bancos e instituciones financieras a largo plazo es el siguiente:
NOTA 15: OBLIGACIONES CON BANCOS E INSTITUCIONES FINANCIERAS LARGO PLAZO
OBLIGACIONES CON BANCOS E INSTITUCIONES FINANCIERAS LARGO PLAZO
Años de vencimiento 2007 2006
RUT Banco o Institución Financiera
Moneda Indice de reajuste
Más de 1 hasta 2
Más de 2 hasta 3
Más de 3 hasta 5
Más de 5 hasta 10
Total largo plazo
Tasa de interés anual
promedio Total
largo plazo
MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ %
Extranjero JP MORGAN CHASE BANK (1) Dólares - - - 220.000
220.000 5,63% 220.000
Extranjero CALYON N.Y. BRANCH (2) Dólares - - 100.000
50.000 150.000 5,34% 150.000
Extranjero JP MORGAN CHASE BANK (3) Dólares - - - - - 21.000
Totales - - 100.000 270.000 370.000 391.000
Porcentaje obligaciones moneda extranjera (%) 100%
Porcentaje obligaciones moneda nacional (%) 0.00%
Ver explicación en Nota 14 de (1),(2) y (3) señalados en el cuadro
ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
143
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NOTA 16: OBLIGACIONES CON EL PÚBLICO CORTO Y LARGO PLAZO (BONOS)
El detalle y vencimientos de las obligaciones con el público se presentan a continuación:
OBLIGACIONES CON EL PÚBLICO CORTO Y LARGO PLAZO (BONOS)
Nº de inscripcion o identificacion del instrumento Serie
Monto nominalcolocado vigente
Unidad dereajuste
del bono Tasa de interés
Plazo final Final
Periodicidad Valor par Colocación en Chile o
en el extranjero
Pago de
intereses Pago de
amortizaciones
2007 2006
MUS$ MUS$
Bonos largo plazo - porción corto plazo
Nº 303 A-1 1.000.000 UF 4.25% 01/10/2012 Semestra Al Venc 429 362 Nacional
Nº 303 A-2 2.250.000 UF 4.25% 01/10/2012 Semestra Al Venc 965 815 Nacional
TIPO 144-A Única 290.000.000 US$ 6.75% 15/11/2012 Semestra Al Venc 2.528 2.447 Extranjera
TIPO 144-A Única 150.000.000 US$ 4.875% 15/03/2014 Semestra Al Venc 2.161 2.133 Extranjera
Total - porción corto plazo 6.083 5.757
Bonos largo plazo
Nº 303 A-1 1.000.000 UF 4.25% 01/10/2012 Semestra Al Venc 39.491 34.442 Nacional
Nº 303 A-2 2.250.000 UF 4.25% 01/10/2012 Semestra Al Venc 88.855 77.493 Nacional
TIPO 144-A Única 290.000.000 US$ 6.75% 15/11/2012 Semestra Al Venc 290.000 290.000 Extranjera
TIPO 144-A Única 150.000.000 US$ 4.875% 15/03/2014 Semestra Al Venc 150.000 150.000 Extranjera
Total largo plazo 568.346 551.935
a) Bonos ENAP I-2002 Serie A Subseries A-1 y A-2:
Con fecha 4 de octubre de 2002, la Empresa ins-
cribió en el Registro de Valores de la Superinten-
dencia de Valores y Seguros bajo el Nº303, la
emisión de bonos reajustables en unidad de fo-
mento (U.F.), en el mercado local, la cual se efec-
tuó con fecha 22 de octubre de 2002. Esta coloca-
ción se efectuó en dos subseries A-1 y A-2, cuyas
características son las siguientes:
La colocación de bonos en el mercado local fue por
UF 3.250.000. El plazo de vencimiento es de 10
años, los pagos de intereses son semestrales, la
tasa de interés es de un 4,25% anual y la amorti-
zación del capital es al final del plazo.
b) Bonos Internacionales:
Con fecha 5 de noviembre de 2002, la Empresa efec-
túo la emisión y colocación de bonos del tipo 144 A
en el mercado estadounidense, a una tasa de interés
de 6,75% anual, por un monto de US$290 millones.
Con fecha 16 de marzo de 2004, la Empresa efectúo
la emisión y colocación de bonos del tipo 144 A en
el mercado estadounidense, a una tasa de interés de
4,875% anual, por un monto de US$150 millones.
El plazo de vencimiento de ambas colocaciones es
de 10 años. Los pagos de intereses son semestra-
les y la amortización del capital corresponde a una
sola cuota al término del período.
c) Descuento y costos en colocación de bonos:
Los descuentos en las colocaciones de bonos, han
sido diferidos en los mismos períodos de las corres-
pondientes emisiones. El saldo se presenta en
Otros activos circulantes corto y largo plazo, inclui-
dos los gastos de la emisión.
144
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NOTA 17: PROVISIONES Y CASTIGOS
El detalle de las provisiones es el siguiente:
PROVISIONES Y CASTIGOS
2007 2006
MUS$ MUS$
Corto plazo:
Vacaciones 21.323 20.251
Compensaciones y beneficios del personal 22.274 16.634
Indemnización años de servicio 3.761 1.822
Provisión carena barcaza y remolcadores 623 485
Provisión inversión patrimonio negativo 5.713 2.504
Provisión medio ambiental 500 -
Otros 4.122 2.120
Totales 58.316 43.816
Largo plazo:
Indemnización años de servicio 153.202 135.807
Impuesto a la Renta (Nota 7) 126.359 114.445
Provisión retiro de plataformas, normalización de pozos y yacimientos y remediación medio ambiental (1) 65.953 59.366
Provisión valuación inversiones 14.274 11.282
Otras provisiones a largo plazo 588 1.052
Totales 360.376 321.952
(1) Provisión para cubrir los gastos estimados en los cuales deberá incurrir la Empresa en el retiro de plataformas del Estrecho de Magallanes, normalización de
pozos en tierra y remediación medio ambiental.
Castigos - Al 31 de diciembre de 2007, se registraron castigos de exploraciones en Enap Sipetrol S.A. por un monto de MUS$6.395 (MUS$4.803 en 2006),
los cuales corresponden a activos relacionados con yacimientos petroleros en el exterior. Durante los mismos años 2007 y 2006, ENAP y Enap Refinerías S.A.
no efectuaron castigos.
NOTA 18: INDEMNIZACIONES AL PERSONAL POR AÑOS DE SERVICIO
El movimiento de la provisión que cubre el beneficio de indemnización al personal por años de servicio es el siguiente:
INDEMNIZACIONES AL PERSONAL POR AÑOS DE SERVICIOS
2007 2006
MUS$ MUS$
Saldo inicial al 1° de enero 137.629 141.225
Incremento de provisión 11.721 13.384
Disminución - (29)
Pagos del período (2.374) (12.700)
Diferencia de cambio 9.987 (4.251)
Totales 156.963 137.629
ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
145
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NOTA 19: INTERÉS MINORITARIO
El interés minoritario corresponde a la participación de accionistas minoritarios de Enap Refinerías S.A.
INTERES MINORITARIO
2007 2006
Patrimoniofilial
Participación minoritaria
Efectos en resultados
(cargo) / abonoPatrimonio
filialParticipación minoritaria
Efectos en resultados
(cargo) / abono
MUS$ % MUS$ MUS$ MUS$ % MUS$ MUS$
Enap Refinerías S.A. 659.463 0,04 264 8 638.555 0,04 254 (29)
NOTA 20: PATRIMONIO
a. Cambios en el patrimonio:
El movimiento del patrimonio registrado entre el 1º de enero y el 31 de diciembre de 2007 y 2006, es el siguiente:
PATRIMONIO
Capital pagado Otras reservas
Resultados Acumulados
Resultado del Ejercicio Total MUS$
Saldo al 1 de enero de 2006 791.471 (68.432) (1.646) 197.844 919.237
Distribución resultado año 2005 - - 197.844 (197.844)
Traspasos utilidades al Fisco - - (56.361) - (56.361)
Capitalización reservas y/o utilidades 85.230 - (85.230) -
Cambios patrimoniales netos - (719) - - (719)
Traspaso retasación técnica Activo Fijo coligada - (16) 16 -
Ingresos por aplicación Decreto Hacienda Nº 390 - - 25.927 - 25.927
Resultado del ejercicio - - - 50.799 50.799
Saldo al 31 de diciembre de 2006 876.701 (69.167) 80.550 50.799 938.883
Saldo al 1 enero de 2007 876.701 (69.167) 80.550 50.799 938.883
Distribución resultado ejerc. anterior - - 50.799 (50.799)
Dividendo definitivo ejerc. anterior - - - -
Aumento del capital con emisión de acciones de pago - - - -
Capitalización reservas y/o utilidades 55.999 - (55.999) -
Déficit acumulado período de desarrollo - - - -
Cambios patrimoniales netos - 1.058 - - 1.058
Traspaso retasación técnica Activo Fijo coligada - - - -
Ingresos por aplicación Decreto Hacienda Nº 390 - - - -
Revalorización capital propio - - - -
Resultado del ejercicio - - - 49.632 49.632
Dividendos provisorios - - - -
Saldo al 31 de diciembre de 2007 932.700 (68.109) 75.350 49.632 989.573
146
VOLVER AL ÍNDICE
-Al 31 de marzo de 2006, se registró en utilidades
acumuladas, ingresos por MUS$25.927 provenien-
tes de la cobertura contratada, (opción tipo call
spread con J.P.Morgan) para estabilizar el precio
del diesel, netos de costos incurridos por ENAP
durante el período enero a marzo de 2006, con
motivo de la estabilización de precios del diesel,
gasolina y kerosene.
-El Fisco de Chile, a través del Ministerio de Ha-
cienda ordenó mediante el Decreto Nº370 del 28
de marzo de 2006, posteriormente, reemplazado
por el Decreto Nº667 del 13 de junio de 2006, el
traspaso a rentas generales de la Nación, de parte
de las utilidades del año 2005 por MUS$56.361
(equivalentes a M$30.123.000), ingresadas a la
Tesorería General de la República durante los
meses de Mar zo a Mayo en cuotas de
M$10.041.000 cada una.
-Mediante Ord. Nº883 de 30 de diciembre de 2005,
el Ministerio de Hacienda autorizó la capitalización
de MU$17.185 de las utilidades del ejercicio 2005.
Esta capitalización se registró en el período 2006.
-Mediante Ord.Nº243 de 28 de marzo de 2006, el
Ministerio de Hacienda autorizó la capitalización de
MUS$68.045 de las utilidades del ejercicio 2005.
-Por Decreto Nº545 de 20 de abril de 2007, el Mi-
nisterio de Hacienda fijó el programa de traspaso
a rentas generales de la Nación de parte de las
utilidades del año 2005 y 2006 por MUS$40.035
(equivalentes a M$21.619.278) y MUS$5.321
(equivalentes a M$2.873.340), respectivamente.
Posteriormente, el decreto Nº686 del 18 de di-
ciembre del 2007, del Ministerio de Hacienda, dejó
sin efecto lo dispuesto en el decreto anterior.
-El 14 de mayo de 2007, el Ministerio de Hacienda
mediante Ord.Nº430 autorizó la capitalización de
MUS$50.799 correspondiente a las utilidades fi-
nancieras del ejercicio 2006.
-Por Ord. Nº1.272 del 28 de diciembre de 2007,
el Ministerio de Hacienda suspendió transitoria-
mente por el período 2007, la política de traspaso
de utilidades de ENAP al Fisco. Al mismo tiempo,
dejó sin efecto, transitoriamente para dicho año,
el traspaso de utilidades a todo evento, para com-
pletar el 14% de rentabilidad sobre el patrimonio
con utilidades retenidas de períodos anteriores.
En relación con los traspasos al Fisco programa-
dos para diciembre 2007 de MUS$45.356, el
Ministerio de Hacienda aceptó, a fin de evitar un
mayor endeudamiento de la empresa, compensar
dichos recursos con el saldo acumulado al 30 de
junio de 2007 del Fondo de estabilización de pre-
cios de los combustibles a favor de ENAP, el cual
alcanza a MUS$38.044,2, para lo cual se dictará
el decreto respectivo a principios de año 2008, de
acuerdo a las normas legales vigentes al respecto.
Asimismo, autorizó la capitalización de utilidades
por MUS$5.200 para el financiamiento del Ga-
soducto Pecket Esperanza, lo que había sido aco-
gido previamente mediante Ord. Nº915 de 3 de
octubre de 2007, en atención a su rentabilidad
social. La diferencia, esto es MUS$2.111,8, se
mantendrá como saldo a favor del Fisco.
El detalle del movimiento en otras reservas es el
siguiente:
Ajuste acumulado por diferencia de conversión de filiales en el extranjero
En este rubro se incluye la reserva por el ajuste de conversión proveniente de las filiales extranjeras originadas por las variaciones en la inversión en el exterior
y por la valuación de los respectivos pasivos contraídos para adquirir esta inversión, hasta diciembre de 2004
MOVIMIENTOS OTRAS RESERVAS
2007 2006
MUS$ MUS$
Ajuste acumulado por diferencia de conversión de filiales en el extranjero (76.029) (76.029)
Cambios patrimoniales netos 3.795 2.737
Otras reservas 4.125 4.125
Totales (68.109) (69.167)
AJUSTE ACUMULADO POR DIFERENCIA DE CONVERSION DE FILIALES
Saldos al 01.01.2007
Variación neta del ejercicio Saldos al
Inversión Pasivo 2007 2006MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$
Enap Sipetrol S.A. (72.666) - - (72.666) (72.666)
Otras sociedades relacionadas (3.363) - - (3.363) (3.363)
Totales (76.029) - - (76.029) (76.029)
ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
147
VOLVER AL ÍNDICE
Cambios patrimoniales netos
A partir de enero de 2005 las variaciones patrimoniales de las empresas coligadas que llevan la contabilidad en moneda nacional, se registran en la línea cam-
bios patrimoniales netos. El movimiento del ejercicio es el siguiente:
CAMBIOS PATRIMONIALES NETOS
Saldos al 01.01.2007
Variación neta del ejercicio Saldos al
Inversión Pasivo 2007 2006
MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$
Cía. Latinoamericana Petrolera S.A. 31 614 - 645 31
Electrogas S.A. 1 - - 1 1
Empresa Nacional de Geotermia S.A. 40 230 - 270 40
Enercon S.A. 261 - - 261 261
Gas de Chile S.A. 3 - - 3 3
Geotérmica del Norte S.A. 109 (47) - 62 109
GNL Chile S.A. - (114) - (114) -
Innergy Holding S.A. 183 (26) - 157 183
Inversiones Electrogas S.A. 231 - - 231 231
Norgas S.A. 162 269 - 431 162
Oleoducto Trasandino (Chile) S.A. 74 132 - 206 74
Petrosul S.A. 696 - - 696 696
Sociedad Nacional de Oleoductos S.A. 893 - - 893 893
Sociedad Nacional Marítima S.A. 53 - - 53 53
Totales 2.737 1.058 - 3.795 2.737
b. Otras reservas
El saldo de Otras reservas es el siguiente:
OTRAS RESERVAS
Saldos al 01.01.2007
Variación neta del ejercicio Saldos al
Inversión Pasivo 2007 2006
MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$
Retasación técnica Activo Fijo de coligada SONACOL S.A. 4.125 - - 4.125 4.125
Totales 4.125 - - 4.125 4.125
148
VOLVER AL ÍNDICE
El detalle de los otros ingresos y egresos fuera de la explotación es el siguiente:
NOTA 21:OTROS INGRESOS Y EGRESOS FUERA DE LA EXPLOTACIÓN
OTROS INGRESOS Y EGRESOS FUERA DE LA EXPLOTACIÓN
2007 2006
a. Otros ingresos: MUS$ MUS$
Resultado en venta de activo fijo 27.476 2.836
Ingresos por servicios varios 6.515 9.025
Dividendos percibidos de Otras Sociedades 11.626 3.403
Ingresos netos de inversiones - 271
Utilidad en venta de inversiones - 15.215
Recuperacion de Impuestos 26.189 -
Otros ingresos 2.927 5.657
Totales 74.733 36.407
b. Otros egresos :
Provisión valuación de inversiones (2.981) (1.208)
Seguro opción por commodity - (4.590)
Pérdida en venta de inversiones - (4)
Bajas de activo fijo y materiales (47) (194)
Provisión plan desvinculación (374) (238)
Costo venta de servicios varios (387) (3.796)
Otros egresos (3.878) (4.002)
Totales (7.667) (14.032)
ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
149
VOLVER AL ÍNDICE
NOTA 22: DIFERENCIAS DE CAMBIO
El detalle de las diferencias de cambio abonada (debitada) a resultados se presenta en el siguiente cuadro:
DIFERENCIAS DE CAMBIO
2007 2006
Moneda MUS$ MUS$
Activos (cargos) / abonos
Disponible Pesos chilenos 1.262 81
Pesos argentinos (176) (164)
Deudores por venta Pesos chilenos 55.881 (20.731)
Pesos argentinos 110 247
Deudores varios Pesos chilenos 4.064 (831)
Pesos argentinos 173 0
Documentos y cuentas por cobrar a empresas relacionadas corto plazo Pesos chilenos 284 64
Pesos argentinos 23 0
Libras esterlinas (361) 0
Impuestos por recuperar Pesos chilenos 12.369 12.617
Pesos argentinos 0 0
Gastos pagados por anticipado Pesos argentinos (183) 0
Otros activos circulantes Pesos chilenos 13.135 (14.863)
Pesos argentinos 0 184
Deudores largo plazo Pesos chilenos 64 (72)
Documentos y cuentas por cobrar a empresas relacionadas largo plazo Pesos chilenos 1.729 0
Pesos argentinos (358) 0
Otros activos largo plazo Pesos chilenos 789 1.560
Pesos argentinos 287 (230)
Otros de otros activos Pesos chilenos 0 (125)
Activo fijo Pesos argentinos (1.027) 0
Total (Cargos) Abonos 88.065 (22.263)
Pasivos (cargos) / abonos
Cuentas por pagar Pesos chilenos (24.089) 4.595
Pesos argentinos (160) (95)
Documentos y cuentas por pagar a empresas relacionadas corto plazo Pesos chilenos (146) 353
Pesos argentinos (88) (37)
Libras esterlinas 0 117
Provisiones corto plazo Pesos chilenos (2.366) 1.754
Pesos argentinos (3) 2
Otros pasivos circulantes Pesos chilenos (29.108) 215
Pesos argentinos 0 (598)
Documentos y cuentas por pagar a empresas relacionadas largo plazo Pesos chilenos (157) 83
Provisiones largo plazo Pesos chilenos (10.005) 4.981
Otros pasivos largo plazo Pesos chilenos (19.006) 2.200
Pesos argentinos 54 0
Total (Cargos) Abonos (85.074) 13.570
(Perdida) Utilidad por diferencias de cambio 2.991 (8.693)
En la columna moneda se señala pesos chilenos, ya que desde enero de 2005 ENAP lleva contabilidad en dólares, de acuerdo a Nota 2 c).
150
VOLVER AL ÍNDICE
NOTA 23: GASTOS DE EMISIÓN Y COLOCACIÓN DE TÍTULOS ACCIONARIOS Y DE TÍTULOS DE DEUDA
El detalle de los gastos por emisión de bonos presentados en Otros activos circulantes y Otros de otros activos, es el siguiente:
GASTOS Y MAYOR TASA DE DESCUENTO EN EMISIÓN DE BONOS
Corto Plazo Largo Plazo2007 2006 2007 2006
MUS$ MUS$ MUS$ MUS$Desembolso por emisión de colocación bonos - local 254 222 957 1.059
Mayor tasa de descuento por colocación bonos - local 658 574 2.471 2.730 Desembolso por emisión de colocación bonos - internacional 1.340 1.340 5.808 7.147 Mayor tasa de descuento por colocación bonos - internacional 273 273 1.130 1.402
Totales 2.525 2.409 10.366 12.338
NOTA 24: ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO
EFECTIVO Y EFECTIVO EQUIVALENTE
2007 2006
MUS$ MUS$
Disponible 96.979 54.702
Depósitos a plazo 18.858 14.333
Valores negociables 17.119 16.915
Saldo final de efectivo y efectivo equivalente 132.956 85.950
El detalle del efectivo y efectivo equivalente es el siguiente:
OTROS INGRESOS DE INVERSION
2007 2006
MUS$ MUS$
Devolución capital coligadas - 16.611
Devolución capital inversiones en otras sociedades 5.824
Recuperación de préstamos del personal corto y largo plazo 2.513 947
Totales 2.513 23.382
Flujos futuros comprometidos por la filial Enap Sipetrol S.A. en contratos de asociación
De acuerdo a lo establecido en los contratos de operación petrolera, en asociación con gobiernos y/o socios, existen compromisos suscritos a desarrollar para
los próximos años.
Estas actividades contemplan la perforación de pozos de exploración, realización de sísmicas 3D y arriendo de equipos para perforar en Argentina y Egipto,
todo esto por un monto total de MUS$25.608.
ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
151
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NOTA 25: CONTRATO DE DERIVADOS
Desde octubre de 2002 ENAP mantiene un Cross Currency Swap UF/USD con vencimiento a 10 años por un monto equivalente a US$66,5 millones como ins-
trumento de cobertura mitigante al riesgo UF/USD. Este instrumento cubre un 91% de la deuda en UF asumida con la emisión de bonos en el mercado local.
En el mes de mayo de 2004 ENAP completó la cobertura de riesgo UF/USD para el Bono en UF del mercado local, contratando un Cross Currency Swap UF/USD
con vencimiento el año 2012 por un monto equivalente a US$ 7,7 millones.
En el mes de julio de 2005 ENAP suscribió un cross currency swap para cubrirse del riesgo de fluctuaciones de la paridad UF - dólar y dejar los flujos del leasing
hipotecario del inmueble de la casa matriz en dólares.
Al 31 de diciembre de 2007, la utilidad neta resultante de la valorización de mercado de estos instrumentos financieros, se difiere de acuerdo lo descrito en Nota 2 t.
Con el fin de mitigar los riesgos provenientes de las fluctuaciones en la tasa de interés de los préstamos bancarios, ENAP suscribió en los años 2003, 2004, 2005
y 2006 contratos de swap de tasa de interés y opciones zero cost collar.
Con el objetivo de cubrir los riesgos provenientes de las fluctuaciones en la tasa de interés Libor de 3 meses en las cuentas por pagar de corto plazo, ENAP sus-
cribió durante el año 2005 contratos de swap de tasa de interés.
ENAP, por mandato de Enap Refinerías S.A., ha suscrito contratos de cobertura de tipo de cambio (Peso/Dólar) con el fin de cubrir el riesgo por fluctuaciones del
valor del dólar en los flujos provenientes de sus deudores por ventas.
ENAP, por mandato de ENAP Refinerías S.A., ha suscrito contratos de cobertura del tipo zero-cost collar con el fin de cubrir el riesgo de variación del valor del
petróleo crudo importado entre la fecha de embarque de éste y la fecha estimada de fijación del precio de venta de los productos refinados.
El detalle de los contratos de derivados se presenta en cuadro adjunto.
152
VOLVER AL ÍNDICE
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89
ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
153
VOLVER AL ÍNDICE
NOTA 26: CONTINGENCIA Y
RESTRICCIONES
a. Juicios:
Actualmente la Empresa mantiene 17 juicios labo-
rales por un monto aproximado de MUS$5.004 (6
de estos juicios por cuantía indeterminada), este
monto incluye MUS$336 correspondiente a juicios
por término injustificado de contrato laboral, en el
cual se demanda a ENAP por su responsabilidad
subsidiaria. No se ha constituido provisión para tal
efecto, dado que la Administración y Fiscalía de
ENAP estiman que es improbable que se genere
algún egreso significativo para la Empresa.
La empresa ha sido demandada en 1 juicio por
acción de reparación de medio ambiente y regula-
rización de servidumbres, en forma conjunta con
acciones de indemnización de perjuicios, por un
monto aproximado de MUS$25.358 (6 de estos
juicios por cuantía indeterminada). Estas causas se
encuentran en etapas de sentencia definitiva de
primera instancia, lo que sumado a la imprevisibili-
dad del resultado de cualquier litigio, impide a la
Empresa hacer un pronóstico preciso de su viabili-
dad. Sin embargo, la Administración y Fiscalía de
ENAP estiman que es improbable que se genere
algún egreso significativo para la Empresa, toda
vez que parte de los montos demandados asume
la eventual compensación de perjuicios en forma
retroactiva y por un período de 50 años, período
que excede los plazos de prescripción aplicables.
Por la misma razón, no se ha constituido provisión
contable para dichos efectos.
La empresa ha sido demandada adicionalmente en
2 juicios civiles por supuesto incumplimiento de
contrato, por un monto aproximado de MUS$
3.363, en uno se dicta sentencia definitiva de pri-
mera instancia que rechaza en todo las acciones
deducidas, pendientes apelación deducida por
demandante, y, en el otro, se dictó sentencia, la
que fue apelada por ambas partes y se encuentra
pendiente la vista y fallo de recurso de apelación.
No se ha constituido provisión para tal efecto, dado
que la Administración y Fiscalía de ENAP estiman
que es improbable que se genere algún egreso
significativo para la Empresa.
La Empresa ha sido demandada en 2 juicios, uno
precario de cuantía indeterminada y el otro de pres-
cripción de acción hipotecaria y demás obligacio-
nes por una cuantía ascendente a MUS$13. No se
ha constituido provisión para tal efecto, dado que
la Administración y Fiscalía de ENAP estiman que
es improbable que se genere algún egreso signi-
ficativo para la Empresa.
La Empresa ha sido demandada ante el Tribunal de
Defensa de la Libre Competencia por la empresa
Micom S.A., por supuestas prácticas discriminato-
rias y por atentados contra la libre competencia. No
se ha constituido provisión para tal efecto, dado
que la Administración y Fiscalía de ENAP estiman
que es improbable que se genere algún egreso
significativo para la Empresa.
ENAP es parte en un litigio en el que demanda el
cumplimiento forzado del contrato, relacionado con
la venta de algunos activos de su filial Petro Servicio
Corp. S.A. a Missano Inc. Al 31 de diciembre de
2007 el saldo por cobrar asciende a MUS$1.000.
Por este concepto no se ha constituido provisión,
dado que la Administración y Fiscalía de ENAP es-
timan que su pérdida es poco probable, por cuanto
con fecha 22 de enero de 2008, se ve y alega causa
en recurso de casación interpuesto por ENAP ante
la I. Corte Suprema, a fin de que se ordene el pago
de intereses. Fallo queda en acuerdo.
Se mantienen juicios relativos a materias de cons-
titución y ejercicio de servidumbres del oleoducto
Concón - Maipú, cuya operación corresponde a la
Sociedad Nacional de Oleoductos. ENAP, ya sea
actuando como demandante o demandada, no se
verá afectada desde el punto de vista económico,
toda vez que, de acuerdo a los convenios suscritos
con la sociedad mencionada, le corresponde a ella
efectuar los eventuales pagos.
Como consecuencia del incidente de derrame de
petróleo en la Bahía de San Vicente, ocurrido el 25
de mayo de 2007, en el terminal B de la Refinería
Bío Bío, perteneciente a Enap Refinerías S.A., se
han notificado a ENAP, en los meses de diciembre
2007 y enero 2008, vía exhorto, dos demandas
(roles 4-2007; 17-2007) por indemnización de per-
juicios por responsabilidad extracontractual. Estas
demandas se ventilan ante ministros de la I. Corte
de Apelaciones de Concepción, las cuales se en-
cuentran pendientes de acumulación de autos y
posterior contestación de la demanda, en la cual
ENAP alegará falta de legitimación pasiva fundada
en que el ducto e instalaciones implicadas en el
derrame son de propiedad de Enap Refinerías S.A.,
compañía esta última, que se encuentra tramitando
de manera directa estas demandas.
a.2 De la filial Enap Refinerías S.A. (ERSA):
La filial Enap Refinerías S.A. mantiene los siguientes
juicios u otras acciones legales, que en opinión de
la administración en ningún caso, representan indi-
vidualmente o en su conjunto una contingencia de
pérdida de valores significativos para la sociedad.
Demandada por juicios laborales: 27 causas, de
los cuales 14 de ellos corresponden a responsa-
bilidad subsidiaria y/o solidaria por una cuantía
ascendente a MUS$1.184 (6 de ellas indetermi-
nadas); 3 por simulación ascendente a MUS$923
(1 de ellas indeterminada); 9 por indemnización
por accidente del trabajo ascendente a MUS$1.017
y 1 por nulidad del despido y despido injustificado
por MUS$20.
Demandada por juicios civiles: 5 causas, una por
indemnización de perjuicios por derrame ascen-
dente a MUS$4.146, respecto del cual existen
seguros comprometidos; una por indemnización
por perjuicios por muerte por una cuantía de
MUS$967; una por indemnización de perjuicios
contractuales por MUS$141 y una indeterminada
por fuero maternal.
Demandante por juicio criminal: 1 causa por delito
de estafa ascendente a MUS$383.
Reclamante por juicio tributario: Responsabilidad
tributaria por Empresa Almacenadora de Combus-
tibles S.A. (EMALCO), sociedad fusionada con
Enap Refinerías S.A., por diferencias afectas a tasa
de 35% como gasto rechazado ascendente a
MUS$122.
Otras contingencias de la filial Enap Refinerías
S.A. (ERSA)
El 25 de Mayo de 2007, se produjo un derrame de
petróleo crudo en la Bahía de San Vicente, VIII
Región, durante la descarga de petróleo de la nave
"New Constellation" al Terminal B de la Refinería
Bio Bio, perteneciente a Enap Refinerias S.A.
154
VOLVER AL ÍNDICE
Período fiscal observado MontoMUS$ Fecha de oficio Fecha recurso de apelación
Octubre 1997 a diciembre 1998 640,4 27 de diciembre de 2002 20 de febrero de 2003
Junio a diciembre de 1999 33,6 27 de diciembre de 2004 21 de febrero de 2005
Enero a diciembre de 2000 58,7 28 de diciembre de 2005 17 de febrero de 2006
Enero a diciembre de 2001 152,6 16 de diciembre de 2006 14 de febrero de 2007
Enero 2002 a diciembre de 2004 1.264,30 18 de diciembre de 2007 13 de febrero de 2008
Como consecuencia del siniestro se han notificado,
al 31 de diciembre de 2007, 11 demandas por in-
demnización de perjuicios en contra de ERSA, cuya
cuantía asciende a un equivalente de MUS$85.168.
Las demandas, salvo la del Consejo de Defensa del
Estado, son de pescadores y recolectores de algas
y mariscos; los procesos respectivos roles 4, 6, 7,
25, 28, 33, 37, 38 y 39, todos del año 2007, se ven-
tilan conforme al procedimiento establecido en el
DL. 2.222 ante ministros de la I. Corte de Apelación
de Concepción. Hay dos causas en los Juzgados de
Letras de Talcahuano, una iniciada por la I. Munici-
palidad de Talcahuano Rol 3020, cuya cuantía es
indeterminada y otra demanda civil indemnizatoria
interpuesta por algunos dueños de restaurantes de
Caleta Lenga, Rol 2099.
El valor de MUS$85.168 se descompone, aproxi-
madamente, en un 17% por concepto de daño
moral, un 14% por daño emergente, un 40% por
lucro cesante o pérdidas de gananciales y un 28%
por daño ecológico.
La empresa ha calificado a estos juicios como he-
chos no esenciales, porque cuenta con argumen-
tos jurídicos y antecedentes suficientes para esti-
mar, razonablemente, que enervará las acciones
judiciales deducidas en su contra, mediante la de-
mostración de la existencia de los siguientes he-
chos: a) Falta de legitimación activa de parte im-
portante de los demandantes; b) Atribución al
siniestro de efectos ecológicos inexistentes por
parte de los actores; c) Inexactitud respecto de la
causa del incidente invocada por los actores; d)
Falta de relación de causalidad entre los daños in-
vocados y el incidente: tal como lo señalan diver-
sos estudios, la contaminación denunciada por los
demandantes es previa al incidente; e) Exclusión
legal de una parte importante de los daños invoca-
dos por los demandantes: el régimen jurídico apli-
cable (Ley de Navegación) sólo contempla como
posibles objeto de indemnización el lucro cesante
y las medidas razonables de restauración del medio
ambiente y f) Falta de consistencia entre la magni-
tud de las cantidades demandadas y la significa-
ción o tamaño económico de las actividades su-
puestamente afectadas, pues se arguye que los
daños totales ascienden a un equivalente aproxi-
mado de 85 millones de dólares, respecto de una
industria económica cuyos ingresos anuales no
exceden los 500 mil dólares.
En relación con los juicios cabe consignar que la
I. Corte de Concepción por sentencia de 14.11.07,
confirmada por la E.Corte Suprema el 18.12.07
rechazó todos los recursos de protección inter-
puestos en contra de ERSA con motivo del sinies-
tro, dejando constancia que “no puede achacarse
a las recurridas la comisión de un acto u omisión
arbitraria, vale decir, producto de su solo querer o
mero capricho, ya que según se ha explicitado,
consta que las líneas o ductos submarinos eran
supervisados y controlados previos a operar en
labores de trasvasije...” y “... que el supuesto
escenario de ausencia de medidas concretas de
frente a la emergencia ambiental que han dejado
entrever los recurrentes, no es tal... tanto es así
que la línea o ducto fracturado fue reemplazado y
por ello fue autorizada su operación...”, conside-
rando éste que debe relacionarse con el undéci-
mo, en que la I.Corte da por cumplido por la em-
presa el “Plan de Contingencia para el Control de
Derrames de Hidrocarburos, LPG y Productos
Químicos”.
ERSA cuenta con seguros de responsabilidad civil
que han sido activados y que cubrirían esta even-
tual contingencia.
Al mejor entender de la administración la eventual
contingencia podría corresponder a una posible
multa o sanción pecuniaria impuesta por la autoridad
competente, la cual por su carácter sancionatorio no
se encuentra cubierta por seguro alguno, pero de
ser así en ningún caso su monto modificaría en for-
ma significativa la situación patrimonial que la em-
presa exhibe en sus estados financieros.
a.3. De la filial Enap Sipetrol
De la filial Enap Sipetrol S.A, al 31 de diciembre de
2007, mantiene las siguientes contingencias:
a.3.1.Juicios de Enap Sipetrol S.A. (Matriz)
Juicio ordinario laboral ante el 9º Juzgado Laboral
de Santiago, Rol Nº2142-2006. Se demanda in-
demnización por años de servicios y otras presta-
ciones por M$35.000 (MUS$70,4) aproximada-
mente. Se dictó sentencia en primera instancia
que reconoció la postura y monto ofrecido por la
Sociedad en el finiquito de M$5.000 (MUS$10,1)
aproximadamente y rechazó el resto demandado.
La demandante apeló ante la Corte de Apelacio-
nes de Santiago y Fiscalía prevé que la sentencia
será confirmada en los términos expuestos. En
consecuencia, no se estima necesario hacer pro-
visión alguna.
a.3.2.De Enap Sipetrol Argentina S.A.
- Proceso de determinación de impuestos adeuda-
dos (IVA)
La Sociedad Enap Sipetrol Argentina S.A. ha sido
notificada por la Administración Federal de Ingre-
sos Públicos (AFIP), de un proceso de determina-
ción de oficio del Impuesto al Valor Agregado (IVA)
por los siguientes períodos fiscales:
ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
155
VOLVER AL ÍNDICE
Como la anterior, la Unión Transitoria de Empresas, UTE Area Magallanes (Enap Sipetrol Argentina S.A. y YPF S.A.- Unión Transitoria de Empresas) también
ha sido notificada por la Administración Federal de Ingresos Públicos (AFIP) del proceso de determinación de oficio del Impuesto al Valor Agregado (IVA), por
los siguientes períodos fiscales:
Período fiscal observado MontoMUS$ Fecha de oficio Fecha recurso de apelación
Junio a diciembre 1999 477,3 27 de diciembre de 2004 21 de febrero de 2005
Enero a diciembre de 2000 1.903,80 28 de diciembre de 2005 17 de febrero de 2006
Enero a diciembre de 2001 651,9 16 de diciembre de 2006 14 de febrero de 2007
Enero 2002 a diciembre de 2004 1.119,7 18 de diciembre de 2007 13 de febrero de 2008
Asimismo, la Unión Transitoria de Empresas CAM
2/A Sur (Sipetrol Argentina S.A. - YPF S.A.- Unión
Transitoria de Empresas CAM 2/A Sur) ha sido
notificada por la Administración Federal de Ingre-
sos Públicos (AFIP) de un proceso de determina-
ción de oficio del Impuesto al Valor Agregado (IVA),
por el período fiscal de enero del 2003 a diciembre
de 2004. El ajuste propuesto no fue aceptado por
Enap Sipetrol Argentina S.A., motivo por el cual
con fecha 27 de julio de 2007, se inició el proceso
de determinación de oficio, el cual fue contestado
por Enap Sipetrol Argentina S.A. con fecha 10 de
septiembre de 2007.
Estos procesos de determinación de IVA discuten
la interpretación que, la Ley del Gravamen, han
hecho todas las empresas petroleras operadoras
en Argentina en cuanto a no aplicar IVA respecto
de la construcción de plataformas en el mar terri-
torial argentino. Dicho espacio marítimo no resulta
territorio aduanero y por ende, no se configuraría
el hecho imponible definido en la dicha ley como
"importación definitiva de bienes". La AFIP ha sos-
tenido lo contrario en ciertos Decretos del Poder
Ejecutivo Nacional, Resoluciones y Dictámenes
emitidos, lo cual refleja la amplitud de la labor in-
terpretativa que se viene aplicando a la industria
petrolera en ese país.
De acuerdo a lo señalado por los asesores legales
y tributarios, la Sociedad considera que existen
altas probabilidades de obtener una resolución fa-
vorable sobre estas contingencias en cuanto a
desvirtuar el fondo de la cuestión discutida y no se
ha constituido provisión para tal efecto dado que la
administración y fiscalía estiman que es improba-
ble que se genere algún egreso significativo para
la empresa.
a.3.3.De Sociedad Internacional Petrolera Enap
Ecuador S.A. (SIPEC)
- Juicio iniciado contra el Servicio de Rentas Inter-
nas (SRI) por impuesto a la renta de 2000
En el año 2000, SIPEC era socio de los Bloque 7 y
21, operados por Kerr Mc.Gee (hoy Perenco). El
Servicio de Rentas Internas (SRI) inició a todos los
socios una fiscalización. En el caso de SIPEC se
levantó un acta que fue parcialmente aceptada por
SIPEC, lo cual implicó un pago adicional de aproxi-
madamente MUS$36,0. Sin embargo, todos los
socios del Bloque 7, incluido SIPEC, presentaron
reclamo administrativo en contra de las actas. El
SRI, desconociendo el contrato del Bloque 7, pre-
tende que para determinar el ingreso bruto sujeto
a impuesto a la renta, se debía hacer una compa-
ración mensual entre los precios de venta de crudo
con el precio de referencia que es aquel fijado por
PETROECUADOR para sus propias ventas. El ope-
rador del bloque 7 hizo comparaciones anuales y
el resultado de ello arrojó un ingreso mayor que fue
distribuido entre los socios, para que cada uno
haga su declaración de impuesto a la renta.
El SRI negó el reclamo y eso obligó a SIPEC a ini-
ciar un juicio la Segunda Sala del Tribunal Fiscal,
juicio Nº23652. Actualmente se han presentado las
pruebas correspondientes. Adicionalmente, SIPEC
solicitó la realización de una inspección contable.
El informe ha sido presentado ante el tribunal el 27
de julio de 2006.
Este litigio presenta una potencial contingencia de
MUS$ 96,0 más intereses. Considerando lo impre-
visible del resultado de cualquier litigio, la empresa
no está en condiciones de hacer un pronóstico
preciso de este juicio y no se ha constituido provi-
sión para tal efecto, dado que la administración y
fiscalía estiman que es improbable que se genere
algún egreso significativo para la empresa.
- Juicio laboral en contra de las subcontratistas
URAZUL, ARB, SAE y a SIPEC como contratante,
en el que reclama indemnizaciones por el valor de
MUS$ 170,0 que según el actor incluye indemni-
zación por despido intempestivo, desahucio, 15%
utilidades de los años 2003, 2004, 2005, 2006 y
2007 y pago de horas suplementarias. SIPEC con-
sidera que no tiene ninguna obligación contractual
con el demandante.
- Juicio laboral en contra de SIPEC, en el que recla-
ma indemnizaciones por el valor de MUS$ 33,6, que
según el actor incluye indemnización y 15% utilida-
des del año 2006. SIPEC considera que no tiene
ninguna obligación contractual con el demandante.
156
VOLVER AL ÍNDICE
b. Garantías Directas.
GARANTIAS DIRECTAS ENAP
DeudorActivos
comprometidos
Saldos pendientes de pago a la fecha 31 de diciembre Liberación de garantías
Acreedor de la garantía Nombre Relación DescripciónTipo de Garantía Tipo
Valor contable 2007 2006 2008
Acti-vos
2009 y siguientes Activos
Dirección Regional de Vialidad, Región de Magallanes y Antártica Chilena.
Empresa Nacional del Petróleo
Matriz Garantiza la Correcta ejecución de las obras "Proyecto Paralelismo", en Punta Arenas, con vencimiento en noviembre de 2008 por UF 4.202.
Boleta de Garantía Bancaria
MUS$166
Dirección Regional de Vialidad, Región de Magallanes y Antártica Chilena.
Empresa Nacional del Petróleo
Matriz Garantiza la Correcta aplicación de señalización en las obras "Proyecto Paralelis-mo", en Punta Arenas, con vencimiento en noviembre de 2008 por UF 1.142.
Boleta de Garantía Bancaria
MUS$45
Dirección Regional de Vialidad, Región de Magallanes y Antártica Chilena.
Empresa Nacional del Petróleo
Matriz Garantiza Daños a terceros en las obras "Contrucción Acceso Ruta CH 255" en Punta Arenas, vencimiento en noviembre de 2008 por UF 2.000.
Boleta de Garantía Bancaria
MUS$79
Dirección Regional de Vialidad, Región de Magallanes y Antártica Chilena.
Empresa Nacional del Petróleo
Matriz Garantiza la Correcta aplicación de la señalización de las obras "Contrucción Acceso Ruta CH 255" en Punta Arenas, vencimiento en noviembre de 2008 por UF 50.
Boleta de Garantía Bancaria
MUS$2
Dirección General de Aeronáutica Civil
Empresa Nacional del Petróleo
Matriz Garantiza concesión en "Aeropuerto Mataveri" en Isla de Pascua", con vencimiento el 31 de diciembre de 2008 por UF1.452.
Boleta de Garantía Bancaria
MUS$57
Considerando lo imprevisible del resultado de cual-
quier litigio, la empresa no está en condiciones de
hacer un pronóstico preciso para estos juicios y no
se ha constituido provisión para tal efecto, dado que
la administración y fiscalía estiman que es improba-
ble que se genere algún egreso significativo para la
empresa.
- En el mes de febrero de 2002, SIPEC vendió sus
derechos en el Bloque 7 y 21. El SRI inició una
auditoria de los bloque 7 y 21. En este caso en
particular, el SRI considera que a partir de ese año
los consorcios debían presentar una declaración
unificada de impuesto a la renta, lo cual no fue
hecho por los socios, quienes siguieron presentan-
do declaraciones individuales.
Un acta de determinación fue notificada a PEREN-
CO (actual operador) en diciembre de 2006. PE-
RENCO demandó ante el Tribunal Fiscal la impro-
cedencia del acta de determinación. Se incluyeron
los argumentos sobre gastos propios de SIPEC.
Considerando lo imprevisible del resultado de la
contingencia descrita, la empresa no está en con-
diciones de hacer un pronóstico preciso del resul-
tado de ésta y no se ha constituido provisión para
tal efecto, dado que la administración y fiscalía
estiman que es improbable que se genere algún
egreso significativo para la empresa.
a.3.4.De Egipto
Apelación en juicio por rescisión de contrato de
arrendamiento, devolución de oficinas y cobro de
rentas ante Corte de Apelaciones de El Cairo por
sentencia dictada en causa Nº379/2006. Se de-
manda a la compañía el pago de 90 millones de
libras egipcias, que ascienden a MUS$15,0. Si
bien la empresa no está en condiciones de hacer
un pronóstico del resultado del juicio, no se ha
constituido provisión para tal efecto, dado que la
administración y fiscalía estiman que es improba-
ble que se condene al pago de la suma demanda-
da y por tanto, se genere algún egreso significati-
vo para la empresa.
ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
157
VOLVER AL ÍNDICE
GARANTÍAS DIRECTAS FILIALES
Activos comprometidos
Saldos Pendientes de Pago a la fecha de diciembre Liberación de garantías
Acreedor de la Garantía DescripciónTipo de Garantía Tipo
Valor Contable 2007 2006 2008 Activos
2009 y siguientes Activos
Enap Refinerías S.A.
Chilquinta Energía S.A.
Con fecha 2 de junio de 2005, la Sociedad ha otorgado a Chilquinta Energía S.A., boleta de garantía en moneda extranjera, ascendente a MUS$ 11.000, luego ampliada en MUS$534 y MUS$279, todas válidas hasta el 30 de abril de 2008, para garantizar el fiel, íntegro y oportuno pago de todas las obligaciones asumidas por Enap Refinerías S.A. en el contrato de suministro de energía y potencia eléctrica de fecha 29 de abril de 2005.
Boleta de Garantía Bancaria
MUS$11.813
Dirección General del Territorio Marítimo y de Marina Mercante
Garantiza el costo de retiro de las obras o construcciones adheridas al suelo concesio-nado, cuyo pago se encuentre pendiente, conforme al Art. 19 del Reglamento sobre Concesiones Marítimas; válida hasta el 24 de abril de 2008 por M$ 37.500.
Boleta de Garantía Bancaria
MUS$75
Dirección General del Territorio Marítimo y de Marina Mercante
Garantiza el costo de retiro de las obras o construcciones adheridas al suelo concesio-nado, conforme a D.S.(M) Nº 297 de 2007, válida hasta el 15 de septiembre de 2008 por M$197.500.
Boleta de Garantía Bancaria
MUS$397
Cataleasco Inc sede Illinois-USA
Garantiza la compra de platino - catalizador VOPR-264, con Cataleasco inc sede Illinois-USA, válida hasta el 30 de septiembre de 2008 por MUS$8.316.
Boleta de Garantía Bancaria
MUS$8.316
CODELCO Garantiza la seriedad de la oferta Nª3 LIC-003/2007, con CODELCO, válida hasta el 6 de marzo de 2008 por UF 9.375.
Boleta de Garantía Bancaria
MUS$370
(*) La liberación de estas garanatías está asociada al cumplimiento de los contratos que le dan origen.
158
VOLVER AL ÍNDICE
c. Garantías Indirectas.
GARANTÍAS INDIRECTAS
DeudorActivos
comprometidos
Saldos Pendientes de Pago a la
fecha de diciembre Liberación de garantías
Acreedor de
la garantía Nombre Relación DescripciónTipo de Garantía Tipo
Valor contable 2007 2006 2008 Activos
2009 y siguientes Activos
Methanex Enap Sipetrol Argentina S.A.
Filial Garantiza cumplimiento de las obligaciones de Sipetrol en Contrato Venta de Gas entre Sipetrol/YPF- Methanex (equivalentes al 30% del contrato). La obligación remanente asciende a 2.357.250.000 SCM(9300 Kcal/m3), a un precio base de 0,75 US$/MMBtu (escala con el precio del metanol) y con una vigencia máxima de hasta el 08.08.2016.
Solidaria (*)
Petropower Energía Ltda.
Enap Refinerías S.A. Filial Garantiza las obligaciones de Enap Refinerías S.A. en el Contrato de Procesamiento suscrito con Petropower, con vigencia hasta el año 2018. La obligación garantizada consiste en el pago de servicios de procesamiento por un valor anual de aproximadamente MUS$18.000
Solidaria (*)
Petropower Energía Ltda.
Enap Refinerías S.A. Filial Garantiza las obligaciones de Enap Refinerías S.A. en los diversos contratos suscritos en el marco del proyecto Petropower ( (i) Contrato de Contribuciones de Capital en la sociedad (15% de participación), (ii) Contrato de Usufructo del terreno para el proyecto y (iii) Contrato de indemnización en caso de acciones u omisiones dolosas y negligente de Enap Refinerías S.A.). La obligación de efectuar aporte de capital ya esta cumplida, las demás obligaciones no son avaluables en dinero en forma anticipada. La vigencia de las garantías es hasta el año 2018.
Solidaria (*)
YPF y Panamerican
Innergy Holding S.A.
Coligada Garantiza (en un 25%) cumplimiento de las obligaciones de Innergy en Contrato Compra de Gas con YPF- Bridas - Pluspetrol. La obligación contractual total nace el año 2004 y rige hasta el año 2019. El 25% a que podría ascender la garantía equivale a MUS$6.000 al 2004, reajustándose anualmente hasta MUS$12.750 el 2019; que está sujeta al envío efectivo del gas por parte de los acreedores de la garantía.
Solidaria (*)
Gasoducto del Pacífico S.A.
Innergy Holding S.A.
Coligada Garantiza (en un 25%) cumplimiento de las obligaciones de Innergy en Contrato de Transporte de Gas con Gasoducto del Pacífico. La obligación contractual rige desde el año 1999 y hasta el 2019. El 25% a que podría ascender la garantía equivale a aproximadamente MUS$8.000 el año 2002, reajustándose anualmente hasta MUS$15.000 el año 2019.
Solidaria (*)
Banco KfW Eteres y Alcoholes S.A. (Etalsa)
Coligada Prenda de las acciones de Etalsa S.A de propiedad de ENAP, en garantía del pago del crédito obtenido para el financiamiento del proyecto, cuya vigencia es hasta el año 2012.
Prenda comercial de acciones
2.087 acciones de Etalsa
MUS$2.554 (*) 2.087 acciones de Etalsa
Eteres y Alcoholes S.A. (Etalsa)
Enap Refinerías S.A. Filial Garantiza las obligaciones de Enap Refinerías S.A. estipuladas en el Contrato de Servicios de Procesamiento (PSA), cuyo vigencia es hasta 2017.
Solidaria (*)
ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
159
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GARANTIAS INDIRECTAS
DeudorActivos
comprometidos
Saldos Pendientes de Pago a la
fecha de diciembre Liberación de garantías
Acreedor de la garantía Nombre Relación Descripción
Tipo de Garantía Tipo
Valor contable 2007 2006 2008 Activos
2009 y siguientes Activos
Banco KfW Petrosul S.A. Coligada Prenda de las acciones de Petrosul S.A de propiedad de ENAP, en garantía del pago del crédito obtenido para el financiamiento del proyecto, cuya vigencia es hasta el año 2012.
Prenda comercial de
acciones
1.579 acciones de Petrosul S.A.
MUS$2.029 (*) 1.579 acciones de Petrosul S.A.
Petrosul S.A. Enap Refinerías S.A.
Filial Garantiza las obligaciones de Enap Refinerías S.A. estipuladas en el Contrato de Servicios de Procesamiento (PSA), cuyo vigencia es hasta 2018.
Solidaria (*)
Banco BNP Paribas
Productora de Diesel S.A.
Coligada Prenda de las acciones de Productora de Diesel S.A. De propiedad de ENAP, en garantía del pago del crédito obtenido para el financiamiento del proyecto, cuya vigencia es hasta el año 2016.
Prenda comercial
de acciones
2.219.987 acciones de
Productora de Diesel S.A.
MUS$1.100 (*) 2.219.987 acciones de Productora de
Diesel S.A.
Productora de Diesel S.A.
Enap Refinerías S.A.
Filial Garantiza las obligaciones de Enap Refinerías S.A. estipuladas en el Contrato de Procesamiento (PSA), cuya vigencia es hasta 2020.
Solidaria (*)
Compañía de Hidrógeno del Bio Bio S.A.
Enap Refinerías S.A.
Filial Garantiza las obligaciones de Enap Refinerías S.A. estipuladas en el Contrato de Procesamiento (PSA), cuya vigencia es hasta el año 2015.
Solidaria (*)
Société Généralé
Compañía de Hidrógeno del Bío Bío S.A.
Coligada Prenda de las acciones de Compañía de Hidrogeno del Bío Bío S.A. de propiedad de ENAP Refinerías S.A., en garantía del pago del crédito obtenido para el financiamiento del proyecto, cuya vigencia es hasta el año 2015
Prenda comercial
de acciones
50.000 acciones de
Compañía de Hidrogeno del Bío Bío S.A.
MUS$518 (*) 50.000 acciones de Compañía de
Hidrogeno del Bío Bío S.A.
Energía Concón S.A.
Enap Refinerías S.A.
Filial Garantiza las obligaciones de Enap Refinerías S.A. estipuladas en el Contrato de Procesamiento (PSA). La obligación nace una vez que se produzca la aceptación de la planta (estimada Octubre de 2008) y se extingue el año 2020.
Solidaria (*)
Banco BNP Paribas
Energía Concón S.A.
Coligada Prenda de las acciones de Energía Concón S.A. de propiedad de ENAP, en garantía del pago del crédito obtenido para el financiamiento del proyecto, cuya vigencia es hasta el año 2020.
Prenda comercial
de acciones
155.377 acciones de
Energía Concón S.A.
MUS$4.730 (*) 155.377 acciones de Energía Concón S.A.
Chicago Bridge & Iron Company
GNL Quintero S.A.
Coligada Garantiza las obligaciones de pago contraidas por GNL Quintero S.A. a prorrata de la participación accionaria de la ENAP en dicha sociedad, bajo los contratos de ingeniería, suministro de equipos y materiales y construcción ("Engineering Contract", "Procurement Contract" y "Construction Contract") firmados el 30 de abril 2007 para la construcción del proyecto GNL, hasta por un monto mensual máximo ascendente a US$ 26,15 millones.
Solidaria (*)
(*) La liberación de estas garanatías está asociada al cumplimiento de los contratos que le dan origen.
160
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GARANTÍAS INDIRECTAS ENAP SIPETROL
DeudorActivos
comprometidos
Saldos Pendientes de Pago a la fecha de diciembre Liberación de garantías
Acreedor de la garantía Nombre Relación DescripciónTipo de Garantía Tipo
Valor contable 2007 2006 2008 Activos
2009 y siguientes Activos
OMV (Irán) Onshore Exploration GmgH
Garantizar el cabal cumplimiento de las obligaciones contraídas por el contrato de servicios para la exploración y explotación del Bloque Mehr en Irán (MUS$8.500)
Fianza solidaria
Indirecta MUS$8.500
Petroecuador Garantía Seriedad de la oferta por licitación de Campos Marginales en Ecuador (MUS$25), con vencimiento el 25 de enero de 2008
Stand By Indirecta MUS$25 MUS$25
EGAS Garantía por compromiso mínimo exploratorio por el Bloque 2 - Romanna en Egipto, con vencimiento el 30 de diciembre de 2010
Stand By Indirecta MUS$10.000 MUS$10.000
EGAS
Garantía por compromiso mínimo exploratorio por el Bloque 8 - Side ABD El Rahaman en Egipto, con vencimiento el 15 de febrero de 2011
Stand By Indirecta MUS$11.700 MUS$11.700
(*) La liberación de estas garanatías está asociada al cumplimiento de los contratos que le dan origen
Además de las garantías destalladas en las planillas adjuntas, hay otras garantías otorgadas o recibidas por el giro normal del negocio, tanto para ENAP como
para sus filiales.
GARANTIAS INDIRECTAS ENAP REFINERÍAS S.A.
Deudor Activos comprometidos
Saldos Pendientes de Pago a la fecha de diciembre Liberación de garantías
Acreedor de la garantía Nombre Relación Descripción
Tipo de Garantía Tipo
Valor contable 2007 2006 2008 Activos
2009 y siguientes Activos
Banco KfW Petrosul S.A. Coligada Prenda de las acciones de Petrosul S.A de propiedad de Enap Refinerías S.A., en garantía del pago del crédito obtenido para el financiamiento del proyecto, cuya vigencia es hasta el año 2012 .
Prenda comercial de
acciones
3.160 acciones de Petrosul S.A.
MUS$4.060 (*) 3.160 acciones de Petrosul S.A.
Banco KfW Eteres y Alcoholes S.A.
Coligada Prenda de las acciones de Etalsa S.A de propiedad de Enap Refinerías S.A., en garantía del crédito obtenido para el financiamiento del proyecto, cuya vigencia es hasta el año 2012.
Prenda comercial de
acciones
2.087 acciones de Etalsa
MUS$2.554 (*) 2.087 acciones de Etalsa
Banco BNP Paribas
Productora de Diesel S.A.
Coligada Prenda de las acciones de Productora de Diesel S.A. de propiedad de Enap Refinerías S.A., en garantía del crédito obtenido para el financiamiento del proyecto, cuya vigencia es hasta el año 2016.
Prenda comercial de
acciones
7.769.953 acciones de Prodisa
MUS$3.849 (*) 7.769.953 acciones de Prodisa
Banco BNP Paribas
Energía Concón S.A.
Coligada Prenda de las acciones de Energía Concón S.A. de propiedad de ENAP Refinerías S.A., en garantía del pago del crédito obtenido para el financiamiento del proyecto, cuya vigencia es hasta el año 2020.
Prenda comercial de
acciones
279.679 acciones de Energía Concón S.A.
MUS$8.514 (*) 279.679 acciones de Energía Concón S.A.
Société Généralé
Compañía de Hidrogeno del Bío Bío S.A.
Coligada Prenda de las acciones de Compañía de Hidrogeno del Bío Bío S.A. de propiedad de ENAP Refinerías S.A., en garantía del pago del crédito obtenido para el financiamiento del proyecto, cuya vigencia es hasta el año 2015
Prenda comercial de
acciones
50.000 acciones de Compañía de Hidrógeno del Bío Bío S.A.
MUS$518 (*) 50.000 acciones de Compañía de Hidrogeno
del Bío Bío S.A.
(*) La liberación de estas garanatías está asociada al cumplimiento de los contratos que le dan origen
ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
161
VOLVER AL ÍNDICE
d. Compromisos Comerciales:
La Empresa mantiene los siguientes compromisos
comerciales en relación al desarrollo de sus
operaciones:
(1) PETROPOWER
La Empresa, a través de su filial Enap Refinerías
S.A., firmó en 1994 un contrato con Petropower
donde se compromete a pagar una tarifa de proce-
samiento anual de aproximadamente US$17,4
millones, a cambio del derecho de operar su planta
de coquización e hidrotratamiento, además de pa-
gar una tarifa anual de aproximadamente US$9,9
millones por el abastecimiento de ciertos produc-
tos energéticos. Este acuerdo está sujeto a esca-
lamiento anual hasta el vencimiento del contrato
en el año 2018.
Otras condiciones de los acuerdos obligan a que, en
caso de una reducción en los ingresos anuales de-
finida en el contrato de procesamiento y demás
acuerdos del negocio y después que el Operador de
la planta ha aportado con el 10% de dicho déficit, a
que ENAP y su filial Enap Refinerías S.A., contribu-
yan con el 50% del saldo y Foster Wheeler con el
otro 50% del saldo de dicha reducción, que de ocu-
rrir no debería exceder los US$1,4 millones al año.
Adicionalmente, Enap Refinerías S.A. adquirió la
obligación de comprar y programar la venta de los
activos de Petropower Energía Ltda. por no menos
de US$43 millones en la fecha de término progra-
mada del respectivo contrato (año 2018) o en cual-
quier otra fecha que sea acordada mutuamente
entre las partes.
ENAP garantiza las obligaciones de Enap Refinerías
S . A . ba jo e l C ont ra to de Ser v ic ios de
Procesamiento.
(2) PLANTA DE HIDROGENO EN REFINERIA BIO BIO
ENAP y su filial Enap Refinerías S.A., en conjunto
con otros accionistas, han invertido US$32 millo-
nes, en la construcción de una planta de Hidrógeno
en la Refinería de Bío Bío en Talcahuano, la cual
entró en operación en enero de 2005. Todo el hi-
drógeno producido por la planta es utilizado por
Enap Refinerías S.A. en sus instalaciones. De esta
manera, existe un Contrato de Servicios de Proce-
samiento entre la Compañía de Hidrógeno del Bío
Bío S.A. y Enap Refinerías S.A. por un período de
15 años de operación extensible hasta por un año
adicional en los casos que en el propio contrato se
especifican, bajo lo cual la Sociedad paga una tarifa
neta anual de operación de la planta por un monto
de US$4,7 millones. Después de este período,
Enap Refinerías S.A. adquirirá la planta a su valor
residual. A la fecha de entrega de la planta, la filial
Enap Refinerías S.A., registró esta transacción en
forma similar a la compra de un activo fijo (leasing).
ENAP garantiza las obligaciones de Enap Refinerías
S . A . ba jo e l C ont ra to de Ser v ic ios de
Procesamiento.
(3) INNERGY HOLDING S.A.
ENAP se ha comprometido a aportar del orden de
los US$38,25 millones como participación en el
capital de la coligada Innergy Holding S.A., de los
cuales ya se encuentran enterados al 31 de diciem-
bre de 2007 US$36,85 millones.
Innergy Holding S.A. y sus filiales presentan una
situación patrimonial, resultado operacional y del
ejercicio, negativos. Al respecto los accionistas se
encuentran estudiando nuevas alternativas de ne-
gocios que permitan asegurar la continuidad ope-
racional de la compañía.
(4) ETALSA
La Empresa, a través de su filial Enap Refinerías
S.A., ha suscrito un contrato con Eteres y Alcoho-
les S.A., por el pago de una tarifa anual de opera-
ción de la planta de di-iso-propil éter, por montos
de entre US$ 4,7 millones y US$ 5,7 millones. Este
contrato vence el 2017. Al vencimiento del contra-
to, la filial podrá ejercer la opción de compra de la
planta por un valor aproximado de US$ 2,6 millo-
nes. A la fecha de entrega de la planta (septiembre
de 2002), la filial Enap Refinerías S.A., registró esta
transacción en forma similar a la compra de un
activo fijo (leasing). ENAP garantiza las obligacio-
nes de Enap Refinerías S.A. bajo el Contrato de
Servicios de Procesamiento.
(5) PETROSUL
ENAP y su filial Enap Refinerías S.A., en conjunto
con otros accionistas, han invertido US$27,0 millo-
nes, en la construcción de dos plantas de azufre.
Estas plantas entraron en operación el último tri-
mestre del año 2003. Ambas Refinerías deberán
pagar una tarifa de operación anual entre US$3,9
millones y US$4,6 millones. Este contrato de ope-
ración vence el año 2018 y a su vencimiento la filial
está obligada a comprar las plantas por el valor
nominal del contrato. A la fecha de entrega de las
plantas, la filial registró esta transacción en forma
similar a la compra de un activo fijo (leasing). ENAP
garantiza las obligaciones de Enap Refinerías S.A.
bajo el Contrato de Servicios de Procesamiento.
(6) PLANTA DE HIDROGENO EN REFINERIA
ACONCAGUA
La filial Enap Refinerías S.A. ha suscrito un con-
trato con AGA Chile S.A., filial de la empresa
alemana productora de gases del aire Linde AG,
por el suministro de hidrógeno de alta pureza,
desde junio del 2006 y durante un plazo de 15
años. El hidrógeno es utilizado en la planta de hi-
drotratamiento de diesel en la refinería Aconca-
gua. Para llevar a cabo el suministro, AGA cons-
truyó una planta en terrenos de la refinería
entregados en comodato por el plazo contractual
del suministro. Al vencimiento del contrato, no
hay obligación de compra alguna sobre las insta-
laciones de producción de hidrógeno, ni sobre la
renovación del contrato de suministro. El pago
anual estimado para el inicio del suministro es de
US$21,8 millones, el que sufrirá un escalamiento
de acuerdo a la evolución de los precios de los
162
VOLVER AL ÍNDICE
insumos utilizados, entre los cuales se cuenta
principalmente el gas natural.
(7) PRODISA
ENAP y su filial Enap Refinerías S.A., en conjunto
con otros accionistas, han invertido US$110 millo-
nes, en la construcción de una planta de Hidrocrac-
king Suave de Gas Oil (MHC - Mild Hydrocracking)
en la Refinería de Bío Bío en Talcahuano, la cual
entró en operación en enero de 2005.
La planta es operada y mantenida por Enap Refi-
nerías S.A., Refinerías Bío Bío. Existe un Contrato
de Servicios de Procesamiento entre Prodisa y
Enap Refinerías S.A. por un período de 15 años
de operación. Después de este período, Enap
Refinerías S.A. adquirirá la planta a su valor resi-
dual, bajo lo cual la Sociedad paga una tarifa neta
anual de operación de la planta por un monto de
US$13,3 millones. A la fecha de entrega de la
planta, la filial Enap Refinerías S.A., registró esta
transacción en forma similar a la compra de un
activo fijo (leasing). ENAP garantiza las obligacio-
nes de Enap Refinerías S.A., bajo el Contrato de
Servicios y Procesamiento.
(8) ENERGIA CONCON S.A.
La filial Enap Refinerías S.A. y Enap han suscrito
los contratos con el grupo formado por las empre-
sas Foster Wheeler Iberia S.A. de España, Man
Ferrostaal A.G. de Alemania y Técnicas Reunidas
S.A. de España, para el financiamiento, construc-
ción y operación de una planta de coquización
retardada en la Refinería ubicada en Concón, pro-
yecto que representa una inversión total aproxi-
mada de US$430 millones. La sociedad propieta-
ria del señalado proyecto es una sociedad anónima
constituida bajo las leyes de Chile bajo la razónso-
cialdeEnergíaConcón S.A. - ENERCON.
La planta así desarrollada será operada y mante-
nida por Enap Refinerías S.A., Refinería Aconca-
gua. Existe un contrato de servicios de procesa-
miento celebrado entre Enap Refinerías S.A. y
Energía Concón S.A. por un plazo de 20 años de
operación. Después de este período, Enap Refi-
nerías S.A. adquirirá la planta a su valor residual.
ENAP garantizó las obligaciones de Enap Refine-
rías S.A. bajo el contrato de Servicios de
Procesamiento.
Esta planta esta siendo construida por el consorcio
formado por una Unión Temporal de Empresas
(UTE) conformado por Foster Wheeler Iberia, Ini-
tec Plantas Industriales y Man Ferrostaal y la em-
presa chilena Construcción e Ingeniería FIM Chile
Ltda., la cual iniciará sus operaciones durante el
primer semestre del año 2008.
El financiamiento del proyecto corresponde a
aportes de capital de los socios y a un crédito
sindicado por los bancos BNP Paribas, Citigroup
y Calyon. Enap Refinerías S.A. en conjunto con su
Sociedad Matriz ENAP, participan con un 49% en
el capital de la empresa siendo el 51% restante
propiedad de Técnicas Reunidas S.A., Man Fe-
rrostaal A.G. y Foster Wheeler Iberia S.A., en
partes iguales.
(9) GNL QUINTERO S.A.
ENAP garantiza en forma solidaria las obligacio-
nes de pago contraídas por GNL Quintero S.A. a
prorrata de la participación accionaria de ENAP
en dicha sociedad (20%), bajo los contratos de
ingeniería (“Engineering Contract”), suministro
de equipos y materiales (“Procurement Con-
tract”) y construcción (“Construction Contract”)
firmados con CB&I UK Limited, con Southern
Tropic Material Supply Company Limited y con
CBI Montajes de Chile Limitada, respectivamen-
te, con fecha 30 de abril de 2007 para la cons-
trucción del proyecto GNL. La garantía asciende
a un monto mensual máximo de US$ 26,15
millones.
(10) GNL CHILE S.A.
Con fecha 31 de mayo de 2007, la filial Enap Refi-
nerías S.A. suscribió un contrato de compraventa
de gas natural con la sociedad GNL Chile S.A. que
le permitirá garantizar la seguridad de suministro
necesario para la operación de su Refinería Acon-
cagua en la comuna de Concón.
Dicho contrato es un contrato bajo la modalidad
“delivery or pay” por un período de 21 años y por
una cantidad contractual anual máxima de gas
natural equivalente a un tercio de 1.7 millones de
toneladas por año de GNL, lo que significa para
Enap Refinerías S.A. un suministro de 2.2 millo-
nes de metros cúbicos de gas natural por día. Se
estima que el inicio del suministro de gas natural
tenga lugar durante el segundo trimestre de 2009.
ENAP garantiza las obligaciones contraídas por su
filial Enap Refinerías S.A. bajo el contrato de com-
praventa de gas natural.
La referida compraventa es parte de un conjunto
de contratos comerciales del Proyecto GNL,
cuyo cierre definitivo tuvo lugar el 31 de mayo de
2007. Dicho proyecto tiene por objeto la compra
de gas natural licuado (GNL) proveniente del
exterior, su almacenamiento y regasificación en
la Planta de Regasificación que se ubicará en las
comunas de Quintero y Puchuncaví de la V Re-
gión del país y suministro de gas natural a la zona
central del país.
En Nota 32 se resumen los principales contratos
de operación petrolera.
e) Restricciones:
e.1) La Matriz
En el mes de noviembre de 2007 fueron levantadas
las restricciones estipuladas como covenants en
los préstamos sindicados.
Al 31 de diciembre de 2007, la Empresa y sus filia-
les no mantienen restricciones y cumplimientos de
covenants con sus bancos acreedores y bonos con
el público.
e.2) De Enap Sipetrol Argentina S.A.
La legislación aplicable a esta Sociedad exige
que el 5% de las utilidades del ejercicio deban
ser destinadas a la constitución de una reserva
legal, cuenta integrante del patrimonio neto, has-
ta que dicha reserva alcance el 20% del capital
social ajustado.
ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
163
VOLVER AL ÍNDICE
f. Otras contingencias:
f.1) De Enap Sipetrol Argentina S.A.
f.1).1 Sumario Cambiario - Banco Central de la
República Argentina
El Banco Central de la República Argentina (BCRA),
ha imputado violaciones a la Ley del Régimen Pe-
nal Cambiario, consistentes en:
(1) Supuesta omisión de ingresar y de negociar el
70% de los cobros de exportaciones de hidrocar-
buros, durante el período entre el 19 de enero de
2002 y el 10 de diciembre de 2002.
(2) Presuntos ingresos tardíos con mínimas demo-
ras de dos (2) y siete (7) días respectivamente,
respecto de dos exportaciones cuyos vencimien-
tos fueron el 11 de noviembre de 2002 y el 10 de
diciembre de 2002.
Con fecha 21 de septiembre de 2007, el BCRA
notificó a la Sociedad del cierre del período pro-
batorio y la Sociedad presentó los alegatos sobre
la prueba.
De acuerdo a la opinión de los asesores legales,
la Sociedad considera la probabilidad de una ab-
solución de culpa y cargos, ya que existen normas
legales y reglamentarias que avalan el operar de
la Sociedad.
f.1).2 Aplicación de Derechos de Exportación
Sobre Area Aduanera Especial.
Con fecha 10 de octubre de 2006, el Ministerio
de Economía y Producción argentino, mediante
Resolución Nº 776, estableció que debía aplicarse
el derecho de exportación creado por la Ley Nº
25.561 y sus normas complementarias a las ex-
portaciones de gas, petróleo y sus derivados, que
se realicen desde el Área Aduanera Especial de la
Provincia de Tierra del Fuego, Antártica e Islas del
Atlántico Sur. Asimismo, instruyó a la Dirección
General de Aduanas para que aplique las alícuotas
correspondientes a las exportaciones de petróleo
crudo, gas y sus derivados. Como consecuencia,
la Dirección General de Aduanas en Nota Externa
Nº56/06, de fecha 18 de octubre de 2006, instru-
yó a la Aduana para que formulara cargos por di-
cho concepto a las empresas exportadoras de
mercaderías incluidas en determinadas posicio-
nes arancelarias, a partir de la entrada en vigencia
de los Decretos números 310 /02, 809/02 y
645/04 y sus normas complementarias, según
corresponda.
Con fecha 16 de noviembre de 2006, Enap Sipetrol
Argentina S.A. presentó ante el Ministerio de Eco-
nomía y Producción, un Reclamo Impropio contra
la Resolución Nº 776 del Ministerio de Economía y
Producción y la Nota Externa Nº 56 de la Dirección
General de Aduanas, solicitando se decrete la sus-
pensión de las medidas cuestionadas y oportuna-
mente se revoquen las mismas.
No obstante, el Reclamo Impropio interpuesto por
la Sociedad, con posterioridad al mismo, con fecha
16 de enero de 2007, fue publicada en el Boletín
Oficial la Ley Nº 26.217 por la cual se prorroga la
vigencia del derecho de exportación de hidrocarbu-
ros creado por el art. 6 de la Ley N025.561, aclarán-
dose que dichos derechos también resultan de
aplicación para las exportaciones que se realicen
desde el área aduanera especial creada por la Ley
N019.640. Cabe señalar que los preceptos de la
nueva normativa tornaron abstractos los argumen-
tos esgrimidos en el Reclamo Impropio. Sin embar-
go, la Sociedad ha insistido en su aplicación.
Según estimaciones de la Sociedad, un eventual
reclamo retroactivo sobre las operaciones de
exportación realizadas desde el año 2002, alcan-
zaría aproximadamente MU$S5.800 al 31 de
diciembre de 2006.
Dado lo descrito precedentemente, el marco legal
y la ausencia de un reclamo específico al cierre de
los presentes estados financieros, la Sociedad no
ha considerado necesario contabilizar provisión al
respecto.
f.1).3 Mediante Resolución Nº 1781/2006, la Secre-
taría de Energía argentina notificó a Enap Sipetrol
Argentina S.A. la aplicación de una multa a la empre-
sa titular de la Concesión de Explotación Hidrocarbu-
rífera del Área Magallanes, YPF S.A., por incumpli-
miento de las obligaciones emergentes de los
Artículos 31 y 69 inc. a) y d) de la Ley 17.319 y las
Resoluciones Nº 105/92, 189/80, 24/04 y 342/93.
La Sociedad y sus filiales, sus directores o adminis-
tradores, no han recibido sanciones algunas por parte
de entidades reguladoras y/o administrativas.
f.2) De Sociedad Internacional Petrolera Enap
Ecuador S.A. (SIPEC)
f.2).1 Reclamo contra el Servicio de Rentas Inter-
nas (SRI) por impuesto a la renta 2001.
En el mes de febrero de 2002, SIPEC vendió sus
derechos en el Bloque 7 y 21. El SRI inició una
auditoria de los bloque 7 y 21. En este caso en
particular, el SRI considera que a partir de ese año
los consorcios debían presentar una declaración
unificada de impuesto a la renta, lo cual no fue
hecho por los socios, quienes siguieron presentan-
do declaraciones individuales.
Un acta de determinación fue notificada a PEREN-
CO (actual operador) en diciembre de 2006. PE-
RENCO demando ante el Tribunal Fiscal la impro-
cedencia del acta de determinación. Se incluyeron
los argumentos sobre gastos propios de SIPEC.
Considerando la imprevisibilidad del resultado de
la contingencia descrita, la empresa no esta en
condiciones de hacer un pronóstico preciso del
resultado de ésta y no se ha constituido provisión
para tal efecto, dado que la administración y fiscalía
estiman que es improbable que se genere algún
egreso significativo para la empresa.
f.2).2 Auditoría Dirección Nacional de Hidrocarbu-
ros (DNH)
Al año 2006, la Dirección Nacional de Hidrocarbu-
ros, inició un proceso de auditoría especial a las
inversiones, costos y gastos de la Sucursal en el
Ecuador por los años 2002, 2003 y 2004. Esta
auditoría concluyó que existen gastos no deduci-
bles, según el siguiente detalle:
164
VOLVER AL ÍNDICE
Período
Monto
MUS$
2002 Exceso de amortización Inversiones de producción 698
2003 Exceso de amortización Inversiones de producción 481
2004 Exceso de amortización Inversiones de producción 1.502
2004 Exceso de costos de operación honorarios 1.914
2004 Exceso de costos de operación Side Track 2.492
Totales 7.087
SIPEC ha presentado sus objeciones ante el Director Nacional de Hidrocarburos, quien las ha negado. Ante esta negativa, se presentarán las objeciones ante el Mi-
nistro de Energía y Minas siendo ésta la última instancia administrativa. De la decisión del Ministro, se podrá apelar al Tribunal de lo Contencioso Administrativo.
Cabe señalar que el Ministerio de Energía y Minas no puede imponer correctivos tributarios, por lo que sus informes y conclusiones serán referenciales para
cualquier acción que inicie el Servicio de Rentas Internas (SRI). A la fecha, el SRI no ha iniciado ningún proceso de determinación por los conceptos mencionados
anteriormente. No se ha constituido provisión para el efecto, dado que la administración y fiscalía estiman que es improbable que se genere algún egreso signifi-
cativo para la empresa.
Concepto Monto MUS$
Exceso de gastos financieros por intereses 1.743
Exceso de registro del Impuesto Renta 191
Exceso de cálculo de las amortizaciones de producción 959
licencia software Petrel 61
Totales 2.954
f.2).3 Auditoría Dirección Nacional de Hidrocarburos ejercicio 2005
En 2007, la Dirección Nacional de Hidrocarburos (DNH), inició un proceso de auditoria especial a las inversiones costos y gastos de Operación y Tasa de Ser-
vicios de la Sucursal de Enap Sipetrol S.A., por el año 2005.
De esta auditoria y a pesar de los argumentos de SIPEC que fueron aceptados en parte, la DNH concluyó que existen gastos no deducibles, de acuerdo al
siguiente detalle:
ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
165
VOLVER AL ÍNDICE
SIPEC ha presentado sus objeciones ante la DNH,
quien las ha negado y las presentará nuevamente
ante el Ministro de Energía y Minas, quien es la
última instancia administrativa. De la decisión del
Ministro se podrá apelar al Tribunal de lo Conten-
cioso Administrativo.
El Ministerio de Energía y Minas no puede imponer
correcciones tributarias, por lo que sus informes y
conclusiones serán referenciales para cualquier
acción que inicia el Servicio de Rentas Internas,
SRI. El SRI no ha iniciado, hasta el momento, nin-
gún proceso de determinación por los conceptos
mencionados en este acápite.
Considerando la imprevisibilidad del resultado de
la contingencia descrita, la empresa no está en
condiciones de hacer un pronóstico preciso del
resultado de ésta y no se ha constituido provisión
para tal efecto, dado que la administración y fiscalía
estiman que es improbable que se genere algún
egreso significativo para la empresa.
Al 31 de diciembre de 2007, ENAP ha recibido boletas en garantías de proveedores o contratista para garantizar el cumplimiento de los contratos de prestación
de servicios y construcciones, por un importe total de MUS$10.893.
Metrogas S.A., emitió dos boletas en garantías en favor de ENAP por un importe de MUS$ 6.237, para garantizar el cumplimiento de las obligaciones finan-
cieras adquiridas por Metrogas S.A., como accionista de la sociedad GNL Quintero S.A.
Enap Sipetrol S.A. ha recibido de los distintos proveedores y contratistas, una serie de garantías por un importe total de aproximadamente MUS$711.
NOTA 27: CAUCIONES OBTENIDAS DE TERCEROS
f.2).4 Pago auditorías Dirección Nacional de
Hidrocarburos
La Dirección Nacional de Hidrocarburos (DNH) ha
enviado comunicaciones a SIPEC reclamando
pago de MUS$60,0 por año por concepto de au-
ditorias. Está pendiente definición del tema, ya
que SIPEC considera no aplicables tales valores
para los contratos de MDC y PBH.
Considerando la imprevisibilidad del resultado de
la contingencia descrita, la empresa no está en
condiciones de hacer un pronóstico preciso del
resultado de ésta y no se ha constituido provisión
para tal efecto, dado que la administración y fis-
calía estiman que es improbable que se genere
algún egreso significativo para la empresa.
f.2).5 Reclamo Municipio de Quito, Impuesto 1,5
por mil de los activos totales.
El Municipio de Quito ha iniciado procesos de
determinación del impuesto del 1,5 por mil a los
activos totales por los años 2004 = US$20.900;
2005 = US$56.729 y 2006 = US$124.019. Las
ordenes de determinación no fueron oportuna-
mente notificadas a SIPEC se han presentado
excepciones a los juicios coactivos. Se encuentra
en proceso la respuesta de la administración, im-
pugnando el reclamo del Municipio de Quito por
no corresponder, dado que la totalidad del im-
puesto ya ha sido pagado en las Municipalidades
de Orellana y Joya de los Sachas, donde se en-
cuentran los principales activos y la producción.
Para el caso del Municipio de Quito no correspon-
de, ya que sólo se encuentran nuestras oficinas
administrativas.
Vista la debilidad de los argumentos expuestos por
el Municipio de Quito, nuestros asesores legales
en el Ecuador ven una a alta probabilidad de obte-
ner una absolución para la empresa, en este pro-
ceso de determinación de impuesto.
No existen otras contingencias relevantes a infor-
mar al 31 de diciembre de 2007.
166
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NOTA 28: MONEDA NACIONAL Y EXTRANJERA
Los activos y pasivos en moneda extranjera y aquellos cuya reajustabilidad se encuentra expresada en dólares estadounidenses al 31 de diciembre de 2007
y 2006, se presentan en los siguientes cuadros adjuntos.
ACTIVOSMonto
2007 2006
Rubro Moneda MUS$ MUS$
Activos circulantes
Disponible Dólares 11.739 8.736
$ No reajustablee 85.240 44.262
$ Argentinos - 1.704
Deposito a plazo Dólares 18.858 13.658
$ Argentinos - 675
Valores negociables $ Reajustables 17.119 16.915
$ No reajustablee - -
Deudores por venta Dólares 128.037 139.261
$ No reajustablee 849.036 528.226
Deudores varios Dólares 38.074 29.782
$ No reajustablee 60.539 29.174
$ Reajustables 1.247 -
UF 28 -
$ Argentinos - -
Doctos y ctas por cobrar emp. Relacionadas Dólares 100.709 20.003
$ No reajustablee 1.097 413
Existencia Dólares 1.577.983 860.859
$ Reajustables 10.590 -
Impuestos por recuperar Dólares 104.859 39.808
$ No reajustable 50.234 20.491
$ Reajustables 151.426 51.118
$ Argentinos - 77
Gastos pagados por anticipado Dólares 22.189 20.299
$ No reajustable 180 175
$ Argentinos - 98
Impuestos diferidos Dólares - 9.366
$ Reajustables - -
Otros activos circulantes Dólares 73.806 30.232
$ No reajustable 3.449 9.735
UF 916 573
Activo fijo
Activo fijo neto Dólares 1.805.426 1.666.590
Otros activos
Inversiones en empresas relacionadas Dólares 102.822 84.495
$ Reajustables 271 -
Inversiones en otras sociedades Dólares 61.442 61.442
$ Reajustables 8 7
Menor valor inversiones Dólares 4.582 3.462
Doctos y ctas por cobrar empresas relacionadas Dólares 14.655 11.518
Impuestos diferidos Dólares 16.581 15.950
Deudores largo plazo Dólares 1.410 408
$ Reajustables 25.840 23.485
Otros Dólares 96.654 56.023
$ Reajustables - 2.194
UF 3.435 2.719
$ Argentinos - 2
$ No reajustable 1.070
Total activos Dólares 4.179.826 3.071.892
$ No reajustable 1.049.775 633.546
$ Argentinos - 2.556
$ Reajustables 206.501 93.719
UF 4.379 3.292
ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
167
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PASIVOS CIRCULANTES
Hasta 90 días 90 días a 1 año
2007 2006 2007 2006
Rubro Moneda Monto MUS$
Tasa Interés
Promedio Anual
% Monto MUS$
Tasa Interés
Promedio Anual
%
Monto MUS$
to MUS$
Tasa Interés
Promedio Anual
%
Monto MUS$
to MUS$
Tasa Interés
Promedio Anual
%
Obligaciones con baco e inst. Financieras c/p $ No reajustables - - 40.529 -
Obligaciones con bcos e ints. Financ l/p porción c/p Dólares 9.426 5,74% 5.720 5,42% 16.133 5.73% 21.292
UF - - - -
Obligaciones con el público Dólares 2.161 4,87% 4.580 5,81% 2.525 4.87% -
UF - 1.177 3,7% 1.397 -
Obligaciones largo plazo con venc dentro de un año UF 533 5,70% 319 7,70% 997 3.7% 960
Cuentas por pagar Dólares 2.260.292 5.83% 835.910 125.319 111.517
$ No reajustables 84.600 40.855 - 600
$ Argentino - 44 - -
Documentos por pagar Dólares 145.221 5,16% 51.289 5,68% -
Acreedores varios $ No reajustables 5.540 1.522 - -
Dólares 926 14.326 75 -
Doctos y cuentas por pagar emr. Relacionadas Dólares 949 5.96% 1.682 6,43% - -
Dólares 721 650 - 1.519 16,11%
Dólares 1.403 16.11% - 363 16.11% 7,58%
Dólares 601 7.58% 686 7,58% 136 7.58% - 10,01%
Dólares 760 10.01% 920 10,01% 220 10.01% 393 6,43%
Dólares 1.715 4,27% - 496 6.43% 2.625 4,27%
$ No reajustables - - - -
Dólares 6.026 4.27% 5.619 4,27% 4.287 -
Provisiones Dólares 12.628 9.792 5.880 2.927
$ No reajustables 15.333 5.104 3.172 10.185
$ Argentino - 3 - -
$ Reajustable 21.302 15.805 - -
Retenciones Dólares 7.326 27.894 - -
$ No reajustables 35.628 11.003 - -
$ Reajustable 305 19.228 - -
$ Argentino - 89 - -
Impuesto renta Dólares - 18.154 - 72.647
Ingresos percibidos por adelantado $ No reajustables 71 150 - -
Impuestos diferidos Dólares - - 4.973 -
Otros pasivos circulantes Dólares 32.974 28.226 - -
Total pasivos circulantes Dólares 2.483.129 1.005.448 160.407 212.920
UF 533 1.496 2.394 960
$ No reajustables 141.172 58.634 43.701 10.785
$ Argentino - 136 - -
$ Reajustable 21.607 35.033 - -
168
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PASIVOS LARGO PLAZO PERÍODO ACTUAL 31/12/2007
1 a 3 años 3 a 5 años 5 a 10 años más de 10 años
Monto
Tasa Interés Promedio
Anual Monto
Tasa Interés Promedio
Anual Monto
Tasa Interés Promedio
Anual Monto
Tasa Interés Promedio
Anual
Rubro Moneda MUS$ % MUS$ % MUS$ % MUS$ %
Obligaciones con bancos e instituciones financieras
Dólares - 100.000 5,48% 270.000 5,48% -
Obligaciones con el público largo plazo
Dólares - 290.000 6.75% 150.000 4,875% -
UF - 128.346 4.25% - -
Documentos por pagar largo plazo
Dólares 649 Libor 180 + 1,5% 433 Libor 180 + 1,5% 1.082 Libor 180 + 1,5% 1.281 Libor 180 + 1,5%
Acreedores varios largo plazo UF 5.501 5,70% 3.858 5,70% 8.167 5,70% -
$ No reajustables 329 - - -
Documentos y ctas por pagar Dólares 7.896 16,11% 3.210 16,11% 17.901 16,11% -
empresas relacionadas Dólares 1.980 7,58% 1.810 7,58% 4.959 7,58% 3.192 7,58%
Dólares 2.532 10,01% 2.340 10,01% 6.210 10,01% 4.218 10,01%
Dólares 5.396 6,43% 5.433 6,43% 15.925 6,43% 11.757 6,43%
Dólares 19.748 4,27% 21.677 4,27% 48.808 4,27% 12.710 4,27%
Provisiones largo plazo Dólares 126.359 - - 78.868
$ Reajustable 12.994 11.392 42.749 88.014
Otros pasivos largo plazo Dólares 79.549 142 285 -
Total pasivos a largo plazo Dólares 244.109 425.045 515.170 112.026
UF 5.501 132.204 8.167 -
$ Reajustable 12.994 11.392 42.749 88.014
$ No reajustable 329 - - -
ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
169
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PASIVOS LARGO PLAZO PERÍODO ANTERIOR 31/12/2006
1 a 3 años 3 a 5 años 5 a 10 años más de 10 años
Monto
Tasa Interés Promedio
Anual Monto
Tasa Interés Promedio
Anual Monto
Tasa Interés Promedio
Anual Monto
Tasa Interés Promedio
Anual
Rubro Moneda MUS$ % MUS$ % % MUS$ %
Obligaciones con bancos e instituciones financieras
Dólares 21.000 5,78% 50.000 320.000 5,58% -
Obligaciones con el público largo plazo Dólares - - 440.000 5,81% -
UF - - 111.935 4,25% -
Documentos por pagar largo plazo Dólares 649 Libor 180 + 1,5% 432 Libor 180 + 1,5% 1.082 Libor 180 + 1,5% 1.499 Libor + 1,5%
Acreedores varios largo plazo UF 3.414 3,70% 2.276 3,70% 5.690 3,70% 3.414
UF 375 7,70% 443 7,70% 680 7,70% -
Doctos y tcas por pagar Dólares 4.406 - - -
empresa relacionada l/p Dólares 4.998 16,11% 4.998 16,11% 7.787 16,11% 8.269 16,11%
Dólares 1.884 7,58% 1.732 7,58% 4.158 7,58% 4.904 7,58%
Dólares 2.422 10,01% 2.256 10,01% 5.284 10,01% 6.319 10,01%
Dólares 5.138 6,43% 5.100 6,43% 15.336 6,43% 15.148 6,43%
Dólares 18.714 4,27% 20.560 4,27% 57.098 4,27% 15.516 4,27%
Dólares - - - -
Provisiones largo plazo Dólares 590 60 167.628 17.867
$ Reajustables
6.451 10.812 40.526 78.018
Otros pasivos largo plazo Dólares 42.895 142 356 -
Acreedores varios largo plazo UF 135 - - -
Total pasivos a largo plazo Dólares 102.696 85.280 1.018.729 69.522
UF 3.924 2.719 118.305 3.414
$ Reajustables
6.451 10.812 40.526 78.018
170
VOLVER AL ÍNDICE
NOTA 29: SANCIONES
NOTA 31: MEDIO AMBIENTE
NOTA 30: HECHOS POSTERIORES
En los años terminado al 31 de diciembre de 2007 y 2006, la Empresa, sus directores o administradores no han recibido sanción alguna por parte de la Super-
intendencia de Valores y Seguros, ni de otras autoridades administrativas.
La filial Enap Sipetrol S.A., con fecha 21 de Enero, recibió ofertas por la venta del Bloque North Bahariya en Egipto. De acuerdo a los montos ofertados y las
condiciones exigidas por cada una de las compañías la filial Enap Sipetrol S.A. procedió a realizar una clasificación para ser presentada a Directorio, la que
considera no sólo el monto ofrecido sino también, condiciones de pago, aceptación de garantías, presentación de certificado de financiamiento y requerimiento
de auditorias tanto técnicas como financieras.
El Directorio aprobó la negociación exclusiva con el mejor oferente y la firma del SPA en un plazo breve para posteriormente proceder a la firma de los instru-
mentos legales necesarios para materializar la transferencia.
Con fecha 16 y 24 de enero de 2008, Enap Sipetrol Argentina S.A. acordó con el BBVA Banco Francés S.A. dos préstamo (prefinanciación de exportaciones)
por MUS$5.000 y MUS$6.000, pagaderos a 180 días con tasa fija anual de 6,45% y 6,00%, respectivamente. Adicionalmente, con fecha 25 de enero de
2008, Enap Sipetrol Argentina S.A. acordó otro préstamo por el mismo concepto con el ABN AMRO BANK NV por MUS$10.000, pagaderos a 180 días con
una tasa variable de LIBOR + 1,25%.
Entre el 1 de enero de 2008 y la fecha de emisión de estos estados financieros, no han ocurrido otros hechos posteriores que puedan afectar significativamente
a los mismos.
Durante el año terminado al 31 de diciembre de 2007, Enap y sus filiales han efectuado desembolsos relacionados con medio ambiente conforme se detalla
en los siguientes cuadros:
ENAP
2007
MUS$
Proyectos de impacto ambiental, mitigaciones y monitoreo de compromisos ambientales. 3.103
Aprobación Ambiental de Proyectos del SEIA y estudios específicos asociados. 249
Sistema de tratamiento y disposición de efluentes líquidos 780
Sistema de manejo y tratamiento residuos sólidos 35
Sistema para mitigación de incidentes ambientales 22
Otros gastos proyectos medioambientales 89 Totales 4.278
ENAP SIPETROL S.A.
2007
MUS$
Inversiones medioambientales relacionadas con proyectos 1.052
Gasto operativo de unidad gestión ambiental 495
Gastos medio ambientales unidades operativas 985
Totales 2.532
ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
171
VOLVER AL ÍNDICE
ENAP REFINERIAS S.A.
2007
MUS$
a) Inversiones relacionadas con proyectos:
Producción Diesel bajo azufre 20.902
Nueva Unidad de Alquilación 709
Patio almacenamiento residuos sólidos y productos químicos 173
Mejora Sistema Tratamiento de Aguas Aceite 2.091
Desulfur. Gasolina de cracking 22.006
Mitigación impacto ambiental por operación 1.452
Mitigación de ruidos 389
Disminución generación de slop 515
Disminución de emisión de riles 239
Disminución de material particulado 195
Control de emisiones 97Subtotal 48.768
b) Gastos operativos Unidad Medio Ambiental:
Unidad Medio Ambiente 3.569
Disposición residuos y otros similares 1.747 Subtotal 5.316
c) Gastos medio ambientales unidades operativas:
Planta de azufre 3.818
Planta Desulfurización de Gasolina 3.283
Planta Desulfurización de Diesel 2.082
Planta de ácido 557
Striper de aguas ácidas (SWS) 675
Tratamientos efluentes 609 Subtotal 11.024
Total 65.108
NOTA 32: CONTRATOS DE OPERACIÓN PETROLERA
La filial Enap Sipetrol S.A. tiene vigente varios contratos de explotación y exploración dentro del marco de sus actividades en el exterior, los que se detallan
a continuación:
a. Explotación
El detalle de los proyectos de explotación de Enap Sipetrol S.A. es el siguiente:
CONTRATOS DE OPERACIÓN PETROLERA - EXPLOTACIÓN
Porcentaje de participación Enap Sipetrol S.A.
2007 2006
Proyecto País Operador % %
Area Magallanes Argentina Enap Sipetrol Argentina S.A. ( a ) 50,00 50,00
Campamento Central Cañadón Perdido Argentina Repsol - YPF ( b ) 50,00 50,00
Pampa el Castillo Argentina Enap Sipetrol Argentina S.A. ( c ) 100,00 100,00
Cam 2A Sur Argentina Enap Sipetrol Argentina S.A. ( d ) 50,00 50,00
North Bahariya Egipto NORPETCO ( Joint Venture Company) ( e ) 50,00 50,00
El Diyur Egipto DIPETCO ( Joint Venture Company) ( f ) - 41,00
East Rast Qattara Egipto Petroshahd ( Joint Venture Company) ( g ) 50,50 -
Paraíso, Biguno, Huachito Ecuador Enap Sipetrol S.A.- Sucursal Ecuador ( h ) - -
Mauro, Davalos, Cordero Ecuador Enap Sipetrol S.A.- Sucursal Ecuador ( h ) - -
172
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(a) Area Magallanes
Con fecha 4 de enero de 1991, Enap Sipetrol Ar-
gentina S.A. y Yacimientos Petrolíferos Fiscales
S.A. celebraron un contrato de Unión Transitoria de
Empresas (UTE), con el objeto de ejecutar trabajos
de desarrollo y explotación de hidrocarburos en
Area Magallanes, bloque ubicado en la boca orien-
tal del Estrecho de Magallanes, Argentina.
Enap Sipetrol Argentina S.A. como operador de
este contrato, es responsable de ejecutar todas las
operaciones y actividades en esta área.
(b) Campamento Central - Cañadón Perdido
En diciembre de 2000, Enap Sipetrol S.A. firmó
con YPF S.A. un acuerdo a través del cual este
último cede y transfiere a Enap Sipetrol Argentina
S.A. el 50% de la concesión que YPF S.A. es titular
para la explotación de hidrocarburos sobre las
áreas denominadas Campamento Central - Caña-
dón Perdido, correspondiente al área de la Cuenca
Golfo San Jorge Campamento Central Cañadón
Perdido, en la provincia de Chubut, Argentina, que
se rige por la Ley N024.145 y sus normas comple-
mentarias y reglamentarias. Siendo YPF S.A. quien
realiza las labores de operador.
(c) Pampa el Castillo
Con fecha 25 de septiembre de 2001, Pecom Ener-
gía S.A. cedió a Enap Sipetrol Argentina S.A. el
100% de los derechos de la concesión de explota-
ción del área hidrocarburífera denominada Pampa
del Castillo - La Guitarra, localizada en la provincia
de Chubut, Argentina.
(d) Cam 2A Sur
En decisión administrativa Nº14 del 29 de enero de
1999, se adjudicó en favor de YPF y Enap Sipetrol
Argentina S.A. el permiso de exploración sobre el
Area CAM 2A SUR. Con fecha 7 de octubre de
2002, Enap Sipetrol Argentina S.A. e YPF S.A.
celebraron un Acuerdo de Unión Transitoria de
Empresas (UTE), ubicada en las Provincias de Tie-
rra del Fuego.
(e) North Bahariya
Con fecha 1 de junio de 2004 se aprobó el "Plan de
Desarrollo", lo que significó que con fecha 1 de sep-
tiembre se diera inicio a la producción, dando paso
a la fase de explotación. Mediante un Concession
Agreement se creó la compañía operadora Norpet-
co, 50% propiedad de Egyptian General Petroleum
Corporation (EGPC) y el 50% restante del consorcio
Sipetrol International S.A., IPR e INA.
En sesión de Directorio Nº 214 de fecha 28 de
agosto de 2007, se autorizó iniciar proceso de ven-
ta del proyecto North Bahariya.
Con fecha octubre de 2007 se inició el proceso de
oferta del activo en el mercado. En caso de obte-
nerse una propuesta favorable se procederá a
vender el total de la participación de Sipetrol Inter-
national S.A. en este Bloque. A la fecha de los
estados financieros nos encontramos en la etapa
de búsqueda de inversionista y recepción de ofer-
ta. Esta inversión se encuentra clasificada dentro
del activo circulante en Activos para la venta. A la
fecha de emisión la filial Enap Sipetrol S.A. recibió
ofertas por la venta de este bloque (ver Nota 30).
(f) El Diyur
Con fecha 6 de julio de 2005 se aprobó el "Plan de
Desarrollo", lo que significó que con fecha 15 de
agosto de 2005 se diera inicio a la producción,
dando paso a la fase de explotación. Mediante un
Concession Agreement se creó la compañía ope-
radora DIPETCO, 50% propiedad de Egyptian
General Petroleum Corporation (EGPC) y el 50%
restante del consorcio APACHE, Sipetrol Interna-
tional S.A. e IPR.
En junio de 2007, Sipetrol International S.A. dio
inicio a un proceso de venta de su participación en
este bloque. En septiembre de 2007, se suscribió
Sale and Purchase Agreement con el socio Apache
para la adquisición del total de participación de
Sipetrol International S.A. (41%).Con fecha 1 de
diciembre de 2007, el Ministro del Petróleo de
Egipto suscribió la escritura de cesión de la partici-
pación de Sipetrol International S.A. en favor de
Apache, con lo que dio por autorizada la cesión y,
en consecuencia, cerrada la transferencia.
(g) East Rast Qattara
En el marco del proceso de licitación para el año
2002, abierto por la Compañía General Petrolera
Egipcia (EGPC) para presentar ofertas para diver-
sos bloques en Western Desert, la filial Sipetrol
Internacional S.A., en conjunto con la empresa
australiana Oil Search Ltd., se adjudicó con fecha
16 de abri l de 2003, el bloque East Rast
Qattara.
El contrato definitivo (contrato de concesión), se
firmó el 30 de marzo de 2004 ante el Ministro de
Petróleo Egipcio, con una participación de Sipetrol
Internacional S.A., sucursal Egipto, 50,5% (opera-
dor) y de Oil Search Ltd., 49,5%.
En diciembre de 2007, se reclasificó el proyecto de
exploración a explotación dado que se dio inicio a
este último proceso.
(h) Paraíso, Biguno, Huachito y Mauro, Davalos,
Cordero
Con fecha 7 de octubre de 2002, se firmó un con-
trato con la Empresa de Petróleos del Ecuador -
PetroEcuador y su filial la Empresa Estatal de
Exploración y Producción de Petróleos del Ecua-
dor- Petroproducción, para explotar y desarrollar
los campos Paraíso, Biguno, Huachito (PBH) y
Mauro Dávalos Cordero (MDC), ubicados en la
cuenca oriente del Ecuador. Por medio de este
contrato de Servicios Específicos, la Sociedad se
comprometió a realizar las inversiones para el de-
sarrollo de los campos por un valor estimado de
MMUS$90, que consideraban la perforación de
16 pozos (9 en PBH y 7 en MDC), la construcción
de una estación de producción en MDC, adecua-
ción de facilidades y un campamento. A la vez,
adquirió el derecho de explotación y operación,
asumiendo el 100% de los costos de operación y
administración de los campos.
Con fecha 08 de agosto de 2006, se suscribió un
contrato modificatorio al contrato del campo
MDC, celebrado con PETROECUADOR, mediante
el cual ENAP SIPEC se comprometió a ampliar el
programa de inversiones que contempla la perfo-
ración de 7 pozos y ampliar la facilidad de produc-
ción. Con estos nuevos pozos se certificarán re-
servas adicionales que permitirán incrementar las
reservas actuales de 31.6 a 57.0 millones de bbl
de petróleo crudo.
ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
173
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b. Exploracion:
CONTRATOS DE OPERACIÓN PETROLERA - EXPLORACIÓN
Enap Sipetrol S.A.
2007 2006
Proyecto País Operador % %
CAM 3 Argentina Enap Sipetrol Argentina ( a ) 33,33 33,33
CAM 1 Argentina Enap Sipetrol Argentina ( a ) 33,33 33,33
La Invernada Argentina Wintershall Energía S.A. ( b ) 50,00 50,00
East Rast Qattara Egipto Sipetrol International S.A. - 50,50
Bloque 2 – Romana Egipto Sipetrol International ( c ) 40,00 40,00
Bloque 8 - Sidi Abd El Rahman Egipto Edison International SPA ( d ) 30,00 30,00
Bloque Mehr Irán OMV (Irán) Onshore Exploration Gmg ( e ) 33,00 33,00
(a) CAM 3 y CAM 1
El Area CAM-1 (Cuenca Austral Marina 1) fue ad-
judicada con fecha 4 de septiembre de 2003 a las
empresas Enap Sipetrol Argentina S.A. y Repsol-
YPF S.A., por la Secretaría de Energía del Ministe-
rio de Planificación Federal, Inversión Pública y
Servicios, quien aceptó la oferta realizada por las
empresas durante el Concurso Público Internacio-
nal convocado para esta licitación.
El área se encuentra ubicada en el océano Atlántico
en la zona austral de Argentina y es contigua a otras
concesiones donde actualmente Enap Sipetrol
Argentina S.A. explora y produce hidrocarburos
(Área Magallanes, CAM 2A Sur y CAM 3).
Enap Sipetrol Argentina S.A. y Repsol-YPF han con-
formado una Unión Transitoria de Empresas (UTE),
destinada a realizar exploraciones de hidrocarburos
en esta área y proceder a su explotación comercial
en caso de que las exploraciones sean exitosas.
Durante el mes de octubre de 2005 la Compañía
recibió una comunicación de la Secretaría de Ener-
gía, mediante la cual comunica a Enap Sipetrol
Argentina S.A. que el área de explotación CAM-1
sería registrada a nombre ENARSA (empresa pro-
piedad del Estado Nacional). Esto último sustenta-
do en el hecho que el área había sido adjudicada a
Enap Sipetrol Argentina S.A. e YPF S.A. durante el
año 2003 por la Secretaría de Energía, pero que se
encontraba pendiente la Decisión Administrativa
del Poder Ejecutivo Nacional que la aprobara.
Con fecha 26 de septiembre de 2006, se suscribió
un convenio de asociación entre ENARSA, Enap
Sipetrol Argentina S.A. e YPF S.A. mediante el cual
las partes acuerdan suscribir un contrato de UTE,
cuya participación es de un 33,33% de cada una
de las partes, encontrándose en etapa de negocia-
ciones. ENARSA, como titular del área CAM 1 (en
adelante E2), aporta este bloque y Enap Sipetrol
Argentina S.A., en conjunto con YPF S.A., aportan
el bloque CAM 3. Formalmente Enap Sipetrol y
Repsol YPF revirtieron el bloque CAM-3 a la Secre-
taría de Energía para su posterior adjudicación por
parte de ésta al nuevo consorcio.
En el marco del convenio celebrado entre ENAR-
SA, YPF S.A. y Enap Sipetrol Argentina S.A. para
la exploración, desarrollo y eventual exploración
conjunta de la nueva área E2, la Secretaría de Ener-
gía aceptó transferir a ENARSA el área CAM-3 la
cual junto con la ex área CAM-1 integra la mencio-
nada área E2 objeto del convenio. Asimismo, la
Secretaría de Energía aceptó compensar las inver-
siones pendientes comprometidas en el área
CAM-3 con el compromiso de perforar un segundo
pozo de exploración dentro de la nueva área E2.
Cabe mencionar que actualmente las partes se
encuentran negociando un Contrato de Unión Tran-
sitoria de Empresas para la Exploración y Explota-
ción de Hidrocarburos en el área E2 a fin de regular
los derechos y obligaciones entre Enap Sipetrol
Argentina S.A., YPF S.A. y ENARSA en su calidad
de socios y copartícipes en la exploración y explo-
tación del área E2, conforme lo acordado básica-
mente con el Convenio de Asociación.
(b) La Invernada
Bloque licitado por la Dirección de Hidrocarburos
de la Provincia de Neuquén el 9 de junio de 2003
y adjudicado a Wintershall Energía S.A. (WIAR)
con fecha efectiva 29 de octubre del 2003. El con-
trato de exploración se firmó entre WIAR y la Di-
rección de Hidrocarburos el día 11 de noviembre
de 2003. La Sociedad, luego de evaluar el potencial
exploratorio de este bloque, suscribió con WIAR
un Joint Study and Bidding Agreement, para obte-
ner una opción de entrada por un 50% de partici-
pación en condiciones "ground floor". Con fecha 21
de diciembre de 2004 mediante Decreto de la Pro-
vincia de Neuquén 2949, se aprobó la cesión del
50% de la participación de Wintershall Energía
S.A. en el Contrato y Permiso de Exploración a
favor de Enap Sipetrol Argentina S.A.
Con fecha 29 de marzo de 2005 se celebró el Con-
trato de Unión Transitoria de Empresas el cual se
encuentra inscripto ante la Inspección General de
Justicia bajo el Nº74, Libro 01 de fecha 10 de mayo
de 2005.
174
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(c) Bloque 2 - Romana
Enap Sipetrol a través de su filial Sipetrol Interna-
tional S.A. se adjudicó en Egipto a fines de diciem-
bre 2006 dos contratos de exploración, sujeto a los
términos, procedimientos y aprobaciones necesa-
rias por parte de las autoridades egipcias.
El Bloque 2 en tierra será operado por Sipetrol In-
ternational S.A. con una participación de 40% en
el consorcio conformado con PTT Exploration and
Production Public Company Limited ("PTTEP") y
Centrica con un 30% cada una. Esta área está lo-
calizada en el norte del SINAB y tiene una superfi-
cie de 6.200 kms2.
Con fecha 18 de septiembre de 2007 se firmó el
Concession Agreement por el bloque comenzando
así la etapa de exploración
(d) Bloque 8 - Sidi Abd El Rahman
El Bloque 8, costa afuera, será operado por Edison
International SPA con una participación de 40%
en el consorcio conformado junto a PTT Explora-
tion and Production Public Company Limited
( "PTTEP" ) y Sipetrol Internacional S.A. con un
30% cada una. Esta área está ubicada en el no-
reste de Egipto, Mar Mediterráneo, con una su-
perficie de 4.294 kms2.
Con fecha 18 de septiembre de 2007 se firmó el
Concession Agreement por el bloque, comenzan-
do así la etapa de exploración.
El bloque está bajo un contrato de producción com-
partida con EGAS, el compromiso de trabajo mínimo
durante los 3 primeros años contempla la adquisi-
ción y procesamiento de información sísmica 2D y
3D y la perforación de 5 pozos exploratorios en el
Bloque 2 y 2 pozos exploratorios en el Bloque 8.
(e) Bloque Mehr
Enap Sipetrol S.A., a través de su filial Sipetrol Inter-
national S.A., posee el 33% de participación en el
Bloque Mehr en sociedad con Repsol YPF y OMV,
siendo este último su operador. El bloque se localiza
en una de las provincias con mayores reservas de
petróleos del mundo, adyacente al gigantesco cam-
po Arwaz. Desde la obtención de la concesión en el
2001, el bloque se encuentra en su etapa de explo-
ración, habiéndose realizado un descubrimiento.
Con fecha 30 de junio 2007, la NIOC declaró la
comercialidad del Bloque.
Actualmente la empresa está en búsqueda de una
compañía interesada en adquirir nuestra participa-
ción en el Bloque Mehr.
ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
175
VOLVER AL ÍNDICE
Cambio Ministro de Minería
Con fecha 11 de enero de 2008 de acuerdo con
lo dispuesto en el artículo 68 de la Ley Nº18.045
del Mercado de Valores, se informa la designa-
ción de don Santiago González Larraín, como
Ministro de Minería el día 8 de enero de 2008, en
virtud de lo dispuesto en el artículo tercero de la
Ley Nº9.618, que crea la Empresa Nacional del
Petróleo, el señor González Larraín tiene, a partir
de esa fecha, la calidad de Presidente del Direc-
torio de esta Empresa, en reemplazo de la señora
Karen Poniachik Pollak.
Traspasos al Fisco
Con fecha 10 de enero de 2008 ENAP recibió un
oficio del Ministerio de Hacienda, a través del cual
se autorizó algunas medidas de orden financiero,
como una señal de apoyo del Estado de Chile a
ENAP, las medidas fueron las siguientes:
a. Suspender temporalmente la política de traspa-
sos del 100% de los dividendos anuales de las fi-
liales a ENAP, para el ejercicio financiero 2006 y
2007.
b. Suspender transitoriamente, por el período 2007,
la política de traspaso de utilidades de ENAP al
Fisco. Al mismo tiempo, dejar sin efecto, transito-
riamente para dicho año, el traspaso de utilidades
a todo evento, para completar el 14% de rentabili-
dad sobre el patrimonio con utilidades retenidas de
períodos anteriores.
c. En relación con los traspasos al Fisco programa-
dos para diciembre de 2007 de MUS$45.356 se
acepta la propuesta de suspender dicho traspaso.
Además, a fin de evitar el endeudamiento de la
empresa, se acepta la petición de compensar di-
chos recursos con el saldo FEPC a su favor, el cual
alcanza a MUS$38.044,2 al 30 de junio de 2007,
para lo cual se dictará el decreto respectivo a prin-
cipios del año 2008, de acuerdo a las normas lega-
les vigentes al respecto.
Además, se autoriza la capitalización de utilidades por
MUS$5.200 para el financiamiento del Gasoducto
Pecket-Esperanza, lo que había sido acogido previamen-
te mediante Ord. Nº915 de 03.10.2007 del Ministerio de
Hacienda, en atención a su rentabilidad social.
La diferencia, esto es MUS$ 2.111,8 se mantendrá
como saldo a favor del Fisco
Clasificación de Riesgo ENAP
En virtud de los dispuesto en los artículos 9 y 10 in-
ciso 2 de la ley Nº18.045 de Mercado de Valores y
debidamente facultado, informo a ustedes que con
fecha 27 de septiembre de 2007, la clasificadora de
riesgo internacional Moddy's confirmó el rating de
moneda extranjera de Empresa Nacional del Petró-
leo en A2 y cambio la perspectiva de riesgo (Out-
look) de estable a negativa, señalando que ello refle-
jaba la preocupación de Moddy's con respecto a los
relativamente bajos niveles de rentabilidad de la
compañía y al incremento del endeudamiento.
En parte del informe, conforme a traducción libre
efectuada por ENAP, Moddy's señala que histórica-
mente ENAP ha sido capaz de generar márgenes
operacionales más altos que sus pares de la Costa
del Golfo de Estados Unidos, en parte debido a que
contaba con importaciones de gas natural y petróleo
crudo desde Argentina. El informe indica además
que sin embargo, recientemente la empresa ha en-
frentado márgenes operacionales más bajos en re-
lación a sus pares, a pesar del robusto escenario en
el mercado global de refinación del último par de
años, debido a que Argentina ha reducido al mínimo
sus exportaciones de gas natural y petróleo crudo a
Chile, y ciertas tarifas de importación se han reduci-
do (las relativas a Costa del Golfo). Plantea Moddy's
que como resultado, ENAP ha experimentado au-
mentos en sus costos asociados a un incremento en
los niveles de importación de diesel desde la Costa
del Golfo y de petróleo crudo desde el Oeste de
Africa, que la compañía no ha podido traspasar a los
usuarios finales
Moddy's señala que la confirmación del rating refleja
los esfuerzo que la Administración de ENAP está
realizando para incrementar los niveles de rentabili-
dad de ENAP y además de una visión relativamente
sana respecto al sector refinador en el corto plazo.
Los planes de inversión de capital de ENAP que in-
cluyen esfuerzos para incrementar su capacidad de
destilación y de conversión de crudo y mejorar la
oferta de gas natural de Chile, deberían permitir a la
empresa reducir sus necesidades de importación de
diesel y procesar mayores cantidades de crudos más
pesados y más baratos provenientes de
Latinoamérica
Suscripción de contrato del Proyecto GNL
Con fecha 1 de junio de 2007, mediante carta
Nº1194, se informó que con fecha 31 de mayo de
2007, se efectuó el cierre de los acuerdos definitivos
del proyecto GNL a través de la suscripción de todos
los contratos comerciales necesarios para su com-
pleta ejecución, entre los cuales se destaca el con-
trato de suministro de Gas Natural Licuado (GNL), el
contrato relativo al uso de la Planta de Regasificación
de GNL, los contratos de compra venta de gas natu-
ral suscrito por los offtakers y los pactos de accionis-
tas de las sociedades a través de las cuales se eje-
cutará el proyecto.
El Proyecto GNL tiene por objeto la compra de gas
natural licuado (GNL) proveniente del exterior, su
almacenamiento y regasificación en la Planta de
Regasificación que se ubicará en las comunas de
Quintero y Puchuncaví de la V Región de país y el
suministro de gas natural a la zona central del país.
Dicho proyecto, contribuirá en forma significativa
a la diversificación de la matriz energética de Chile,
complementando las fuentes energéticas actual-
mente existentes. Específicamente respecto de
ENAP, el citado proyecto permitirá garantizar la
seguridad de suministro de gas natural necesario
para la operación de la Refinería Aconcagua de
propiedad de su filial Enap Refinerías S.A.
HECHOS RELEVANTES
176
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Enap participa en el citado Proyecto bajo las siguien-
tes calidades principales:
i) Accionista de la sociedad denominada "GNL Quin-
tero S.A." con un 20% de participación en el respec-
tivo capital social. Dicha entidad construirá y operará
el terminal de regasificación y su respectivo muelle
que se ubicará en la bahía de Quintero, V Región. Los
restantes accionistas en dicha sociedad son las si-
guientes tres empresas: Endesa (20%), Metrogas
(20%) e Inversiones BG (Chile) Limitada (40%), esta
última filial de BG Group ("BG").
ii) Accionista de la sociedad denominada " GNL Chile
S.A.", con un tercio de participación en el respectivo
capital social. Dicha entidad tiene por objeto adquirir
el GNL, contratar su regasificación con la sociedad
dueña del terminal y comercializar el producto rega-
sificado. En esta sociedad, ENAP participa junto a
Endesa y Metrogas, correspondiéndole a cada uno
de los accionistas un tercio de la participación en el
capital social. BG tiene la opción de incorporarse
como accionista de GNL Chile S.A. en la medida que
adquiera la calidad de comprador de gas natural
iii) Garante de determinadas obligaciones contraídas
por su filial Enap Refinerías S.A. en el contrato de
compraventa de gas natural celebrado con GNL Chi-
le S.A. y garante de determinadas obligaciones
contraídas por GNL Quintero S.A. bajo los contratos
de ingeniería, construcción y suministro de materia-
les y equipos (contratos EPC) celebrados con la
empresa contratista CB&I y sus filiales.
Considerando el costo de los citados contratos EPC
y los demás costos del proyecto, se estima que la
inversión total en el proyecto GNL relativa a la cons-
trucción y puesta en marcha de la planta de regasi-
ficación y el respectivo muelle podría alcanzar hasta
los US$ 940 millones correspondiendo a ENAP., en
su calidad de accionista de la sociedad GNL Quintero
S.A., un 20% de dicha inversión. El proyecto se en-
cuentra estructurado de manera tal de obtener en el
más breve plazo un financiamiento bancario bajo
modalidad de project finance. Para este último efec-
to, se procedió a la contratación del banco HSBC
como asesor financiero.
El contrato de compraventa de gas natural que per-
mitirá garantizar la seguridad de suministro necesa-
rio para la operación de la Refinería Aconcagua, es
un contrato bajo la modalidad "delivery or pay" por un
período de 21 años y por una cantidad contractual
anual máxima de gas natural equivalente a un tercio
de 1.7 millones de toneladas por año de GNL, lo que
significa un suministro para Refinería Aconcagua de
2,2 millones de metros cúbicos de gas por día. Se
estima que el inicio del suministro de gas natural
tenga lugar durante el segundo trimestre del 2009.
El terminal de regasificación tendrá una capacidad
inicial de producción en base continua de 10 millones
de metros cúbicos de gas natural por día, pudiendo
llegar hasta 15 millones de gas natural por día. La
capacidad total de almacenamiento de la planta será
de 334.000 metros cúbicos de GNL (equivalentes a
206 millones de metros cúbicos de gas), obtenidos
con dos estanques de 160.000 metros cúbicos cada
uno y un estanque de 14.000 metros cúbicos, los
que entrarán en operaciones secuencialmente. El
muelle tendrá una longitud de 1.600 metros y per-
mitirá recibir barcos de GNL de hasta 180.000 me-
tros cúbicos de capacidad.
Contrato compra venta de gas con GNL Chile
Con fecha, 1 de junio de 2007, mediante carta
Nº1016, la filial Enap Refinerías S.A. informó que con
fecha 31 de mayo de 2007, Enap Refinerías S.A.,
suscribió un contrato de compraventa de gas natural
con la sociedad GNL Chile S.A., que le permitirá
garantizar la seguridad de suministro necesario para
la operación de su Refinería Aconcagua.
Dicho contrato es un contrato bajo la modalidad "de-
livery or pay" por un período de 21 años y por una
cantidad contractual anual máxima de gas natural
equivalente a un tercio de 1.7 millones de toneladas
por año de GNL, lo que significa para Enap Refinerías
S.A. un suministro de 2,2 millones de metros cúbi-
cos de gas natural por día. Se estima que el inicio del
suministro de gas natural tenga lugar el segundo
trimestre de 2009. Las obligaciones contraídas por
Enap Refinerías S.A. bajo el contrato de compraven-
ta de gas natural, han sido garantizadas por su matriz
Empresa Nacional del Petróleo.
La referida compraventa es parte de un conjunto de
contratos comerciales del Proyecto GNL, cuyo cie-
rre definitivo tuvo lugar el día 31 de mayo de 2007.
Dicho proyecto tiene por objeto la compra de gas
natural licuado (GNL) proveniente del exterior, su
almacenamiento y regasificación en la Planta de
Regasificación que se ubicará en las comunas de
Quintero y Puchuncaví de la V Región del país y
suministro de gas natural a la zona central de país.
La Empresa Nacional del Petróleo participa en dicho
proyecto en calidad de accionistas de la sociedad
GNL Quintero S.A., entidad que tiene a su cargo la
construcción y operación del terminal de regasifi-
cación de GNL, y en calidad de accionista de la
sociedad GNL Chile S.A., entidad que tiene por
objeto adquirir el GNL, contratar su regasificación
con la sociedad dueña del terminal y comercializar
el producto regasificado.
Designación nuevo Gerente General de Enap
Refinerias S.A.
Con fecha 1 de febrero de 2007, mediante carta
Nº33223, la filial Enap Refinerías S.A., comunicó que
el Directorio de la Sociedad en Sesión celebrada el
31 de enero de 2007, acordó lo siguiente:
Designar como Gerente General de Enap Refinerías
S.A. a don Sergio Arévalo Espinoza, en reemplazo
de don Carlos Cabezas Faúndez, quien asume las
funciones de Gerente de Operaciones, Refinería y
Logística, de cuyo cargo dependerá el área de pro-
ducción de los establecimientos de Refinación y
Departamento de Almacenamiento y Oleoductos.
ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
177
VOLVER AL ÍNDICE
ANALISIS RAZONADO EMPRESA NACIONAL DEL PETROLEO Y FILIALES
A continuación se analizan los estados financieros consolidados de Empresa Nacional del Petróleo y filiales correspondientes al ejercicio terminado el 31 de
diciembre de 2007 explicando las principales variaciones ocurridas respecto a igual período del año anterior.
Los principales rubros de activos y pasivos al 31 de diciembre de 2007 y 2006 son los siguientes:
2007 2006
MMUS$ MMUS$
Activo Circulante 3.307,4 1.875,6
Activo Fijo Neto 1.805,4 1.666,6
Otros Activos 327,7 262,8
Total Activos 5.440,5 3.805,0
2007 2006
MMUS$ MMUS$
Pasivo Circulante 2.852,9 1.325,5
Pasivo Largo Plazo 1.597,7 1.540,4
Total Pasivo Exigible 4.450,6 2.865,9
Interés Minoritario 0,3 0,2
Patrimonio 986,6 938,9
Total Pasivos y Patrimonio 5.440,5 3.805,0
Activos
Los activos totales a diciembre 2007 respecto a
igual período del año anterior se incrementaron en
US$1.635,5 millones, lo que representa un aumen-
to de 43,0%. Este crecimiento se explica funda-
mentalmente por el alza de los activos circulantes,
los cuales subieron en US$1.431,8 millones, es
decir, un 76,3%.
El incremento en los activos circulantes es resultado
principalmente del aumento en US$728 millones
(84,5%) en las existencias, que pasaron de US$861
millones en 2006 a US$1.589 millones en 2007, lo
cual es producto de un mayor volumen de compras
y stocks, particularmente diesel, comercializado por
ENAP en el año 2007 como resultado de la crisis
energética del país, y del importante aumento en los
precios promedio internacionales de los hidrocarbu-
ros entre un año y otro. El incremento de los activos
circulantes también se debió a un aumento en los
deudores por venta de US$310 millones (46,4%), los
que llegaron a US$977 millones a diciembre de 2007,
aumento que también se origina por el mayor volu-
men mensual requerido en el país de combustibles
y en la escalada internacional de precios de los hidro-
carburos en el 2007. Adicionalmente, los impuestos
por recuperar se incrementaron en US$196 millones
(176,6%), lo que se explica principalmente por el
mayor crédito del Fondo de Estabilización del Petró-
leo y por el Impuesto a la Renta por recuperar de Enap
Refinerías S.A. ( ERSA ). Otra partida importante que
explica este incremento en el nivel de activos circu-
lantes, es el aumento de US$ 82 en la partida docu-
mentos y cuentas por cobrar a empresas relaciona-
das, lo cual también tiene su origen en el mayor nivel
de actividades de la empresa durante el año 2007.
El aumento de los activos fijos en US$139 millones
se explica principalmente por mayores construccio-
nes y obras de infraestructura (US$251 millones)
que representa un incremento de 6,2%, llegando a
US$4.315 millones en diciembre de 2007. Esta alza
refleja la ejecución del plan de inversiones del año.
Lo anterior fue parcialmente compensado por los
US$166 millones de mayor depreciación (5,9%).
Por otra parte, los otros activos se incrementaron
en US$65 millones (24,7%), llegando a US$328
millones a diciembre de 2007. Este incremento se
explica principalmente por un aumento en las in-
versiones en empresas relacionadas por US$19
millones, como resultado del aumento patrimonial
de las empresas, nuevos aportes y aumento de
participación en las inversiones existentes.
Pasivos
El total de pasivos exigibles se incrementó en US$1.585
millones (55,3%) pasando a US$4.451 millones en di-
ciembre de 2007. Dicho aumento se explica principal-
mente por los mayores pasivos circulantes que aumen-
taron en US$1.527 millones (115,2%).
El aumento en los pasivos circulantes por un monto
total de US$1.527 millones, tiene su origen princi-
palmente en el incremento en las cuentas por pa-
gar (US$1.481 millones) y el aumento de los docu-
mentos por pagar (US$94 millones. Este aumento
se debe al incremento de las operaciones de la
compañía y las mayores necesidades de capital de
trabajo, como consecuencia de la mayor demanda
generada por la crisis energética y el aumento en
el precio de los hidrocarburos.
Lo anterior fue parcialmente compensado por una
disminución de impuesto a la renta (US$91 millo-
nes) como resultado del pago de PPM efectuado
por ERSA durante el año 2007 y que se refleja
como impuesto por recuperar.
178
VOLVER AL ÍNDICE
INDICADORES DE LIQUIDEZ, ENDEUDAMIENTO Y ACTIVIDAD
Los principales indicadores financieros del balance consolidado relativos a liquidez y endeudamiento son los siguientes:
2007 2006
Liquidez
Liquidez corriente 1,16 1,42
Razón ácida (1) 0,59 0,75
Endeudamiento
Deuda Corto Plazo/Deuda Total (%) 64,10% 46,30%
Deuda Largo Plazo/Deuda Total (%) 35,90% 53,70%
Razón de endeudamiento 4,5 3,05
Cobertura gastos financieros (2) 3,53 4,49
Actividad
Total Activos (MMUS$) 5.440 3.805
Rotación de inventarios 7,13 8,64
Permanencia de inventarios 50,51 41,67
(1) Corresponde al total de activos circulantes, menos las existencias y menos los gastos pagados por anticipado, dividido por el pasivo circulante.
(2) La cobertura de gastos financieros se calcula como R.A.I.I.D.A.I.E sobre el total de gastos financieros.
El índice de liquidez disminuyó respecto a diciem-
bre de 2006, pasando de 1,42 veces a 1,16 veces
en diciembre de 2007, reflejando el mayor aumen-
to de los pasivos circulantes para financiar el ma-
yor nivel de activad de ENAP, aumento de los ni-
veles de inventarios y el aumento de los precios
de los hidrocarburos en dicho período. Conse-
cuentemente con lo anterior, la razón ácida, dismi-
nuyó al pasar de 0,75 en 2006 a 0,59 en 2007.
El índice de endeudamiento alcanzó a 4,50 veces en
diciembre de 2007, relación superior a los 3,05 de
diciembre 2006, debido principalmente al importan-
te aumento de los pasivos circulantes (cuentas por
pagar a proveedores), producto de las mayores ne-
cesidades de abastecimiento de combustibles para
el país, como consecuencia de las necesidades de
las generadoras termoeléctricas a raíz de la falta de
gas natural proveniente desde Argentina.
En cuanto, a la exigibilidad del total de la deuda,
ésta se presenta en un 64,1% en el corto plazo y
un 35,9% en el largo plazo, producto del fuerte
incremento en pasivos circulantes relacionados
con financiamiento de capital de trabajo a raíz de
las necesidades de mayores suministros de com-
bustibles al país como consecuencia de la falta de
gas natural. Si se considera sólo la deuda financie-
ra, estos indicadores son notoriamente distintos,
ya que a diciembre de 2007, un 81% de la deuda
financiera es de largo plazo, y el 19% restante es
de corto plazo.
La baja registrada en el índice de cobertura de
gastos financieros, que pasó de 4,49 veces en di-
ciembre de 2006 a 3,53 veces en igual fecha de
2007, se debe principalmente a que los gastos fi-
nancieros se incrementaron en un 34,3% entre un
período y otro, pasando de US$108 millones en
diciembre de 2006 a US$145 millones en igual
período de 2007, producto de las mayores necesi-
dades de financiamiento de capital de trabajo.
Los pasivos a largo plazo aumentaron en US$57 millones, registrando un total de US$1.598 millones a diciembre de 2007. Esta alza se explica princi-
palmente por un aumento de las provisiones a largo plazo (US$38 millones) como resultado de aumento en la provisión de indemnización por años de
servicio de US$17 millones, un aumento en la provisión de impuesto a la renta de US$12 millones, al aumento de US$7 millones de la provisión para
cubrir gastos futuros de remediación medioambiental y aumento de US$ 2 millones en otras provisiones.
En el año 2007, la deuda financiera de ENAP aumentó en un 2,7%, esta alza se debe a la valorización de los bonos emitidos en UF con vencimiento en octubre
de 2012.
El patrimonio de la empresa en el año 2007 aumentó en US$51 millones (5,4%), alcanzando a US$990 millones a diciembre de 2007, producto básicamente de la utilidad
neta obtenida en el año 2007 de US$50 millones. En el año 2007 se efectuaron capitalizaciones por US$56 millones incrementando la cuenta Capital Pagado.
ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
179
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2007 2006
MMUS$ MMUS$
Resultado Operacional 199,5 242,8
Gastos financieros 145,2 108,1
Resultado no Operacional -62,1 -80,1
R.A.I.I.D.A.I.E 513,2 484,8
Utilidad después del 17% de impuestos 97,7 104,1
Utilidad después de impuestos 49,6 50,8
Rentabilidad % %
Rentabilidad del patrimonio promedio 5,15 5,47
Rentabilidad del activo promedio 1,07 1,36
Rentabilidad de activos operacionales * 5,19 8,06
ESTADO DE RESULTADOS CONSOLIDADO
* Activos operacionales = Activos totales - otros activos fijos - otros activos circulantes - impuestos diferidos - depósitos a plazo.
Resultado Operacional
El resultado operacional consolidado muestra una
reducción de un 17,8% entre diciembre de 2006
y diciembre de 2007 pasando de US$242,8 millo-
nes en 2006 a US$199,5 millones en 2007. Esta
reducción de US$43 millones del resultado ope-
racional esta formado por un menor margen de
explotación de US$36 millones y el aumento en
los gastos de administración y ventas por US$7
millones. El aumento en el gasto de administra-
ción y ventas (8,7%) refleja principalmente el
efecto de la revaluación del peso chileno respecto
al dólar (6,7%).
El menor margen neto de explotación es conse-
cuencia, principalmente, de menores ingresos por
ventas de ENAP en Magallanes por transporte y
tratamiento de gas para llevarlo hasta las plantas
de Methanex en la XII Región, menores ingresos
registrados por Sipetrol Argentina como conse-
cuencia de la paralización de la producción de Area
de Magallanes a raíz de trabajos de mantenimiento
y al mejor margen de explotación obtenido por el
negocio de refinación en el año 2007 que ascendió
a US$ 107 millones, a pesar de los mayores costos
en que se debió incurrir durante este periodo, ver-
sus el margen de explotación registrado por este
negocio en el año 2006 de US$ 4 millones, como
consecuencia del impacto que genero en resulta-
dos la importante baja de los precios de los produc-
tos refinados ocurrida durante los últimos meses
de dicho año.
Durante el año 2007 el negocio de refinación de
ENAP, se vio fuertemente afectado por mayores
costos de refinación asociados a la falta de gas
natural que ha debido ser reemplazado para el
consumo interno de las refinerías por combustibles
más caros (propano, butano diesel), mayores cos-
tos de importación de combustibles, especialmen-
te diesel, para reemplazar la falta de gas natural,
particularmente para la generación eléctrica. Estos
mayores costos no han podido ser trasladados a
público, lo que han generado la reducción de los
márgenes de explotación del negocio.
Resultado No Operacional
El resultado no operacional, registro en el año 2007
una menor pérdida de US$18 millones con respec-
to al del año 2006, pérdida que ascendió a US$ 62
millones. Esta reducción en la pérdida no operacio-
nal de 22,5% es el resultado principalmente de
mayores ingresos fuera de la explotación de US$
38 millones por recuperación de impuestos y venta
de activos y un aumento positivo de la diferencia
de cambio de US$12 millones. Lo anterior fue par-
cialmente contrarrestado por un aumento de
US$37 millones en los gastos financieros relacio-
nados directamente con el endeudamiento en el
corto plazo de ENAP para cubrir sus necesidades
de capital de trabajo.
Utilidad del Ejercicio
La utilidad a diciembre de 2007, descontado el
impuesto a la renta de primera categoría (17%) al-
canzó a los US$98 millones, cifra que es inferior
en un 6,2% a los US$ 104 millones registrada a
igual periodo del 2006. La utilidad neta, desconta-
do el 40% de impuesto del D.L. 2.398, fue de
US$50 millones a diciembre de 2007, mientras que
a igual periodo del 2006 esta fue de US$ 51
millones.
Diferencia entre valores económicos y de libros
de los activos
Al 31 de diciembre de 2007, no se aprecian dife-
rencias significativas entre los valores económicos
y de libros de los principales activos de la Empresa.
Sin embargo es importante destacar que de acuer-
do con las normas de la Superintendencia de Valo-
res y Seguros, las inversiones en empresas filiales
y coligadas, se valorizan según el método de valor
proporcional del patrimonio de las respectivas
empresas.
180
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Situación de mercado
Luego de una escalada casi continua a lo largo del
año, el precio del petróleo crudo marcador interna-
cional West Texas Intermediate (WTI) finalizó el
cuarto trimestre y el año 2007 a la baja. Partiendo
de un precio promedio de US$54,1 por barril en
enero, el precio subió hasta un promedio máximo
de US$94,7 por barril en noviembre, para caer a
US$91,4 por barril promedio en diciembre. El alza
del precio entre enero y noviembre se interrumpió
solamente en agosto, al estallar la crisis de las
deudas hipotecarias "subprime" en el mercado fi-
nanciero de Estados Unidos, pero la tendencia al-
cista se retomó en septiembre.
A pesar de que no hubo ningún evento geopolítico
ni catástrofe natural que afectara significativa-
mente la oferta de petróleo, el aumento casi con-
tinuo del precio durante el año se debió al soste-
nido aumento del consumo, derivado del rápido
crecimiento de la economía mundial, que enteró
en 2007 un periodo de cinco años de expansión
sistemática, en el contexto de un débil crecimien-
to de la producción de petróleo. El consumo cre-
ció 1,1 millones de barriles por día mientras que
la oferta sólo creció 0,3 millones de barriles por
día, abasteciéndose la diferencia mediante la des-
acumulación de inventarios. Factor principal del
bajo crecimiento de la oferta fue la decisión de la
OPEP de reducir sus cuotas de producción por un
total de 1,7 millones de barriles por día en dos
etapas, a fines del año 2006. Si bien la baja efec-
tiva de la producción de petróleo crudo de la
OPEP fue de 0,3 millones de barriles por día, im-
pactó fuertemente en el mercado debido al de-
cepcionante crecimiento de la producción extra-
OPEP, sólo 0,6 millones de barriles por día.
En diciembre, el precio bajó por segunda vez en el
año, cuando el mismo alto nivel alcanzado el mes
anterior provocó una corrección a la baja por el
temor a que este nivel -más las repercusiones a
nivel global de la crisis hipotecaria antes mencio-
nada- desencadenaran una recesión mundial.
Al término del año 2007 el WTI registró un precio
promedio de US$72,2 por barril, mayor en 9% al
de 2006 (US$66,0 por barril).
A su vez, los precios internacionales de los produc-
tos subieron en parte por la tendencia alcista del
precio del crudo, pero hubo además factores pro-
pios que les dieron un impulso adicional. A media-
dos del año se registraron numerosas fallas en
refinerías de petróleo ubicadas en el medio oeste
de Estados Unidos, las cuales llevaron la refinación
al tope de su capacidad en el resto de ese país,
justo en la temporada de máximo consumo de
gasolina y diesel vehicular (verano boreal), mien-
tras que una gran demanda de diesel por parte de
Sudamérica en la misma época -debido a un invier-
no especialmente frío y seco en Argentina y Chile-
se tradujo en un factor alcista adicional en los
precios de los productos, al captar parte de los
excedentes del Caribe, Europa y Asia que podrían
haber aliviado la situación en Estados Unidos. A
partir de fines del tercer trimestre de 2007, y ya
pasado el verano en el hemisferio norte, los már-
genes de refinación bajaron, debido a la menor
presión del mercado observada para la gasolina en
Estados Unidos y para el diesel en Sudamérica.
En 2007, los precios promedio de los principales
productos en la costa del Golfo de México fueron
de US$86,4 por barril para las gasolinas y de
US$89,1 por barril para el diesel, comparado con
promedios de US$77,6 y US$81,6 por barril, regis-
trados en 2006.
Estado de Flujos de Efectivo
Los principales componentes del flujo neto de efectivo originado en cada ejercicio, son los siguientes:
2007 MMUS$
2006 MMUS$
Flujo neto originado por actividad de la operación 549,2 195,5
Flujo neto originado por actividades de financiamiento 4,8 34,5
Flujo neto originado por actividades de inversión -506,9 -223,1
Flujo neto del período 47,0 6,9
El flujo final neto del período de US$47 millones, se explica principalmente por el flujo neto generado por las actividades de la operación por US$549 millones,
más el flujo originado por actividades de financiamiento por US$5 millones. Estos flujos positivos fueron sólo parcialmente compensados por el flujo negativo
originado por actividades de inversión por US$507 millones., los cuales principalmente se utilizaron en la incorporación de activos fijos y en otros prestamos
a empresas relacionadas.
Los montos más significativos de los flujos generados por actividades de la operación corresponden a los rubros recaudación de deudores por venta por
US$10.278 millones, lo cual se netea con pago a proveedores por US$7.917 millones y menores montos de IVA y otros similares por US$1.504 millones.
El flujo positivo de financiamiento se explica principalmente por la obtención de préstamos por US$131 millones que fue compensada por el pago de présta-
mos por US$126 millones.
ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
181
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Análisis de riesgo de mercado
ENAP participa en la exploración y producción de hidro-
carburos y en las siguientes etapas de la cadena pro-
ductiva, refinación, transporte, almacenamiento y co-
mercialización de los productos derivados del petróleo.
De estas actividades, una parte substancial de las ope-
raciones corresponde a la refinación y comercialización
de sus productos en Chile, liderando el abastecimiento
del mercado nacional con una participación de aproxi-
madamente un 80% del mercado, abriéndose paso en
los últimos años a la exportación de estos productos,
principalmente a países de América Latina.
ENAP accede regularmente al mercado internacional
para el suministro de petróleo crudo y productos,
situación que le permite asegurar el abastecimiento
y los compromisos comerciales, convenientemente.
Como resultado de lo anterior, el abastecimiento de
petróleo crudo de ENAP se obtiene mayoritariamente
de países de Sudamérica y África, siendo los princi-
pales proveedores Brasil, Perú, Ecuador, Turquía, y
Angola, contando las refinerías con las instalaciones
necesarias para la recepción y el almacenamiento de
esta materia prima. En cuanto al origen de las impor-
taciones de productos refinados, los mismos durante
el año 2007 provinieron principalmente del mercado
estadounidense de la costa del Golfo de Mexico, de
Canadá y de Corea.
El riesgo relevante para el negocio está esencialmen-
te en el margen de refinación, debiendo enfrentar la
empresa las fluctuaciones de precios en los merca-
dos internacionales de crudo y productos. Por lo an-
terior, las refinerías han continuado ajustando favora-
blemente sus estructuras de costos a la competitividad
de esta industria, y han orientado sus inversiones a
incrementar tanto su flexibilidad productiva como la
calidad de sus productos.
El tipo de cambio es otro de los factores de riesgo
del negocio, debido a que parte importante de los
ingresos son en pesos y los pasivos en dólares. Este
factor se ve minimizado por la política de precios de
productos, basada en la paridad de importación in-
dexada en dólares, situación que se analiza en forma
periódica para mantener una posición competitiva,
considerando la libertad de precios y de importación
que existe en Chile.
En términos de riesgo de tasa de interés, la empresa
mantiene un mix de deuda financiera en tasa fija
(principalmente bonos de largo plazo), y tasa variable
(principalmente créditos bilaterales, créditos sindica-
dos y préstamos de corto plazo como forfaiting), para
mitigar este riesgo ENAP ha realizado una variedad
de derivados de tasa de interés los que llevan estos
créditos de tasa variable, principalmente LIBOR más
un spread, a tasa fija. Gracias a esto al 31 de diciem-
bre de 2007 se tiene el 100% de la deuda financiera
a tasa fija, versus un 83% en el año 2006.
Asimismo, ENAP mantiene una posición en instru-
mentos derivados de Cross Currency Swap corres-
pondiente a la emisión del Bono en el mercado na-
cional en el mes de Octubre del 2002, para llevar su
denominación de UF a dólares de los Estados Unidos
y con el fin de mitigar el riesgo a exposición a tipo de
cambio. De igual manera en julio 2005 contrató un
Cross Currency Swap para llevar de UF a dólar el total
de los flujos originados por un leasing hipotecario de
las oficinas corporativas a un plazo de 13 años con
vencimiento el año 2018.
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balances y estados financieros indiVidUales
Contenido
Informe de los auditores independientes 184
Certificado de inspectores de cuentas Corfo 185
Balance general individual 186
Estado de resultados individual 188
Estado de flujo de efectivo individual 189
Notas a los estados financieros individual 191
Hechos relevantes 225
Análisis razonado de estados financieros individual 227
31 DE DICIEMBRE DE 2007
$ Pesos chilenos
M$ Miles de pesos chilenos
MM$ Millones de pesos chilenos
UF Unidades de fomento
Euro
US$ Dólares estadounidenses
MUS$ Miles de dólares estadounidenses
184
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INFORME DE LOS AUDITORES INDEPENDIENTES
A los señores Presidente y Directores
Empresa Nacional del Petróleo
Hemos auditado los balances generales de la Empresa Nacional del Petróleo al 31 de diciembre de 2007 y 2006 y los correspondientes estados de resultados
y de flujo de efectivo por los años terminados en esas fechas. La preparación de dichos estados estados financieros (que incluyen sus correspondientes notas),
es responsabilidad de la administración de Empresa Nacional del Petróleo. Nuestra responsabilidad consiste en emitir una opinión sobre estos estados finan-
cieros, basadas en las auditorías que efectuamos.
Nuestras auditorías fueron efectuadas de acuerdo con normas de auditoría generalmente aceptadas en Chile. Tales normas requieren que planifiquemos y
realicemos nuestro trabajo con el objeto de lograr un razonable grado de seguridad de que los estados financieros están exentos de errores significativos. Una
auditoría comprende el examen, a base de pruebas, de evidencias que respaldan los importes e informaciones revelados en los estados financieros. Una au-
ditoría también comprende una evaluación de los principios de contabilidad utilizados y las estimaciones significativas hechas por la administración de la Em-
presa, así como una evaluación de la presentación general de los estados financieros. Consideramos que nuestras auditorías constituyen una base razonable
para fundamentar nuestra opinión.
Los mencionados estados financieros han sido preparados para reflejar la situación financiera individual de Empresa Nacional del Petróleo, a base de los cri-
terios descritos en Nota 2, antes de proceder a la consolidación, de los estados financieros de las filiales detalldas en Nota 10. En consecuencia, para su ade-
cuada interpretación, estos estados financieros individuales deben ser leídos y analizados en conjunto con los estados financieros consolidados de Empresa
Nacional del Petróleo y filiales, los que son requeridos por los principios de contabilidad generalmente aceptados en Chile.
En nuestra opinión, los mencionados estados financieros individuales presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación financiera
de Empresa Nacional del Petróleo al 31 de diciembre de 2007 y 2006 y los resultados de sus operaciones y el flujo de efectivo por los años terminados en
esas fechas, de acuerdo con los criterios descritos en Nota2.
DELOITTE
Febrero 15, 2008
Arturo Platt A.
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ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES
185
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186
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eMPresa nacional del PetrÓleoBALANCE GENERAL
ACTIVOS
al 31 de diciembre de
2007 2006
ACTIVOS CIRCULANTES MUS$ MUS$
Disponible 3.538 10.462
Depósito a plazo 6.281 9.943
Valores negociables (neto) 17.119 16.915
Deudores por venta (neto) 37.130 41.242
Deudores varios (neto) 16.620 16.668
Documentos y cuentas por cobrar empresas relacionadas 2.748.435 1.498.618
Existencias (neto) 99.935 107.888
Impuestos por recuperar 50.255 19.641
Gastos pagados por anticipado 929 982
Impuestos diferidos 0 9.290
Otros activos circulantes 6.809 18.108
Total Activos Circulantes 2.987.051 1.749.757
ACTIVOS FIJOS
Terrenos 1.676 2.112
Construcción y obras de infraestructura 2.032.416 1.979.332
Maquinarias y equipos 36.408 32.445
Otros activos fijos 64.732 55.248
Depreciación acumulada (menos) (1.728.689) (1.697.016)
Total Activos Fijos 406.543 372.121
Inversiones en empresas relacionadas 969.283 871.391
Inversiones en otras sociedades 53.778 53.778
Deudores a largo plazo 6.431 5.427
Documentos y cuentas por cobrar empresas relacionadas largo plazo 200.480 193.482
Impuestos Diferidos a largo plazo 3.243 2.937
Otros 92.520 59.812
Total Otros Activos 1.325.735 1.186.827
TOTAL ACTIVOS 4.719.329 3.308.705
ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES
187
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PASIVOS
al 31 de diciembre de
2007 2006
PASIVOS CIRCULANTES MUS$ MUS$
Obligaciones con bancos e instituciones financieras a largo plazo porción corto plazo 4.515 4.417
Obligaciones con el público - porción corto plazo (bonos) 6.083 5.757
Obligaciones largo plazo con vencimiento dentro un año 1.323 1.112
Cuentas por pagar 2.161.799 911.292
Documentos por pagar 145.221 51.289
Acreedores varios 1.095 951
Documentos y Cuentas por pagar empresas relacionadas 20.933 4.913
Provisiones 22.864 16.432
Retenciones 10.986 7.599
Impuesto a la renta 35.088 125.246
Impuestos diferidos 6.043 -
Otros pasivos circulantes 765 11.832
Total Pasivos Circulantes 2.416.715 1.140.840
PASIVOS A LARGO PLAZO
Obligaciones con bancos e instituciones financieras 370.000 370.000
Obligaciones con el público (bonos) 568.346 551.935
Documentos por pagar largo plazo 3.445 3.662
Acreedores varios largo plazo 16.019 14.929
Documentos y Cuentas por pagar empresas relacionadas largo plazo 2.360 2.203
Provisiones largo plazo 273.464 243.500
Otros pasivos a largo plazo 79.407 42.753
Total Pasivos a Largo Plazo 1.313.041 1.228.982
PATRIMONIO
Capital pagado 932.700 876.701
Otras reservas (68.109) (69.167)
Utilidades Retenidas: 124.982 131.349
Utilidades acumuladas 75.350 80.550
Pérdidas acumuladas (menos) - -
Utilidad (pérdida) del ejercicio 49.632 50.799
Total Patrimonio Neto 989.573 938.883
TOTAL PASIVOS Y PATRIMONIO 4.719.329 3.308.705
eMPresa nacional del PetrÓleoBALANCE GENERAL
188
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ESTADO DE RESULTADOS
Por el ejercicio terminado al 31 de diciembre de
2007 2006
RESULTADO OPERACIONAL MUS$ MUS$
Ingresos de explotación 904.600 4.562.797
Costos de explotación (menos) (787.922) (4.380.980)
Margen de Explotación 116.678 181.817
Gastos de administración y ventas (menos) (30.163) (26.712)
Resultado Operacional 86.515 155.105
RESULTADO FUERA DE LA EXPLOTACIÓN
Ingresos financieros 107.280 64.636
Utilidad inversiones empresas relacionadas 34.295 58.837
Otros ingresos fuera de la explotación 45.571 23.220
Pérdida inversión empresas relacionadas (menos) (8.854) (79.250)
Amortización menor valor de inversiones (menos) - -
Gastos financieros(menos) (127.611) (88.826)
Otros egresos fuera de la explotación (menos) (5.535) (7.451)
Corrección monetaria - -
Diferencias de cambio (19.176) 3.624
Resultado Fuera de Explotación 25.970 (25.210)
Resultado antes de impuesto a la Renta 112.485 129.895
Impuesto a la renta (62.853) (79.096)
UTILIDAD DEL EJERCICIO 49.632 50.799
eMPresa nacional del PetrÓleoESTADO DE RESULTADO
ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES
189
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ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO
Por el ejercicio terminado al 31 de diciembre de
2007 2006
FLUJO NETO ORIGINADO POR ACTIVIDADES DE LA OPERACIÓN MUS$ MUS$
Recaudación de deudores por ventas 6.930.244 4.811.634
Ingresos Financieros percibidos 105.578 13.952
Dividendos y otros repartos percibidos 13.852 199.984
Otros ingresos percibidos 6.175 62.427
Pago a proveedores y personal (menos) (6.484.746) (4.240.452)
intereses pagados (menos) (105.432) (78.390)
Impuesto a la renta pagado (menos) (127.076) (26.820)
Otros gastos pagados (menos) (2.530) (8.978)
I.V.A. y otros similares pagados (menos) (68.409) (772.972)
Flujo Neto Originado por Actividades de la Operación 267.656 (39.615)
FLUJO NETO ORIGINADO POR ACTIVIDADES DE FINANCIAMIENTO
Obtención de préstamos 90.685 157.248
Pago de Dividendos (menos) - (56.361)
Pago de préstamos (menos) (103.874) (43.856)
Flujo Neto Originado por Actividades de Financiamiento (13.189) 57.031
FLUJO NETO ORIGINADO POR ACTIVIDADES DE INVERSION
Ventas de activo fijo - 480
Ventas de inversiones permanentes - 53.568
Recaudación de préstamos documentados a empresas relacionadas 134.547 167.930
Otros Ingresos de inversión 970 18.418
Incorporación de activos fijos (menos) (115.510) (105.216)
Inversiones Permanentes (menos) (13.169) (2.315)
Préstamos documentados a empresas relacionadas (menos) (270.684) (146.939)
Otros desembolsos de inversión (menos) (1.003) (84)
Flujo Neto Originado por Actividades de Inversión (264.849) (14.158)
FLUJO NETO TOTAL DEL PERIODO (10.382) 3.258
VARIACION NETA DEL EFECTIVO Y EFECTIVO EQUIVALENTE (10.382) 3.258
SALDO INICIAL DE EFECTIVO Y EFECTIVO EQUIVALENTE 37.320 34.062
SALDO FINAL DE EFECTIVO Y EFECTIVO EQUIVALENTE 26.938 37.320
eMPresa nacional del PetrÓleoESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO
190
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ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO
Por el ejercicio terminado al 31 de diciembre de
2007 2006
MUS$ MUS$
Utilidad del ejercicio 49.632 50.799
Resultado en venta de activos (5.544) (15.602)
(Utilidad) Pérdida en venta de activos fijos (5.544) (480)
Utilidad en venta de inversiones (menos) - (15.126)
Pérdida en venta de inversiones - 4
Cargos (Abonos) a resultado que no representan flujo de efectivo 33.733 56.615
Depreciación del ejercicio 64.099 42.201
Utilidad devengada en inversiones en empresas relacionadas (memos) (34.295) (58.837)
Pérdida devengada en inversiones en empresas relacionadas 8.854 79.250
Diferencia de cambio neto 19.176 (3.624)
Otros abonos a resultado que no representan flujo de efectivo (menos) (27.049) (2.798)
Otros cargos a resultado que no representan flujo de efectivo 2.948 423
Variación de Activos que afectan al flujo de efectivo (aumentos) disminución (1.963.272) (188.188)
Deudores por ventas (1.998.414) (588.027)
Existencias 26.199 186.072
Otros activos 8.943 213.767
Variación de pasivos que afectan al flujo de efectivo aumentos (disminución) 2.153.107 56.761
Cuentas por pagar relacionadas con el resultado de la explotación 2.204.410 (6.109)
Intereses por pagar 16.919 10.892
Impuesto a la Renta por pagar (neto) (64.223) 52.621
Otras cuentas por pagar relacionadas con el resultado fuera de explotación 27 (1.422)
I.V.A. y otros similares por pagar (neto) (4.026) 779
FLUJO NETO ORIGINADO POR ACTIVIDADES DE LA OPERACION 267.656 (39.615)
conciliaciÓn entre el flUJo neto oriGinadoPOR ACTIVIDADES DE LA OPERACIÓN Y EL RESULTADO DEL EJERCICIO
ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES
191
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NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES
Al 31 de Diciembre de 2007 y 2006
NOTA 1: INSCRIPCION EN EL REGISTRO DE
VALORES
Con fecha 4 de octubre de 2002, la Empresa fue
inscrita en el Registro de Valores de la Superinten-
dencia de Valores y Seguros, bajo el Nº 783. De
acuerdo a lo anterior, la Empresa se encuentra suje-
ta a las normas de la citada Superintendencia.
Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) fue creada
por la Ley 9.618 de fecha 19 de junio de 1950 y es
de propiedad del Estado de Chile. Su actividad
principal, de acuerdo con dicha Ley y modificacio-
nes posteriores, es la exploración, explotación o
beneficio de yacimientos que contengan hidrocar-
buros, actividad que está facultada para desarrollar
dentro y fuera del territorio nacional. Es holding de
las filiales: Enap Refinerías S.A., Enap Sipetrol S.A.
y Petro Servicio Corp. S.A., además, posee una
sucursal en la República Argentina.
Mediante escritura publica de fecha 3 de abril de
2006, la filial Enap Sipetrol S.A. fue dividida, tras-
pasando todos los activos relacionados con la
operación en Colombia (Sucursal) a una nueva
sociedad denominada Sociedad de Exploración y
Explotación Petrolera S.A. (SEEP S.A.), la cual fue
vendida en el mes de julio de 2006.
La filial Enap Refinerías S.A.(ERSA), es una socie-
dad anónima cerrada, inscrita voluntariamente en
el registro de valores de la Superintendencia de
Valores y Seguros, bajo el Nº833, con fecha 25 de
junio de 2004.
b. Bases de preparación
Los presentes estados financieros individuales,
han sido preparados de acuerdo con principios de
contabilidad generalmente aceptados en Chile
emitidos por el Colegio de Contadores de Chile
A.G., los cuales concuerdan con normas imparti-
das por la Superintendencia de Valores y Seguros,
excepto por las inversiones en filiales, las que es-
tán registradas en una sola línea del balance gene-
ral a su valor patrimonial proporcional y, por lo
tanto, no han sido consolidadas línea a línea. Este
tratamiento no modifica el resultado neto del ejer-
cicio ni el patrimonio.
Estos estados financieros han sido emitidos sólo
para efectos de hacer un análisis individual de la
Empresa y en consideración a ello, deben ser leí-
dos en conjunto con los estados financieros con-
solidados, que son requeridos por los principios de
contabilidad generalmente aceptados en Chile.
c. Bases de presentación
De acuerdo a la Resolución Exenta Nº190 del
Servicio de Impuestos Internos, de fecha 1º de
octubre de 2004 y Oficio ordinario Nº11.108 de
la Superintendencia de Valores y Seguros, de
fecha 26 de noviembre de 2004, se autorizó a la
Empresa para llevar su contabilidad en dólares de
los Estados Unidos de Norteamérica, en los tér-
minos y condiciones que exige el artículo 18, in-
ciso 30 del Código Tributario, a contar del 1º de
enero de 2005.
d. Bases de conversión
Las transacciones efectuadas durante los años, en
pesos chilenos, en unidades de fomento u otras
monedas distintas a dólares estadounidenses, se
registran al tipo de cambio del dólar observado de
la fecha de la transacción.Los activos y pasivos
vigentes al cierre del año, que se encuentran pac-
tados en pesos chilenos, en unidades de fomento
NOTA 2: CRITERIOS CONTABLES APLICADOS
a. Período contable
Los estados financieros comprenden los años ter-
minados al 31 de diciembre de 2007 y 2006.
u otras monedas distintas a dólares estadouniden-
ses se presentan al tipo de cambio observado al
cierre del ejercicio, de acuerdo a las siguientes
paridades:
e. Depósitos a plazo
Los depósitos a plazo se presentan a sus valores
de invers ión más intereses y rea justes
devengados.
f. Valores negociables
Corresponde a inversiones en cuotas de fondos
mutuos de renta fija valorizadas al valor de la cuota
al cierre del año.
g. Estimación de deudores incobrables
Los deudores por ventas se presentan netos de
una provisión de deudores incobrables. Esta provi-
sión ha sido determinada, principalmente, conside-
rando la antigüedad de las cuentas por cobrar
vencidas.
h. Existencias
Las existencias de petróleo crudo y productos ter-
minados han sido valorizadas a sus costos directos
de adquisición o producción. El valor de las exis-
tencias no excede su valor neto de realización. Para
estos efectos se han considerado los precios de
ventas de los productos terminados y los costos
de reposición del petróleo crudo.
i. Activo fijo
El act ivo f i jo se presenta a su costo de
adquisición.
2007 2006
Peso chileno por dólar 496,89 532,39
Peso argentino por dólar 3,15 3,06
Libra esterlina por dólar 0,50 0,51
Unidad de fomento por dólar 0.03 0,03
Euro por dólar 0,68 0,76
192
VOLVER AL ÍNDICE
Las inversiones en campos petrolíferos en explo-
tación y desarrollo, se presentan clasificados en
construcciones y obras de infraestructura.
Las inversiones en exploración comprenden desem-
bolsos y aportes destinados a cubrir la adquisición
de bienes de uso y el desarrollo de pozos explorato-
rios. Estos costos se mantienen como inversión en
exploración hasta que se concluya sobre la existen-
cia de hidrocarburos que permitan su recupero. Los
costos geológicos y geofísicos son cargados directo
a resultados.
Los costos e inversiones correspondientes a explo-
raciones exitosas son traspasados a campos pe-
tro l í feros y los no exitosos se cargan a
resultados.
Los materiales y repuestos que se estima se incor-
porarán al activo fijo, se presentan en el rubro otros
activos fijos al costo, netos de provisión de
obsolescencia.
j. Depreciación activo fijo
La depreciación se calcula en forma lineal sobre la
base de los años de vida útil estimada de los bie-
nes, excepto los campos petrolíferos, cuya depre-
ciación se calcula por el método unidad de produc-
ción considerando la producción del año y reservas
estimadas (probadas-desarrolladas) de petróleo
crudo y gas, de acuerdo con informes técnicos
preparados por personal de la Empresa, cuyas ci-
fras son certificadas en forma periódica por espe-
cialistas independientes. La depreciación de oleo-
ductos y gasoductos marinos se calcula por el
método de unidad de producción, considerando la
producción del año y reservas probadas -
desarrolladas.
k. Activos en leasing
Los bienes recibidos en arrendamiento con opción
de compra, cuyos contratos reúnen las caracterís-
ticas de un leasing financiero, son contabilizados
en forma similar a la adquisición de un activo fijo
reconociendo la obligación total y los intereses
sobre base devengada. La valorización y deprecia-
ción de estos activos se efectúan bajo las normas
generales que afectan al activo fijo. Estos activos
no son jurídicamente de propiedad de la Empresa,
por lo que mientras no se ejerza la opción de com-
pra no se puede disponer libremente de ellos.
l. Inversiones en empresas relacionadas
Las inversiones incorporadas a partir del 1º de
enero de 2004 se presentan valorizadas de acuer-
do a la metodología del Valor Patrimonial (VP). Las
efectuadas con anterioridad a dicha fecha se pre-
sentan valorizadas de acuerdo a la metodología del
Valor Patrimonial Proporcional (VPP).
Los resultados no realizados por transacciones con
filiales y coligadas han sido eliminados.
La valorización de las filiales y empresas relacio-
nadas extranjeras se basa en las normas y crite-
rios contables contenidos en el Boletín Técnico
Nº64 del Colegio de Contadores de Chile A.G.,
que establece que las inversiones en el extranje-
ro, en países no estables, y que no son una exten-
sión de las operaciones de la inversora, se contro-
lan en dólares estadounidenses, ajustándose los
estados financieros de la sociedad extranjera a
principios de contabilidad generalmente acepta-
dos en Chile. Los ajustes de cambio por conver-
sión se cargan o abonan a Otras reservas en el
patrimonio. Este criterio se aplicó hasta diciembre
de 2004.
Para aquellas sociedades en que ENAP posee me-
nos de un 20% de participación societaria y ejerce
influencia significativa según lo definido en el Bo-
letín Técnico Nº72 del Colegio de Contadores, di-
chas inversiones se han contabilizado a valor
patrimonial.
m. Inversión en otras sociedades
Las inversiones en otras sociedades se presentan
valorizadas al costo de adquisición.
De acuerdo al Boletín Técnico Nº72 del Colegio de
Contadores A.G., las inversiones en empresas re-
lacionadas que no reúnen las características para
ser registradas en base a su VP, por no tener la
Empresa el control o influencia significativa, se ha
considerado como costo, su ultimo VP, anterior a
la fecha en que dio origen el cambio en el método
de valorización, más o menos, el mayor o menor
valor, si corresponde.
n. Cargos financieros
Los desembolsos asociados directamente a la ob-
tención de préstamos, se difieren y amortizan en
el plazo de la obligación que les dio origen. Estos
se presentan en el rubro Otros activos circulantes
y Otros del activo a largo plazo.
ñ. Impuestos a la renta e impuestos diferidos
La Empresa provisiona los impuestos a la renta so-
bre base devengada, de conformidad a las disposi-
ciones legales vigentes. Estos comprenden el im-
puesto de primera categoría y un impuesto adicional
incorporado por el artículo Nº2 del D.L. Nº2.398.
Los impuestos diferidos originados por las diferen-
cias entre el balance financiero y el balance tribu-
tario, se registran por todas las diferencias tempo-
rarias, considerando la tasa de impuesto que estará
vigente a la fecha estimada de reverso, conforme
a lo establecido en el Boletín Técnico Nº60 del
Colegio de Contadores de Chile A.G.. Los efectos
derivados de los impuestos diferidos existentes a
la fecha de implantación del referido boletín técnico
y no reconocidos anteriormente, se reconocen en
resultados sólo a medida que las diferencias tem-
porales se reversen.
o. Documentos por pagar
Este rubro incluye, entre otros, obligaciones con pago
confirmado a proveedores de petróleo crudo y otros
productos, a través de instituciones financieras.
p. Obligaciones con el público
Las obligaciones por emisión de bonos se presen-
tan de acuerdo a los montos comprometidos a
desembolsar, incluyendo el valor de capital e inte-
reses devengados hasta la fecha de cierre de los
estados financieros. El menor valor determinado
en la colocación de los bonos es activado y amor-
tizado linealmente, en el plazo estipulado de vigen-
cia de los instrumentos de deuda y se presenta en
los rubros Otros activos circulantes y Otros activos
de largo plazo, el cargo a resultados por amortiza-
ción se presenta en el rubro Gastos financieros del
Estado de resultados.
q. Contratos de derivados
La Empresa mantiene contratos de derivados que
corresponden a operaciones de cobertura tanto de
ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES
193
VOLVER AL ÍNDICE
transacciones esperadas como de partidas
existentes.
En el caso de instrumentos de cobertura de transac-
ciones esperadas, el mismo se presenta a su valor
justo y los cambios en dicho valor son reconocidos
como resultado no realizado hasta su vencimiento,
momento en el cual se reconocen en resultados.
En el caso de instrumento de cobertura de partidas
existentes, el mismo se ha valorizado al valor justo.
El efecto de dicha valorización se reconoce en re-
sultados en caso de ser pérdida y se difiere en caso
de ser utilidad.
r. Vacaciones del personal
El costo de las vacaciones del personal se carga a
resultado en el año que se devenga.
s. Compensaciones y beneficios del personal
La provisión por compensaciones y beneficios del
personal, cubre las obligaciones devengadas por
desembolsos que deberá efectuar la empresa den-
tro de un año, de acuerdo con los convenios colec-
tivos y contratos vigentes del personal.
t. Indemnización por años de servicio
La provisión para cubrir la obligación por concepto
de indemnización por años de servicio del perso-
nal, de acuerdo con los convenios y contratos vi-
gentes, se registra a su valor corriente.
u. Ingresos de explotación
Los ingresos provenientes de la explotación del
giro se registran sobre base devengada. Estos in-
gresos se reconocen al momento del despacho
físico de los productos, conjuntamente con la
transferencia de su dominio.
v. Software computacional
La Empresa adquiere sus software en paquetes
computacionales, los cuales se activan y se amor-
tizan en un período máximo de 4 años. Los costos
de implementación se cargan a resultados en el
mismo ejercicio.
w. Costos de emisión de bonos
Los costos de emisión de títulos de deuda son acti-
vados y se presentan en los rubros Otros activos
circulantes y Otros activos de largo plazo y son amor-
tizados linealmente durante el plazo de vigencia de
los documentos. El cargo a resultados por amortiza-
ción se presenta en el rubro Gastos financieros.
x. Transacción de venta con retroarrendamiento
La empresa suscribió un contrato de venta con
pacto de retroarrendamiento financiero por las ofi-
cinas del edificio corporativo, el cual se contabiliza
manteniendo dichos activos en el activo fijo al mis-
mo valor contable registrado antes de la operación
y registrando los recursos obtenidos con abono al
pasivo obligaciones por leasing, la cual se presenta
formando parte de obligaciones largo plazo con
vencimiento dentro un año en el pasivo circulante
y acreedores varios largo plazo.
y. Estado de flujo de efectivo
La Empresa ha considerado como efectivo y efec-
tivo equivalente el disponible y todas aquellas in-
versiones de corto plazo que se efectúan como
parte de la administración habitual de los exceden-
tes de caja, de acuerdo con lo señalado por el Bo-
letín Técnico Nº 50 del Colegio de Contadores de
Chile A.G., y comprende el disponible, depósitos a
plazo y valores negociables.
Bajo flujo originados por actividades de la opera-
ción se incluyen todos aquellos flujos de efectivo
relacionados con el giro social, incluyendo además,
los intereses pagados, los ingresos financieros y,
en general, todos aquellos flujos que no están de-
finidos como de inversión o financiamiento. Cabe
destacar que el concepto operacional utilizado en
este estado es más amplio que el considerado en
el Estado de resultados.
Para efectos de presentación, bajo el rubro Flujo
Originado por Actividades de la operación, y en
particular en la partida Recaudación de Deudores
por venta, se presentan las remesas de fondos
efectuadas por ERSA, destinadas a amortizar la
cuenta corriente que mantiene con ENAP por el
financiamiento de importaciones de crudo. Con
estos fondos ENAP efectúa los pagos a los provee-
dores internacionales de crudo y productos. Situa-
ción que se ve reflejada en el Estado de flujo de
efectivo como una mayor Recaudación de Deudo-
res por venta y un mayor pago a Proveedores.
194
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NOTA 3: CAMBIOS CONTABLES
Durante el año terminado al 31 de diciembre de 2007, no se efectuaron cambios contables con respecto al ejercicio anterior.
NOTA 4: DEUDORES DE CORTO Y LARGO PLAZO
El detalle de los deudores de corto y largo plazo es el siguiente:
Los deudores varios corresponden principalmente a anticipos a proveedores y cuentas por cobrar al personal por préstamos habitacionales, médico dental y
anticipos de remuneraciones.
El detalle de deudores por ventas, es el siguiente
DEUDORES DE CORTO Y LARGO PLAZO
Circulante
Hasta 90 dias Más de 90 hasta 1 año Subtotal Total Circulante(neto) Total Largo Plazo
2007 2006 2007 2006 2007 2007 2006 2007 2006
Rubro MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$
Deudores por Ventas 37.124 41.010 306 532 37.430 37.130 41.242 - -
Est.deud.incobrables - - - - 300 - - - -
Deudores varios 15.805 13.696 815 2.972 16.620 16.620 16.668 6.431 5.727
Est.deud.incobrables - - - - - - - - -
Total deudores largo plazo 6.431 5.427
(1) Los deudores extranjeros corresponden a cuentas por cobrar, provenientes de exportaciones de productos.
NOTA 5: SALDOS Y TRANSACCIONES CON ENTIDADES RELACIONADAS
El parámetro de materialidad o significancia establecido por la Empresa para informar las transacciones con entidades relacionadas se determinó en un valor
total superior a MUS$500.
En el año 2007 la empresa no realizó transacciones significativas con A&C Pipeline Holding, Cía. de Hidrógeno Bío Bío S.A., Energía Concón S.A., Eteres y
Alcoholes S.A., Gas de Chile S.A., Oleoducto Trasandino Argentina S.A., Petrosul S.A. y Prodisa S.A..
A partir del segundo semestre del año 2006, Enap Refinerías S.A. (ERSA) importa a través de ENAP, parte del petróleo crudo y productos, necesario para su
operación. Por su parte, Enap financia a ERSA estas importaciones de crudo y productos, realizando el pago directamente a los proveedores internacionales
de hidrocarburos (presentado en cuadro de Transacciones bajo la descripción "Pagos proveedores por cuenta de ERSA").
Hasta el primer semestre de 2006, Enap Refinerías S.A. adquirió directamente de ENAP el petróleo crudo y productos importados, necesarios para su
operación.
DEUDORES POR VENTAS
2007 2006
MUS$ % MUS$ %
Nacionales:
Distribuidores 17.273 46.52% 8.673 21.03%
Consumidores 17.057 45.94% 28.233 68.46%
Extranjeros:
Deudores extranjeros (1) 2.800 7.54% 4.336 10.51%
Totales 37.130 100.00% 41.242 100.00%
ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES
195
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DOCUMENTOS Y CUENTAS POR COBRAR
Corto Plazo Largo Plazo
2007 2006 2007 2006
RUT Sociedad MUS$ MUS$ MUS$ MUS$
87.756.500-9 ENAP REFINERIAS S.A. (1) 2.659.662 1.492.353 - -
96.579.730-0 ENAP SIPETROL S.A (2) 10.973 2.913 185.976 181.964
Extranjera PETRO SERVICIO CORP. S.A (4) 21 81 - -
96.694.400-5 GAS DE CHILE S.A. (3) - - 230 225
78.889.940-8 NORGAS S.A. (4) 201 475 - -
96.856.650-4 INNERGY HOLDING S.A.(3) 5 5 14.274 11.293
99.577.350-3 EMPRESA NACIONAL DE GEOTERMIA (4) 527 55 - -
76.418.940-K GNL CHILE S.A. (3) 3.757 2.733 - -
76.788.080-4 GNL QUINTERO S.A. (3) 73.289 - - -
99.519.820-7 ENERGIA CON CON S.A (4) - 3 - -
Totales 2.748.435 1.498.618 200.480 193.482
Las sociedades, Enap Sipetrol S.A. y Petro Servicio Corp. S.A. realizan fuera del territorio nacional una o más de las actividades relacionadas a la exploración,
explotación o beneficio de yacimientos que contengan hidrocarburos.
Los saldos y principales transacciones con empresas relacionadas se presentan en los siguientes cuadros:
DOCUMENTOS Y CUENTAS POR PAGAR
Corto Plazo Largo Plazo
2007 2006 2007 2006
RUT Sociedad MUS$ MUS$ MUS$ MUS$
87756500-9 ENAP REFINERIA S.A. (4) 19.322 40 - -
96579730-0 ENAP SIPETROL S.A. (4) 498 4.689 - -
Extranjera PETRO SERVICIO CORP. S.A. (4) 164 94 - -
96668110-1 CÍA. LATINOAMERICANA PETROLERA S.A. (5) - - 2.360 2.203
96655490-8 OLEODUCTO TRASANDINO CHILE S.A. (4) - 90 -
96971330-6 GEOTERMICA DEL NORTE S.A. (6) 949 - -
Totales 20.933 4.913 2.360 2.203
(1) El saldo al 31 de diciembre de 2007 y 2006 de cuentas por cobrar de corto plazo corresponde a deuda comercial generada por ventas directas de crudo y pro-
ductos y capital de trabajo de su filial. Las condiciones de esta línea de crédito son en moneda corriente reajustable con base al dólar estadounidense, utilizando
el tipo de cambio observado publicado por el Banco Central de Chile. El costo de la línea de crédito es 5,96% anual (5,82% anual al 31 de diciembre de 2006).
(2) La cuenta por cobrar a largo plazo con Enap Sipetrol S.A., corresponde a una línea de crédito sin vencimiento y para lo cual se estableció, según política
financiera 2007, una tasa fija de 5,86% anual (5,89% anual al 31 de diciembre de 2006). Durante el año 2007 se capitalizó parcialmente la cuenta por cobrar
a Enap Sipetrol S.A. (Ver Nota 10(8))
(3) Los saldos por cobrar a corto y largo plazo corresponden en parte a futuros aportes de capital en las empresas relacionadas, los cuales no tienen plazo de
vencimiento. En el caso de GNL Quintero S.A. corresponde a traspaso de cta. cte. de los cuales una parte será capitalizada según el acuerdo de los accionistas
y el saldo será cobrado, una vez concluido el proceso de financiamiento del proyecto
(4) Los saldos por cobrar y pagar a corto plazo corresponden principalmente a operaciones comerciales, las cuales no generan interés ni reajuste.
(5) Corresponden a contratos de compraventa de divisas (dólares) efectuado entre las sociedades coligadas y ENAP.
(6) Corresponde a aportes de capital por enterar
196
VOLVER AL ÍNDICE
TRANSACCIONES
2007 2006
Sociedad RUT Naturaleza de la relación Descripción de la transacción
Monto MUS$
Efecto en resultados
(cargo)/abono
MUS$ Monto MUS$
Efecto en resultados
(cargo)/abono
MUS$
Enap Refinerías S.A. 87.756.500-9 Filial Ventas de petróleo crudo 68.758,00 15.747,00 3.192.635,00 176.084,00
Ventas de productos 515.930,00 393.319,00 853.875,00 115.527,00
Compras de productos 348.774,00 - 166.069,00 -
Intereses en cuenta corriente 76.529,00 76.529,00 48.652,00 48.652,00
Otras ventas o servicios 6.668,00 846,00 122.420,00 37.428,00
Ventas de gas natural 677,00 - 3.909,00 -
Otras compras 13.177,00 - 7.952,00 -
Pago proveed. Por cta de ersa 7.850.257,00 - 2.664.683,00 -
Enap Sipetrol S.A 96.579.730-0 Filial Servicios prestados 8.485,00 4.428,00 18.561,00 18.561,00
Financiamiento de operaciones 194.559,00 11.977,00 144.231,00 9.690,00
Pago de prestamos 134.547,00 - 167.556,00 -
Compras de petróleo crudo 32.156,00 - 162.883,00 -
Compras de gas natural - - 4.368,00 -
Dividendos distribuidos - - 64.278,00 -
Capitalización deuda 56.000,00 - - -
Servicios recibidos 3.269,00 - 3.214,00 -
Reembolsos gastos 716,00 716,00 648,00 -
Petro Servicios Corp. S.A (Argentina)
Extrajera Filial Servicios de gastos facturados 801,00 - 800,00 -
Oleoducto Trasandino (Chile) S.A.
96.655.490-8 Coligada Servicios transporte por oleod - - 515,00 -
Gnl Quintero S.A. 76.788.080-4 Coligada Prestamos otorgados 73.289,00 - - -
Gnl Chile S.A. 76.418.940-K Coligada Prestamos otorgados 1.024,00 - 2.733,00 -
NOTA 6: EXISTENCIAS
El detalle de las existencias es el siguiente:
EXISTENCIAS
2007 2006
MUS$ MUS$
Petróleo crudo en existencias (1) 63.562 27.083
Petróleo crudo en tránsito - 2.146
Productos terminados (2) 34.889 66.605
Productos terminados en tránsito - 10.771
Materiales en bodega y tránsito 1.484 1.283
Totales 99.935 107.888
(1) Las existencias de crudo se presentan netas de resultado no realizado por la compra de crudo efectuada a la filial indirecta Sipetrol Argentina S.A. que asciende al 31 de diciembre de 2007 a MUS$276 (MUS$471 en 2006), ver nota 10 (2).
(2) Las existencias de productos se presentan netas de resultado no realizado por la compra de productos efectuada a la filial Enap Refinerías S.A. que asciende al 31 de diciembre de 2007 a MUS$134 (MUS$ 0 en 2006), ver nota 10 (2).
ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES
197
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NOTA 7: IMPUESTOS DIFERIDOS E IMPUESTOS A LA RENTA
a. Impuestos diferidos
El detalle de los saldos acumulados por impuestos diferidos al 31 de diciembre de 2007 y 2006 es el siguiente:
(1) El saldo de las cuentas complementarias relacionadas con provisión de obsolescencia de materiales y de retiro de plataformas, es amortizado en función
del reverso real de la respectiva diferencia temporal que le dio origen.
(2) Para los contratos de leasing el plazo remanente es de 10,5 años.
IMPUESTOS DIFERIDOS
2007 2006
Activo Pasivo Activo Pasivo
Corto Plazo
Largo Plazo
Corto Plazo
Largo Plazo
Corto Plazo
Largo Plazo
Corto Plazo
Largo Plazo
Conceptos MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$
Diferencias Temporarias
Provisión cuentas incobrables 171 - - - 171 - - -
Ingresos Anticipados 2.483 - - - 4.359 - - -
Provisión de vacaciones 5.369 - - - 5.093 - - -
Amortización intangibles - - - - - - - -
Activos en leasing - - - - - - - -
Gastos de fabricación - - - - - - - -
Depreciación Activo Fijo - - - - - - - -
Indemnización años de servicio - - - - - - - -
Otros eventos - 199 - - - 285 - -
Utilidad no realizada venta de crudo 1.391 - - - 227 - - -
Provisión obsolescencia materiales (1) - 4.147 - - - 3.946 - -
Provisión retiro plataforma y norma (1) - 32.483 - - - 30.229 - -
Contratos leasing (2) - 785 - - - - - 48
Gastos diferidos bonos - - - 4.766 - - - 5.568
Menor valor bono - - - 2.588 - - - 2.838
Gastos financieros diferidos - - - 2.404 - - - 3.444
Provisión valuación inversiones - 8.136 - - - 6.431 - -
Gastos pagados por anticipado - - 529 - - - 560 -
Recuperacion de impuesto Timbre y Est - - 14.928 -
Total Impuestos Diferidos 9.414 45.750 15.457 9.758 9.850 40.891 560 11.898
Cuentas complementarias-neto de amortiza - 15.428 - - - 15.368 - 2
Provisión de valuación - 17.321 - 10.688
Totales 9.414 13.001 15.457 9.758 9.850 14.835 560 11.898
198
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b. Impuesto a la renta
El detalle del impuesto a la renta y los créditos correspondientes se presentan a continuación:
(1) El D.L. N° 2.398 establece un impuesto con tasa de 40% respecto de los dividendos que la empresa reciba de las filiales sociedades anónimas y coligadas directas. ENAP provisiona este impuesto sobre la base de las utilidades devengadas que se estima seran distribuidas
La porción a largo plazo por pagar se encuentra en el rubro Provisiones largo plazo (Nota 16).
El detalle del Impuesto por Recuperar del Activo Circulante al 31 de diciembre de 2007 y 2006 es el siguiente:
IMPUESTO A LA RENTA
Provisión impuesto renta
Circulante A largo plazo
2007 2006 2007 2006
Provisiones de impuestos a la renta al 31 de diciembre: MUS$ MUS$ MUS$ MUS$
17% de primera categoría 10.289 19.621 - -
Impuesto único - 3.683 - -
40% DL-2.398 sobre utilidades de Enap 20.858 46.167 - -
40% DL-2.398 sobre dividendos coligadas (1) 4.764 1.914 - -
40% DL-2.398 sobre utilidades filiales (1) - - 11.914 -
Impuestos provenientes del exterior - 184 - -
Total cargos por impuestos del año 35.911 71.569 11.914 -
Traspaso al corto plazo 40% DL-2398 sobre utilidades filiales - 80.968 - (80.968)
Saldos de provisiones de impuestos del año anterior 3.351 - 114.445 195.413
Totales 39.262 152.537 126.359 114.445
Menos:
Pagos provisionales del ejercicio (3.808) (26.844) - -
Crédito de capacitación (366) (263) - -
Anticipo de impuestos del exterior - (184) - -
Saldos netos (por recuperar) o pagar (2) (35.088) 125.246 126.359 114.445
2007 MUS$
2006 MUS$
Crédito Fondo Estabilización del Petróleo 13.778 13.853
Impuesto específico gasolinas y diesel 9.054 5.394
Recuperacion de Impuestos (Nota 19) 26.189 -
Otros impuestos por recuperar 1.234 394
Saldo Impuestos por Recuperar 50.255 19.641
ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES
199
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c. Gastos por impuesto a la renta
El detalle del cargo por impuesto a la renta se presenta es el siguiente:
El efecto en la utilidad por impuesto a la renta e impuesto diferido, considerando la tasa de impuesto de primera categoría establecido en la Ley de la Renta y
la tasa del impuesto a la renta incorporado en el artículo N°2 del D.L. N°2.398 es el siguiente:
GASTOS POR IMPUESTO A LA RENTA
Item 2007 MUS$
2006 MUS$
Gasto tributario corriente (provisión impuesto) (47.825) (71.385)
Ajuste gasto tributario (ejercicio anterior) - -
Efecto por activos o pasivos por impuesto diferido del ejercicio (8.335) (8.087)
Beneficio tributario por perdidas tributarias - -
Efecto por amortización de cuentas complementarias de activos y pasivos diferidos (60) 553
Efecto en activos o pasivos por impuesto diferido por cambios en la provisión de evaluación (6.633) 7
Otros cargos o abonos en la cuenta - (1843)
Totales (62.853) (79.096)
GASTOS POR IMPUESTO A LA RENTA
2007 2006
MUS$ MUS$
Utilidad antes de impuesto a la renta e impuestos diferidos 112.485 129.895
Impuesto a la Renta Tasa 17% (10.289) (19.621)
Impuesto diferido Tasa 17% (4.482) (2.245)
Impuesto Unico - (3.683)
Impuestos provenientes del exterior - (184)
Utilidad antes de impuesto a la renta e impuestos diferidos según artículo Nº2 del D.L. Nº2.398 97.714 104.162
Impuesto diferido (tasa 40%) (10.546) (5.282)
Impuesto a la Renta (tasa 40%) (37.536) (48.081)
Utilidad antes de amortización, mayor valor de inversiones e interés minoritario 49.632 50.799
200
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El detalle de construcciones y obras de infraestructuras es el siguiente:
CONSTRUCCIONES Y OBRAS DE INFRAESTRUCTURA
2007 2006
MUS$ MUS$
Campos petrolíferos 1.155.835 1.155.835
Plataformas petroleras 223.045 223.045
Refinerías y plantas de gasolina 79.037 76.081
Oleoductos y gasoductos 285.413 285.074
Plantas de almacenamiento e instalaciones marítimas 26.067 24.793
Instalaciones de producción 12.459 12.287
Sistemas de reinyección 115.435 115.375
Edificios, poblaciones y campamentos 30.260 30.194
Proyectos Inversión - Exploración 104.865 56.648
Total 2.032.416 1.979.332
Menos: Depreciación acumulada (1.705.050) (1.677.795)
Valores netos 327.366 301.537
NOTA 8: ACTIVOS FIJOS
El detalle del activo fijo y sus respectivas depreciaciones acumuladas es el siguiente:
ACTIVOS FIJOS
2007 2006
Saldo bruto
Depreciaciónacumulada
Saldoneto
Saldo bruto
Depreciaciónacumulada
Saldoneto
MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$
Terrenos 1.676 1.676 2.112 - 2.112
Construcciones y obras de infraestructura 2.032.416 (1.705.050) 327.366 1.979.332 (1.677.795) 301.537
Maquinarias y equipos 36.408 (20.794) 15.614 32.445 (17.566) 14.879
Otros activos fijos 64.732 (2.845) 61.887 55.248 (1.655) 53.593
Totales 2.135.232 (1.728.689) 406.543 2.069.137 (1.697.016) 372.121
ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES
201
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El detalle de otros activos fijos es el siguiente:
(1) En este rubro se presentan las oficinas corporativas adquiridas mediante un contrato de leasing con opción de compra con el Banco Santander Chile. Al 31 de diciembre de 2007 el valor neto asciende a MUS$ 16.370 (MUS$ 15.994 en 2006). Este contrato tiene vencimientos mensuales y finaliza en agosto de 2018.
(2) Los materiales en bodega para activo fijo se muestran netos de provisión de obsolescencia ascendente a MUS$7.276 en 2007 (MUS$ 6.922 en 2006).
Durante el año 2006, se reasignaron activos fijos asociados a gastos de administración a centros de costos operativos.
El cargo a resultados por concepto de depreciación del activo fijo incluido en los costos de explotación y gastos de administración es el siguiente:
NOTA 9: TRANSACCIONES DE VENTA CON RETROARRENDAMIENTO
El 28 de octubre de 2005, se suscribió un contrato de venta con pacto de retroarrendamiento financiero, por las oficinas del edificio corporativo por UF
498.165,17. Este contrato está pactado en UF, tiene un plazo de vencimiento de 154 meses y una tasa de interés de 3,6871% lineal anual.
La obligación por este contrato se incluye en el pasivo circulante en obligaciones a largo plazo con vencimiento dentro de un año por MUS$1.323 (MUS$1.112
año 2006) y en el pasivo a largo plazo en acreedores varios largo plazo por MUS$15.645 (MUS$14.799 año 2006).
OTROS ACTIVOS FIJOS
2007 2006
MUS$ MUS$
Edificio corporativo (leasing) (1) 16.370 16.370
Materiales en bodega para activo fijo (2) 41.450 34.163
Muebles, equipos oficina, herramientas y otros 6.912 4.715
Total 64.732 55.248
Menos: Depreciación acumulada (2.845) (1.655)
Valores netos 61.887 53.593
CARGO A RESULTADO POR CONCEPTO DE DEPRECIACION DEL ACTIVO FIJO
2007 2006
MUS$ MUS$
Costos de explotación 63.463 42.097
Gasto de administración 636 104
Totales 64.099 42.201
202
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NOTA 10: INVERSIONES EN EMPRESAS RELACIONADAS
El detalle de las inversiones en empresas relacionadas es el siguiente:
INVERSIONES EN EMPRESAS RELACIONADAS
Porcentaje de participación
Patrimonio sociedades
Resultado del ejercicio
Patrimonio sociedades a
valor justo
Resultado del ejercicio a valor justo
Resultado devengado VP / VPP
Resultados no realizados
Valor contable de la inversión
RUT Sociedad País de origen
Moneda de control de la inversión
Nª de acciones
2007 %
2006 %
2007 MUS$
2006 MUS$
2007 MUS$
2006 MUS$
2007 MUS$
2006 MUS$
2007 MUS$
2006 MUS$
2007 MUS$
2006 MUS$
2007 MUS$
2006 MUS$
2007 MUS$
2006 MUS$
2007 MUS$
2006 MUS$
Extrajera A&C Pipeline Holding (9) I.Cayman US$ 164.250 36,25 18,25 467 415 - - - - - - 85 76 - 85 76
99.519.810-K Compañía de Hidrógeno del Bío Bío S.A.(3) Chile US$ 50.000 5,00 5,00 10.364 10.566 2.080 3.969 10.364 10.566 2.080 3.969 104 198 518 528 - 518 528
96.668.110-1 Compañia Latinoamericana Petrolera S.A. Chile Peso 22.112 20,00 20,00 12.137 11.412 -992 -207 - - -198 -41 2.427 2.282 - 2.427 2.282
99.577.350-3 Empresa Nacional de Geotermia S.A.(3) Chile Peso 1.539.865 49,00 49,00 3.152 81 -1.535 -1.711 3.152 81 -1.535 -1.711 -752 -839 1.545 39 - 1.545 39
87.756.500-9 Enap Refinerias S.A. (1) (2) Chile US$ 137.587.857 99,96 99,96 659.463 638.555 20.823 -75.651 - - 20.682 -75.621 659.199 638.300 2.441 399 656.758 637.901
96.579.730-0 Enap Sipetrol S.A. (2) (7) (8) Chile US$ 83.376.759 99,61 99,50 268.829 203.685 8.963 46.629 - - 9.129 49.024 267.791 202.667 - - 267.791 202.667
99.519.820-7 Enercon S.A.(3) Chile US$ 155.378 17,50 17,50 27.028 17.085 1.305 30 27.028 17.085 1.305 30 228 5 4.730 2.990 - 4.730 2.990
96.913.550-7 Éteres y Alcoholes S.A. Chile US$ 2.087 20,87 20,87 12.237 10.361 1.876 1.878 - - 392 392 2.554 2.162 - 2.554 2.162
96.694.400-5 Gas de Chile S.A. Chile Peso 2.973.170 50,00 50,00 61 61 - -12 - - - -6 31 32 - 31 32
96.971.330-6 Geotérmica del Norte S.A. (10) Chile Peso 2.622.723.929 45,37 44,00 4.591 3.182 -1.704 -7 - - -772 -5 2.083 1.400 - 2.083 1.400
76.418.940-K GNL Chile S.A. (3) (4) Chile Peso 4.000.000 33,33 33,33 -3.439 -2.607 -830 -2.626 -3.439 -2.607 -830 -2.626 -277 -875 1 1 - 1 1
76.788.080-4 GNL Quintero S.A. (3) (5) Chile US$ 200 20,00 - 16.000 -1.480 16.000 -1.480 - -296 3.200 3.200
96.856.650-4 Innergy Holdings S.A. Chile Peso 13.680.788 25,00 25,00 -18.259 -6.530 -24.730 -5.455 - - -6.183 -1.364 1 1 - 1 1
Extrajera Manu Perú S.A. (3) (11) Peru US$ 1 0,00 0,00 57.478 42.091 15.790 3.470 57.478 42.091 15.790 3.470 - - - - - - -
78.889.940-8 Norgas S.A. Chile Peso 420.000 42,00 42,00 7.378 6.220 2.713 1.790 - - 1.139 752 3.099 2.612 - 3.099 2.612
Extrajera Oleoducto Trasandino (Argentina) S.A. (9) Argentina US$ 8.211.770 35,93 18,09 24.517 25.230 -713 -1.682 4.871 - - - -129 -304 5.304 4.564 - - 5.304 4.564
96.655.490-8 Oleoducto Trasandino (Chile) S.A. (9) Chile Peso 3.134.113 35,83 18,04 9.512 9.008 -563 -257 24.766 - - - -102 -46 6.122 1.625 - 6.122 1.625
Extrajera Petro Servicio Corp S.A. Argentina US$ 199.800 99,90 99,90 1.641 2.568 -143 1.143 - - -142 1.142 1.640 2.566 - 1.640 2.566
78.335.760-7 Petropower Energía Ltda Chile US$ - 7,50 7,50 93.284 76.187 30.263 16.025 - - 2.270 1.202 6.996 5.714 - 6.996 5.714
96.969.000-4 Petrosul S.A. Chile US$ 1.579 15,79 15,79 12.850 12.462 809 850 - - 128 134 2.029 1.968 - 2.029 1.968
99.548.320-3 Productora Diesel S.A.(3) Chile US$ 2.219.987 10,00 10,00 10.996 9.914 2.232 1.861 10.996 9.914 2.232 1.861 223 186 1.100 991 - 1.100 991
Extrajera Sipetrol Argentina Argentina US$ 75.146 0,50 0,50 253.875 254.393 -518 38.343 - - - - -3 192 1.269 1.272 - - 1.269 1.272
Extrajera Gasoducto del Pacifico (Argentina) S.A.(6) Argentina US$ - - - - - - - - 426 - - - - -
96.762.250-8 Gasoducto del Pacifico (Chile) S.A. (6) Chile US$ - - - - - - - - 616 - - - - -
96.889.570-2 Inversiones Electrogas S.A.(6) Chile Peso - - - - - - - - 136 - - - - -
76.532.150-6 Sociedad de Exploración y Explotación Petrolera S.A. (7)
Chile US$ - - - - - - - - 4.025 - - - - -
81.095.400-0 Sociedad Nacional de Oleoductos S.A. (6) Chile Peso - - - - - - - - 407 - - - - -
76.384.550-8 Sociedad Nacional Maritima S.A. (6) Chile Peso - - - - - - - - -149 - - - - -
Totales 971.724 871.790 2.441 399 969.283 871.391
ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES
203
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INVERSIONES EN EMPRESAS RELACIONADAS
Porcentaje de participación
Patrimonio sociedades
Resultado del ejercicio
Patrimonio sociedades a
valor justo
Resultado del ejercicio a valor justo
Resultado devengado VP / VPP
Resultados no realizados
Valor contable de la inversión
RUT Sociedad País de origen
Moneda de control de la inversión
Nª de acciones
2007 %
2006 %
2007 MUS$
2006 MUS$
2007 MUS$
2006 MUS$
2007 MUS$
2006 MUS$
2007 MUS$
2006 MUS$
2007 MUS$
2006 MUS$
2007 MUS$
2006 MUS$
2007 MUS$
2006 MUS$
2007 MUS$
2006 MUS$
Extrajera A&C Pipeline Holding (9) I.Cayman US$ 164.250 36,25 18,25 467 415 - - - - - - 85 76 - 85 76
99.519.810-K Compañía de Hidrógeno del Bío Bío S.A.(3) Chile US$ 50.000 5,00 5,00 10.364 10.566 2.080 3.969 10.364 10.566 2.080 3.969 104 198 518 528 - 518 528
96.668.110-1 Compañia Latinoamericana Petrolera S.A. Chile Peso 22.112 20,00 20,00 12.137 11.412 -992 -207 - - -198 -41 2.427 2.282 - 2.427 2.282
99.577.350-3 Empresa Nacional de Geotermia S.A.(3) Chile Peso 1.539.865 49,00 49,00 3.152 81 -1.535 -1.711 3.152 81 -1.535 -1.711 -752 -839 1.545 39 - 1.545 39
87.756.500-9 Enap Refinerias S.A. (1) (2) Chile US$ 137.587.857 99,96 99,96 659.463 638.555 20.823 -75.651 - - 20.682 -75.621 659.199 638.300 2.441 399 656.758 637.901
96.579.730-0 Enap Sipetrol S.A. (2) (7) (8) Chile US$ 83.376.759 99,61 99,50 268.829 203.685 8.963 46.629 - - 9.129 49.024 267.791 202.667 - - 267.791 202.667
99.519.820-7 Enercon S.A.(3) Chile US$ 155.378 17,50 17,50 27.028 17.085 1.305 30 27.028 17.085 1.305 30 228 5 4.730 2.990 - 4.730 2.990
96.913.550-7 Éteres y Alcoholes S.A. Chile US$ 2.087 20,87 20,87 12.237 10.361 1.876 1.878 - - 392 392 2.554 2.162 - 2.554 2.162
96.694.400-5 Gas de Chile S.A. Chile Peso 2.973.170 50,00 50,00 61 61 - -12 - - - -6 31 32 - 31 32
96.971.330-6 Geotérmica del Norte S.A. (10) Chile Peso 2.622.723.929 45,37 44,00 4.591 3.182 -1.704 -7 - - -772 -5 2.083 1.400 - 2.083 1.400
76.418.940-K GNL Chile S.A. (3) (4) Chile Peso 4.000.000 33,33 33,33 -3.439 -2.607 -830 -2.626 -3.439 -2.607 -830 -2.626 -277 -875 1 1 - 1 1
76.788.080-4 GNL Quintero S.A. (3) (5) Chile US$ 200 20,00 - 16.000 -1.480 16.000 -1.480 - -296 3.200 3.200
96.856.650-4 Innergy Holdings S.A. Chile Peso 13.680.788 25,00 25,00 -18.259 -6.530 -24.730 -5.455 - - -6.183 -1.364 1 1 - 1 1
Extrajera Manu Perú S.A. (3) (11) Peru US$ 1 0,00 0,00 57.478 42.091 15.790 3.470 57.478 42.091 15.790 3.470 - - - - - - -
78.889.940-8 Norgas S.A. Chile Peso 420.000 42,00 42,00 7.378 6.220 2.713 1.790 - - 1.139 752 3.099 2.612 - 3.099 2.612
Extrajera Oleoducto Trasandino (Argentina) S.A. (9) Argentina US$ 8.211.770 35,93 18,09 24.517 25.230 -713 -1.682 4.871 - - - -129 -304 5.304 4.564 - - 5.304 4.564
96.655.490-8 Oleoducto Trasandino (Chile) S.A. (9) Chile Peso 3.134.113 35,83 18,04 9.512 9.008 -563 -257 24.766 - - - -102 -46 6.122 1.625 - 6.122 1.625
Extrajera Petro Servicio Corp S.A. Argentina US$ 199.800 99,90 99,90 1.641 2.568 -143 1.143 - - -142 1.142 1.640 2.566 - 1.640 2.566
78.335.760-7 Petropower Energía Ltda Chile US$ - 7,50 7,50 93.284 76.187 30.263 16.025 - - 2.270 1.202 6.996 5.714 - 6.996 5.714
96.969.000-4 Petrosul S.A. Chile US$ 1.579 15,79 15,79 12.850 12.462 809 850 - - 128 134 2.029 1.968 - 2.029 1.968
99.548.320-3 Productora Diesel S.A.(3) Chile US$ 2.219.987 10,00 10,00 10.996 9.914 2.232 1.861 10.996 9.914 2.232 1.861 223 186 1.100 991 - 1.100 991
Extrajera Sipetrol Argentina Argentina US$ 75.146 0,50 0,50 253.875 254.393 -518 38.343 - - - - -3 192 1.269 1.272 - - 1.269 1.272
Extrajera Gasoducto del Pacifico (Argentina) S.A.(6) Argentina US$ - - - - - - - - 426 - - - - -
96.762.250-8 Gasoducto del Pacifico (Chile) S.A. (6) Chile US$ - - - - - - - - 616 - - - - -
96.889.570-2 Inversiones Electrogas S.A.(6) Chile Peso - - - - - - - - 136 - - - - -
76.532.150-6 Sociedad de Exploración y Explotación Petrolera S.A. (7)
Chile US$ - - - - - - - - 4.025 - - - - -
81.095.400-0 Sociedad Nacional de Oleoductos S.A. (6) Chile Peso - - - - - - - - 407 - - - - -
76.384.550-8 Sociedad Nacional Maritima S.A. (6) Chile Peso - - - - - - - - -149 - - - - -
Totales 971.724 871.790 2.441 399 969.283 871.391
204
VOLVER AL ÍNDICE
(1) El resultado no realizado corresponde a ventas
de petróleo crudo y productos de ENAP a la filial
Enap Refinerías S.A.
(2) En el resultado devengado de las filiales se in-
cluye lo siguiente :
-Resultado no realizado por ventas de petróleo
crudo de la filial Enap Sipetrol S.A. a ENAP que
asciende a MUS$276 al 31 de diciembre de 2007
(MUS$ 471 en 2006) y
-Resultado no realizado por ventas de productos
terminados de la filial ERSA a ENAP, resultado no
realizado que asciende a MUS$134 (MUS$0 en
2006).
Ambos resultados no realizados se presentan en
el rubro existencias (ver nota 6).
(3) Los activos y pasivos de las Sociedades Manu
Perú Holding S.A., Energía Concón S.A., Produc-
tora de Diesel S.A., Cía. de Hidrógeno del Bío Bío,
Empresa Nacional de Geotermia, GNL Chile S.A.
y GNL Quintero S.A. fueron valorizadas a sus va-
lores justos, de acuerdo a la metodología estable-
cida en el Boletín Técnico Nº72, emitida por el
Colegio de Contadores de Chile A.G. y Circular
Nº1.697 y Nº1.699 emitida por la Superintenden-
cia de Valores y Seguros. Dicha valorización no
presentó diferencias significativas con sus respec-
tivos valores libros.
(4)Con fecha 16 de noviembre de 2005 se constitu-
yó la sociedad Gestora del Proyecto GNL S.A.,
aportando ENAP el 23,27% (2.327.076 pesos). Con
fecha 10/03/06 se protocolizó el cambio de nombre
de la sociedad por el de "GNL Chile S.A.". El 15 de
junio de 2006 ENAP compró 639.529 acciones de
Colbún S.A. y 366.726 acciones de AES Gener S.A.,
aumentando su participación a un 33,3333%. En
Junta Extraordinaria de Accionistas, de fecha 02 de
agosto de 2006, GNL Chile S.A. aumentó su patri-
monio en 2.000.000 de acciones, equivalentes a
2.000.000 de pesos; Empresa Nacional del Petróleo
suscribe y paga en abril de 2007, 666.667 acciones,
manteniendo su participación de 33,33333%.
(5)Con fecha 09 de marzo de 2007 se constituyó
la sociedad GNL Quintero S.A., en la cual ENAP
suscribe y paga, 200 acciones que representan un
20% del capital de dicha sociedad.
(6)Durante el mes de mayo de 2006 la empresa
reclasificó desde Inversiones en empresas relacio-
nadas a Inversiones en otras sociedades, de acuer-
do a lo señalado en el Boletín Técnico Nº72 del
Colegio de Contadores, las siguientes inversiones:
Gasoducto del Pacífico (Chile) S.A., Gasoducto del
Pacífico (Argentina)S.A., Gasoducto Cayman Ltd.,
Sociedad Nacional de Oleoducto S.A., Sociedad
Nacional Marítima S.A., Inversiones Electrogas
S.A. y Electrogas S.A., debido a que no tiene in-
fluencia significativa.
(7)El 03 de abril de 2006 se dividió la sociedad
Enap Sipetrol S.A., producto de lo cual se creó la
sociedad "Sociedad de Exploración y Explotación
Petrolera S.A." (SEEP S.A.), manteniéndose, al
igual que en Enap Sipetrol S.A., los mismos ac-
cionistas y sus correspondientes participaciones,
ENAP con un 99,5% y Enap Refinerías S.A. con
un 0,5%.
Con fecha 06 de julio de 2006 SEEP S.A. se vendió
a la empresa canadiense Pacific Stratus Energy en
MMUS$ 61,8, generando una utilidad neta a ENAP
de MMUS$15,1.
(8)Con fecha 27 de abril de 2007, la Junta Ordi-
naria de Accionistas de Enap Sipetrol S.A., acor-
dó repartir como dividendo un 100% de las utili-
dades líquidas del ejercicio finalizado al 31 de
diciembre de 2006. Mediante ORD. Nº1272 del
28 de diciembre de 2007, el Ministerio de Hacien-
da suspendió temporalmente la política de tras-
pasos del 100% de los dividendos anuales de las
filiales a ENAP, para el ejercicio financiero 2006
y 2007; la cual fue ratificada en Junta Extraordi-
naria Nº19 de Enap Sipetrol S.A. de fecha 28 de
diciembre de 2007.
Con fecha 16 de agosto de 2007, en la décimo
octava junta extraordinaria de accionistas de Enap
Sipetrol S.A., previa autorización concedida por el
Ministerio de Hacienda, que consta en oficio Ord.
Nº745 de 14 de agosto del 2007; se aprobó el au-
mento del capital de la sociedad en la suma de
MUS$56.000, mediante la emisión de 19.060.977
nuevas acciones, todas las cuales fueron suscritas
y pagadas por Empresa Nacional del Petróleo me-
diante la capitalización de créditos en cuenta co-
rriente de esta filial.
Enap Refinerías S.A. no concurrió a esta suscrip-
ción de acciones, disminuyendo su participación
a 0,39% y aumentando la participación de ENAP
a 99,61%.
(9) Con fecha 10 de diciembre de 2007 Empresa
Nacional del Petróleo compró acciones de Oleo-
ducto Trasandino (Chile) S.A., Oleoducto Trasandi-
no (Argentina) S.A. y A&C Pipeline Holding, au-
mentando su participación a 35,83%, 35,93% y
36,25%, respectivamente.
Estas compras fueron valorizadas a valor justo, de
acuerdo a la metodología establecida en el Boletín
Técnico Nº72, emitida por el Colegio de Contado-
res de Chile A.G. y Circular Nº1.697 y Nº1.699
emitida por la Superintendencia de Valores y
Seguros.
(10) En Sexta Junta Extraordinaria de Accionistas
de Geotérmica del Norte S.A., se aumentó el capi-
tal de dicha sociedad, suscribiendo ENAP
671.555.929 acciones de la Serie A u ordinarias,
representativas del aumento del capital acordado
en la presente junta, en un precio total de
731.728.333 pesos.
(11) En Junta General de Accionistas de Manu Perú
Holding S.A. e Inversiones y Proyectos Humboldt
S.A., celebradas el 15 de noviembre de 2007; se
acordó aprobar el Proyecto de Fusión presentado
por el directorio y, en consecuencia, aprobar la
fusión por absorción entre ambas sociedades, por
lo cual, Inversiones y Proyectos Humboldt S.A. se
disolverá sin liquidarse, extinguiéndose totalmente
su personalidad jurídica, al momento de formalizar
la fusión y cumplidas todas las disposiciones de la
Ley General de Sociedades y demás disposiciones
legales que rigen en Perú. La fusión se realizó en
un solo acto y como un todo o universalidad, es
decir, que la totalidad de los activos y pasivos de la
sociedad quedaron incorporados a Manu Perú Hol-
ding S.A. La fecha de entrada en vigencia de la
fusión es a contar del 1 de diciembre de 2007.
ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES
205
VOLVER AL ÍNDICE
Durante el mes de mayo de 2006 la empresa reclasificó desde Inversiones en empresas relacionadas a Inversiones en otras sociedades, de acuerdo a lo señalado
en el Boletín Técnico Nº72 del Colegio de Contadores de Chile A.G., las siguientes inversiones: Gasoducto del Pacífico (Chile) S.A., Gasoducto del Pacífico (Ar-
gentina) S.A., Gasoducto Cayman Ltd., Sociedad Nacional de Oleoducto S.A., Sociedad Nacional Marítima S.A., Inversiones Electrogas S.A. y Electrogas S.A.
INFORMACION SOBRE INVERSIONES EN EL EXTERIOR:
Para las inversiones en el exterior que mantiene la Empresa al 31 de diciembre de 2007 y 2006, no existen dividendos acordados por las utilidades potencial-
mente remesables al 31 de diciembre de 2007 y 2006.
Durante los años 2007 y 2006 la Empresa no ha contraído pasivos como cobertura de estas inversiones en el exterior.
NOTA 11: INVERSIONES EN OTRAS SOCIEDADES
INVERSIONES EN OTRAS SOCIEDADES
Nª de Porcentaje
de participación
Valor contable
2007 2006
RUT Sociedad Acciones % MUS$ MUS$
96.806.130-5 Electrogas S.A. 30 0,01 2 2
Extranjera Gasoducto Cayman Ltd. 9.100 18,20 5 5
Extranjera Gasoducto Del Pacifico (Argentina) S.A. 15.900.586 18,20 14.051 14.051
96.762.250-8 Gasoducto Del Pacifico (Chile) S.A. 38.592.313 18,20 20.217 20.217
96.889.570-2 Inversiones Electrogas S.A. 150 15,00 5.130 5.130
81.095.400-0 Sociedad Nacional De Oleoductos S.A. 10.061.279 10,06 12.705 12.705
76.384.550-8 Sociedad Nacional Maritima S.A. 12.965.340 12,97 1.668 1.668
Totales 53.778 53.778
NOTA 12: OTROS (ACTIVOS)
El detalle de los otros activos de largo plazo se presenta en el cuadro adjunto:
OTROS ACTIVOS DE LARGO PLAZO
2007 2006
MUS$ MUS$
Gastos asociados a la obtención de préstamos 2.397 4.220
Gastos en emisión de bonos y descuento en colocación (Nota 21) 10.366 12.338
Pérdida diferida contratos swap tasa de interés (Nota 23) 17.342 344
Derechos cross currency swap leasing (Nota 23) 3.741 1.902
Derechos cross currency swap bonos (Nota 23) 58.324 40.508
Otros 350 502
Totales 92.520 59.812
206
VOLVER AL ÍNDICE
El detalle de obligaciones con bancos e instituciones financieras de corto plazo y a largo plazo con vencimiento en el corto plazo se incluye en el siguiente
cuadro:
NOTA 13: OBLIGACIONES CON BANCOS E INSTITUCIONES FINANCIERAS DE CORTO PLAZO
OBLIGACIONES CON BANCO E INSTITUCIONES FINANCIERAS LARGO PLAZO-PORCION CORTO PLAZO
Tipo de monedas e indices de reajustable
Dólares Totales
2007 2006 2007 2006
RUT Banco o Institución Financiera MUS$ MUS$ MUS$ MUS$
Extranjero JP MORGAN CHASE BANK (1) 4.132 4.025 4.132 4.025
Extranjero CALYON N.Y BRANCH (2) 383 392 383 392
Totales 4.515 4.417 4.515 4.417
Monto capital adeudado 0 0
Tasa int prom anual 5.42% 5.59%
Porcentaje obligaciones moneda extranjera (%) 100,00%
Porcentaje obligaciones moneda nacional (%) 0,00%
(1) JP Morgan Chase Bank:
El 15 de junio de 2006, se realizó el cierre de una
operación de refinanciamiento por un monto de
220 millones de dólares de los Estados Unidos de
América del crédito Sindicado existente y que se
hizo efectivo a partir del 5 de septiembre de 2006
("Effective Date"), por parte de ENAP.
Mediante esta operación, ENAP ha suscrito con
quince bancos internacionales un contrato bajo
la ley de Nueva York denominado "Second Amen-
ded and Restated Term Loan Agreement", que
modifica el contrato de crédito de fecha 31 de
agosto de 2004, que con dicha fecha modificaba
un contrato de crédito anterior, de fecha 29 de
Agosto de 2003. La actual modificación se refie-
re a: (i) la consolidación en un solo crédito de los
vencimientos del año 2007 al 2009 del principal,
de los dos tramos existentes en el crédito vigen-
te (Tramo 1 y Tramo 2), y (ii) la modificación del
plazo de vencimiento de las cuotas de principal
para llevarlo a un solo pago ( "bullet" ) a 7 años
plazo, es decir con vencimiento en septiembre
de 2013.
La tasa de interés aplicable a esta nueva operación
fue de LIBOR+0,20% para los cuatro primeros
años, LIBOR+0,225 para el quinto y sexto año y
LIBOR+0,25% para el séptimo año.
El cambio en el plazo de crédito, que originalmente
tenía amortizaciones en los años 2006 a 2009,
significó liberar fondos para el financiamiento de
las inversiones de ENAP para los próximos años.
El spread sobre la tasa de interés permanece prác-
ticamente inalterado respecto al crédito original
( L I B O R + 0 , 2 0 % e n t re 2 0 0 6 y 2 0 0 8 y
LIBOR+0,225% en 2009). Dado que se trata de
un refinanciamiento de pasivos, esta transacción
no tuvo impacto en el nivel de pasivos de ENAP.
(2) CALYON New York Branch
En diciembre de 2006, la Empresa obtuvo un
c r é d i t o s i n d i c a d o p o r u n m o n t o d e
US$150.000.000, otorgado por un grupo de ban-
cos, actuando como agente el Banco Calyon New
York Branch.
Mediante esta operación, ENAP ha suscrito un
contrato de crédito sindicado bajo la ley de Nueva
York (denominado "Term Loan Agreement"), con
un grupo de 12 bancos internacionales. El présta-
mo tiene un plazo de 7 años, y se pagará en 6
amortizaciones iguales, cancelando la primera
cuota el 14 de junio 2011.
La tasa de interés anual aplicable a esta operación
es de LIBOR + 0,175% para los primeros tres
años, LIBOR + 0,20% para el cuarto y quinto año
y LIBOR + 0,225% para el sexto y séptimo año
ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES
207
VOLVER AL ÍNDICE
El detalle y vencimientos de las obligaciones con bancos e instituciones financieras a largo plazo es el siguiente:
NOTA 14: OBLIGACIONES CON BANCOS E INSTITUCIONES FINANCIERAS LARGO PLAZO
OBLIGACIONES CON BANCOS E INSTITUCIONES FINANCIERAS LARGO PLAZO
Años de vencimiento 2007 2006
RUT Banco o Institución Financiera
Moneda Indice de reajuste
Más de 1 hasta 2
Más de 2 hasta 3
Más de 3 hasta 5
Más de 5 hasta 10
Total largo plazo
Tasa de interés anual promedio Total
largo plazo MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ %
Extranjero JP MORGAN CHASE BANK (1) Dólares - - - 220.000 220.000 5,63% 220.000
Extranjero CALYON N.Y. BRANCH (2) Dólares - - 100.000 50.000 150.000 5,34% 150.000
Totales - - 100.000 270.000 370.000 370.000
Porcentaje obligaciones moneda extranjera (%) 100.00
Porcentaje obligaciones moneda nacional (%) 0.00%
NOTA 15: OBLIGACIONES CON EL PÚBLICO CORTO Y LARGO PLAZO (BONOS)
El detalle y vencimientos de las obligaciones con el público se presentan a continuación:
OBLIGACIONES CON EL PÚBLICO CORTO Y LARGO PLAZO (BONOS)
Nº de inscripción o identificación del instrumento Serie
Monto nominalcolocadovigente
Unidad dereajuste
del bono
Tasa de interés
% Plazo final
Periodicidad Valor par
Pago de intereses
Pago de amortizaciones
2007 MUS$
2006 MUS$
Colocación en Chile o en el extranjero
Bonos largo plazo - porción corto plazo
Nº 303 A-1 1.000.000 UF 4.25% 01/10/2012 Semestral Al venc. 429 362 Nacional
Nº 303 A-2 2.250.000 UF 4.25% 01/10/2012 Semestral Al venc. 965 815 Nacional
TIPO 144-A Única 290.000.000 US$ 6.75% 15/11/2012 Semestral Al venc. 2.528 2.447 Extranjera
TIPO 144-A Única 150.000.000 US$ 4.875% 15/03/2014 Semestral Al venc. 2.161 2.133 Extranjera Total - porción corto plazo 6.083 5.757
Bonos largo plazo
Nº 303 A-1 1.000.000 UF 4.25% 01/10/2012 Semestral Al venc. 39.491 34.442 Nacional
Nº 303 A-2 2.250.000 UF 4.25% 01/10/2012 Semestral Al venc. 88.855 77.493 Nacional
TIPO 144-A Única 290.000.000 US$ 6.75% 15/11/2012 Semestral Al venc. 290.000 290.000 Extranjera
TIPO 144-A Única 150.000.000 US$ 4.875% 15/03/2014 Semestral Al venc. 150.000 150.000 Extranjera Total largo plazo 568.346 551.935
a) Bonos ENAP I-2002 Serie A Subseries A-1 y A-2:
Con fecha 4 de octubre de 2002, la Empresa inscri-
bió en el Registro de Valores de la Superintendencia
de Valores y Seguros bajo el Nº303, la emisión de
bonos reajustables en unidad de fomento (U.F.), en
el mercado local, la cual se efectuó con fecha 22 de
octubre de 2002. Esta colocación se efectuó en dos
subseries A-1 y A-2, cuyas características son las
siguientes:
La colocación de bonos en el mercado local fue por
UF 3.250.000. El plazo de vencimiento es de 10
años, los pagos de intereses son semestrales, la
tasa de interés es de un 4,25% anual y la amortiza-
ción del capital es al final del plazo.
b) Bonos Internacionales:
Con fecha 5 de noviembre de 2002, la Empresa efec-
túo la emisión y colocación de bonos del tipo 144 A
en el mercado estadounidense, a una tasa de interés
de 6,75% anual, por un monto de US$290 millones.
Con fecha 16 de marzo de 2004, la Empresa efectúo
la emisión y colocación de bonos del tipo 144 A en
el mercado estadounidense, a una tasa de interés de
4,875% anual, por un monto de US$150 millones.
El plazo de vencimiento de ambas colocaciones es
de 10 años. Los pagos de intereses son semestra-
les y la amortización del capital corresponde a una
sola cuota al término del período.
c) Descuento y costos en colocación de bonos:
Los descuentos en las colocaciones de bonos, han
sido diferidos en los mismos períodos de las co-
rrespondientes emisiones. El saldo se presenta en
Otros activos circulantes corto y largo plazo, inclui-
dos los gastos de la emisión.
208
VOLVER AL ÍNDICE
NOTA 16: PROVISIONES Y CASTIGOS
El detalle de las provisiones es el siguiente:
(1) Provisión para cubrir los gastos estimados en los cuales deberá incurrir la Empresa en el retiro de plataformas del Estrecho de Magallanes, normalización
de pozos en tierra y remediación medio ambiental.
Castigos - Durante los ejercicios terminados al 31 de diciembre de 2007 y 2006 no se han efectuados castigos.
NOTA 17: INDEMNIZACIONES AL PERSONAL POR AÑOS DE SERVICIO
El movimiento de la provisión que cubre el beneficio de indemnización al personal por años de servicio es el siguiente:
PROVISIONES Y CASTIGOS
2007 MUS$
2006 MUS$
Corto plazo:
Vacaciones 9.418 8.933
Compensaciones y beneficios al personal 5.125 4.170
Provisión inversión patrimonio negativo 5.713 2.504
Concesiones Marítimas 168 168
Provisión carena barcaza y remolcadores 455 317
Otros 1.985 340
Totales 22.864 16.432
Largo plazo:
Impuesto a la Renta (Nota 7) 126.359 114.445
Indemnización años de servicio (Nota 17) 75.255 63.687
Provisión retiro de plataformas, normalización de pozos y yacimientos y remediación medio ambiental (1) 56.988 53.034
Provisión valuación inversiones 14.274 11.282
Otras provisiones largo plazo 588 1.052
Totales 273.464 243.500
INDEMNZACIONES AL PERSONAL POR AÑOS DE SERVICIOS
2007 MUS$
2006 MUS$
Saldo inicial al 1° de enero 63.687 68.573
Incremento de provisión 7.390 7.270
Pagos del período (737) (9.822)
Diferencia de cambio 4.915 (2.334)
Totales 75.255 63.687
ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES
209
VOLVER AL ÍNDICE
NOTA 18: PATRIMONIO
a. Cambios en el patrimonio:
El movimiento del patrimonio registrado entre el 1º de enero y el 31 de diciembre de 2007 y 2006, es el siguiente:
PATRIMONIO
Capital pagado
MUS$
Otras reservas
MUS$
Resultados Acumulados
MUS$
Resultado del Ejercicio
MUS$
TOTAL
MUS$
Saldos al 1 de enero de 2006 791.471 (68.432) (1.646) 197.844 919.237
Distribución resultado año 2005 - - 197.844 (197.844) -
Traspasos utilidades al Fisco - - (56.361) - (56.361)
Capitalización reservas y/o utilidades 85.230 - (85.230) - -
Cambios patrimoniales netos - (719) - - (719)
Traspaso retasación técnica Activo Fijo coligada - (16) 16 - -
Ingresos por aplicación Decreto Hacienda Nº 390 - - 25.927 - 25.927
Resultado del ejercicio - - - 50.799 50.799
Saldo al 31 de diciembre de 2006 876.701 (69.167) 80.550 50.799 938.883
Saldos al 1 enero de 2007 876.701 (69.167) 80.550 50.799 938.883
Distribución resultado ejerc. anterior - - 50.799 (50.799) -
Dividendo definitivo ejerc. anterior - - - - -
Aumento del capital con emisión de acciones de pago - - - - -
Capitalización reservas y/o utilidades 55.999 - (55.999) - -
Déficit acumulado período de desarrollo - - - - -
Cambios patrimoniales netos - 1.058 - - 1.058
Traspaso retasación técnica Activo Fijo coligada - - - - -
Ingresos por aplicación Decreto Hacienda Nº 390 - - - - -
Revalorización capital propio - - - - -
Resultado del ejercicio - - - 49.632 49.632
Dividendos provisorios - - - -
Saldo al 31 de diciembre de 2007 932.700 (68.109) 75.350 49.632 989.573
210
VOLVER AL ÍNDICE
-Al 31 de marzo de 2006, se registró en utilidades
acumuladas, ingresos por MUS$25.927 provenien-
tes de la cobertura contratada, (opción tipo call
spread con J.P.Morgan) para estabilizar el precio
del diesel, netos de costos incurridos por ENAP
durante el período enero a marzo de 2006, con
motivo de la estabilización de precios del diesel,
gasolina y kerosene.
- El Fisco de Chile, a través del Ministerio de Hacien-
da ordenó mediante el Decreto Nº370 del 28 de
marzo de 2006, posteriormente, reemplazado por
el Decreto Nº667 del 13 de junio de 2006, el traspa-
so a rentas generales de la Nación, de parte de las
utilidades del año 2005 por MUS$56.361 (equiva-
lentes a M$30.123.000), ingresadas a la Tesorería
General de la República durante los meses de Marzo
a Mayo en cuotas de M$10.041.000 cada una.
- Mediante Ord. Nº883 de 30 de diciembre de
2005, el Ministerio de Hacienda autorizó la capita-
lización de MU$17.185 de las utilidades del ejerci-
cio 2005. Esta capitalización se registró en el pe-
ríodo 2006.
-Mediante Ord.Nº243 de 28 de marzo de 2006, el
Ministerio de Hacienda autorizó la capitalización de
MUS$68.045 de las utilidades del ejercicio 2005.
- Por Decreto Nº545 de 20 de abril de 2007, el Mi-
nisterio de Hacienda fijó el programa de traspaso
a rentas generales de la Nación de parte de las
utilidades del año 2005 y 2006 por MUS$40.035
(equivalentes a M$21.619.278) y MUS$5.321
(equivalentes a M$2.873.340), respectivamente.
Posteriormente, el decreto Nº686 del 18 de diciem-
bre del 2007, del Ministerio de Hacienda, dejó sin
efecto lo dispuesto en el decreto anterior.
- El 14 de mayo de 2007, el Ministerio de Hacienda
mediante Ord.Nº430 autorizó la capitalización de
MUS$50.799 correspondiente a las utilidades fi-
nancieras del ejercicio 2006.
- Por Ord. Nº1.272 del 28 de diciembre de 2007,
el Ministerio de Hacienda suspendió transitoria-
mente por el período 2007, la política de traspaso
de utilidades de ENAP al Fisco. Al mismo tiempo,
dejó sin efecto, transitoriamente para dicho año,
el traspaso de utilidades a todo evento, para com-
pletar el 14% de rentabilidad sobre el patrimonio
con utilidades retenidas de períodos anteriores.
En relación con los traspasos al Fisco programados
para diciembre 2007 de MUS$45.356, el Ministe-
rio de Hacienda aceptó, a fin de evitar un mayor
endeudamiento de la empresa, compensar dichos
recursos con el saldo acumulado al 30 de junio de
2007 del Fondo de estabilización de precios de los
combustibles a favor de ENAP, el cual alcanza a
MUS$38.044,2, para lo cual se dictará el decreto
respectivo a principios de año 2008, de acuerdo a
las normas legales vigentes al respecto. Asimismo,
autorizó la capitalización de utilidades por
MUS$5.200 para el financiamiento del Gasoducto
Pecket Esperanza, lo que había sido acogido pre-
viamente mediante Ord. Nº915 de 3 de octubre de
2007, en atención a su rentabilidad social. La dife-
rencia, esto es MUS$2.111,8, se mantendrá como
saldo a favor del Fisco.
El detalle del movimiento en otras reservas es el
siguiente:
MOVIMIENTOS OTRAS RESERVAS
2007 2006
MUS$ MUS$
Ajuste acumulado por diferencia de conversión de filiales en el extranjero (76.029) (76.029)
Cambios patrimoniales netos 3.795 2.737
Otras reservas 4.125 4.125
Totales (68.109) (69.167)
Ajuste acumulado por diferencia de conversión de filiales en el extranjero
En este rubro se incluye la reserva por el ajuste de conversión proveniente de las filiales extranjeras originadas por las variaciones en la inversión en el exterior
y por la valuación de los respectivos pasivos contraídos para adquirir esta inversión, hasta diciembre de 2004.
AJUSTE ACUMULADO POR DIFERENCIA DE CONVERSION DE FILIALES
Saldos al 01.01.2007
Variación neta del ejercicio Saldos al
Inversión Pasivo 2007 2006
MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$
Enap Sipetrol S.A. (72.666) - - (72.666) (72.666)
Otras sociedades relacionadas (3.363) - - (3.363) (3.363)
Totales (76.029) - - (76.029) (76.029)
ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES
211
VOLVER AL ÍNDICE
Cambios patrimoniales netos
A partir de enero de 2005 las variaciones patrimoniales de las empresas coligadas que llevan la contabilidad en moneda nacional, se registran en la línea cam-
bios patrimoniales netos. El movimiento del ejercicio es el siguiente:
CAMBIOS PATRIMONIALES NETOS
Saldos al
01.01.2007
MUS$
Variación neta del ejercicio Saldos al
Inversión Pasivo 2007 2006
MUS$ MUS$ MUS$ MUS$
Cía. Latinoamericana Petrolera S.A. 231 343 - 574 231
Electrogas S.A. 1 - - 1 1
Empresa Nacional de Geotermia S.A. 40 230 - 270 40
Enap Refinerías S.A. 630 83 - 713 630
Enap Sipetrol S.A. (198) 188 (10) (198)
Enercon S.A. 93 - 93 93
Gas de Chile S.A. 3 - - 3 3
Geotérmica del Norte S.A. 109 (47) - 62 109
GNL Chile S.A. - (114) - (114) -
Innergy Holding S.A. 183 (26) - 157 183
Inversiones Electrogas S.A. 231 - - 231 231
Norgas S.A. 162 269 - 431 162
Oleoducto Trasandino (Chile) S.A. 74 132 - 206 74
Petrosul S.A. 232 - - 232 232
Sociedad Nacional de Oleoductos S.A. 893 - - 893 893
Sociedad Nacional Marítima S.A. 53 - - 53 53
Totales 2.737 1.058 - 3.795 2.737
b. Otras reservas
El saldo de Otras reservas es el siguiente:
OTRAS RESERVAS
Saldos al 01.01.2007
Variación neta del ejercicio Saldos al
Inversión Pasivo 2007 2006
MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$
Retasación técnica Activo Fijo de coligada SONACOL S.A. 4.125 - - 4.125 4.125
Totales 4.125 - - 4.125 4.125
212
VOLVER AL ÍNDICE
El detalle de los otros ingresos y egresos fuera de la explotación es el siguiente:
NOTA 19: OTROS INGRESOS Y EGRESOS FUERA DE LA EXPLOTACIÓN
OTROS INGRESOS Y EGRESOS FUERA DE LA EXPLOTACIÓN
2007 2006
MUS$ MUS$
a. Otros ingresos:
Utilidad en venta de activo fijo 5.544 480
Utilidad en venta de servicios 2.109 1.884
Dividendos percibidos de Otras Sociedades 10.700 3.403
Impuestos por Recuperar 26.189 -
Utilidad en venta de inversiones - 15.126
Otros ingresos 1.029 2.327 Totales 45.571 23.220
b. Otros egresos :
Provisión valuación inversiones (2.981) (1.208)
Bajas de activo fijo (47) (194)
Pérdida en venta de inversiones - (4)
Seguro opción por commodity - (4.590)
Gastos por desvinculación (126) -
Otros egresos (2.381) (1.455)Totales (5.535) (7.451)
NOTA 20: DIFERENCIAS DE CAMBIO
El detalle de las diferencias de cambio abonada (debitada) a resultados se presenta en el siguiente cuadro:
En la columna moneda se señala pesos chilenos, ya que desde enero de 2005 ENAP lleva contabilidad en dólares, de acuerdo a Nota 2 c).
DIFERENCIAS DE CAMBIO
2007 2006
Rubro Moneda MUS$ MUS$
Activos (cargos) / abonos
Disponible Pesos Chilenos 1.249 84
Deudores por venta y varios Pesos Chilenos 1.962 (1.143)
Documentos y cuentas por cobrar empresas relacionadas corto plazo Pesos Chilenos 71 50
Otros activos circulantes Pesos Chilenos 4.002 (13.413)
Deudores largo plazo Pesos Chilenos 75 (75)
Otros activos largo plazo Pesos Chilenos 478 (125)
Documentos y cuentas por cobrar empresas relacionadas largo plazo Pesos Chilenos 1.729 (1.121 ) Total (Cargos) Abonos 9.566 (13.501)
Pasivos (cargos ) /abonos
Cuentas por pagar corto plazo Pesos Chilenos (664) 5.720
Documentos y cuentas por pagar empresas relacionadas corto plazo Pesos Chilenos (45) 30
Otros pasivos circulantes Pesos Chilenos (3.209) 5.420
Provisiones corto plazo Pesos Chilenos (1.241) 1.110
Documentos y cuentas por pagar empresas relacionadas largo plazo Pesos Chilenos (157) 83
Provisiones largo plazo Pesos Chilenos (4.931) 2.562
Otros pasivos largo plazo Pesos Chilenos (18.495) 2.200 Total (Cargos) Abonos (28.742) 17.125
(Pérdida) Utilidad por diferencia de cambio (19.176) 3.624
ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES
213
VOLVER AL ÍNDICE
NOTA 21: GASTOS DE EMISIÓN Y COLOCACIÓN DE TÍTULOS ACCIONARIOS Y DE TÍTULOS DE DEUDA
NOTA 22: ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO
El detalle de los gastos por emisión de bonos presentados en Otros activos circulantes y Otros de otros activos, es el siguiente:
El detalle del efectivo y efectivo equivalente es el siguiente:
Transacciones de financiamiento y/o inversión que no generaron flujos de efectivo
Durante el año 2007 se capitalizó parcialmente la cuenta por cobrar a Enap Sipetrol S.A. (Ver Nota 10 (8) ).
EFECTIVO Y EFECTIVO EQUIVALENTE
2007 2006
MUS$ MUS$
Disponible 3.538 10.462
Depósitos a plazo 6.281 9.943
Valores negociables 17.119 16.915
Saldo final de efectivo y efectivo equivalente 26.938 37.320
GASTOS Y MAYOR TASA DE DESCUENTO EN EMISIÓN DE BONOS
Corto Plazo Largo Plazo
2007 2006 2007 2006
MUS$ MUS$ MUS$ MUS$
Desembolso por emisión de colocación bonos - local 254 222 957 1.059
Mayor tasa de descuento por colocación bonos - local 658 574 2.471 2.730
Desembolso por emisión de colocación bonos - internacional 1.340 1.340 5.808 7.147
Mayor tasa de descuento por colocación bonos - internacional 273 273 1.130 1.402
Totales 2.525 2.409 10.366 12.338
Desde octubre de 2002 ENAP mantiene un Cross Currency Swap UF/USD con vencimiento a 10 años por un monto equivalente a US$66,5 millones como ins-
trumento de cobertura mitigante al riesgo UF/USD. Este instrumento cubre un 91% de la deuda en UF asumida con la emisión de bonos en el mercado local.
En el mes de mayo de 2004 ENAP completó la cobertura de riesgo UF/USD para el Bono en UF del mercado local, contratando un Cross Currency Swap UF/
USD con vencimiento el año 2012 por un monto equivalente a US$ 7,7 millones.
En el mes de julio de 2005 ENAP suscribió un cross currency swap para cubrirse del riesgo de fluctuaciones de la paridad UF - dólar y dejar los flujos del leasing
hipotecario del inmueble de la casa matriz en dólares.
Al 31 de diciembre de 2007, la utilidad neta resultante de la valorización de mercado de estos instrumentos financieros, se difiere de acuerdo a lo descrito en
Nota 2 q.
Con el fin de mitigar los riesgos provenientes de las fluctuaciones en la tasa de interés de los préstamos bancarios, ENAP suscribió en los años 2003, 2004,
2005 y 2006 contratos de swap de tasa de interés y opción zero cost collar.
Con el objetivo de cubrir los riesgos provenientes de las fluctuaciones en la tasa de interés Libor de 3 meses en las cuentas por pagar de corto plazo, ENAP
suscribió durante el año 2005 contratos de swap de tasa de interés.
El detalle de los contratos de derivados se presenta en el cuadro siguiente:
NOTA 23: CONTRATOS DE DERIVADOS
214
VOLVER AL ÍNDICE
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706
-
(706
)
ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES
215
VOLVER AL ÍNDICE
a. Juicios:
Actualmente la Empresa mantiene 17 juicios labo-
rales por un monto aproximado de MUS$5.004
(11 de estos juicios por cuantía indeterminada),
este monto incluye MUS$336 correspondiente a
juicios por término injustificado de contrato labo-
ral, en el cual se demanda a ENAP por su respon-
sabilidad subsidiaria. No se ha constituido provi-
sión para tal efecto, dado que la Administración y
Fiscalía de ENAP estiman que es improbable que
se genere algún egreso significativo para la
Empresa.
La empresa ha sido demandada en 1 juicio por
acción de reparación de medio ambiente y regula-
rización de servidumbres, en forma conjunta con
acciones de indemnización de perjuicios, por un
monto aproximado de MUS$25.358. En dicha
causa se encuentra pendiente vista y fallo de re-
curso de casación en la forma y apelación inter-
puestos por la demandante ante la Corte de Ape-
laciones de Santiago, luego de que en primera
instancia se rechazaran las acciones deducidas por
la demandante, lo que sumado a la imprevisibilidad
del resultado de cualquier litigio, impide a la Em-
presa hacer un pronóstico preciso de su viabilidad.
Sin embargo, la Administración y Fiscalía de ENAP
estiman que es improbable que se genere algún
egreso significativo para la Empresa, toda vez que
parte de los montos demandados asume la even-
tual compensación de perjuicios en forma retroac-
tiva y por un período de 50 años, período que ex-
cede los plazos de prescripción aplicables. Por la
misma razón, no se ha constituido provisión conta-
ble para dichos efectos.
NOTA 24: CONTINGENCIAS Y RESTRICCIONES
La empresa ha sido demandada adicionalmente en
2 juicios civiles por supuesto incumplimiento de
contrato (uno en demanda directa y el segundo en
demanda reconvencional), por un monto aproxima-
do de MUS$3.363. En dichos juicios se dictó sen-
tencia definitiva de primera instancia que rechaza
en todo las acciones deducidas. Pendiente vista y
fallo de apelación deducida por demandante, en un
caso y por ambas partes, en el segundo. No se ha
constituido provisión para tal efecto, dado que la
Administración y Fiscalía de ENAP estiman que es
improbable que se genere algún egreso significa-
tivo para la Empresa.
La empresa ha sido demandada en 2 juicios, uno
precario de cuantía indeterminada y el otro de pres-
cripción de acción hipotecaria y demás obligacio-
nes, por una cuantía ascendente a MUS$13. No se
ha constituido provisión para tal efecto, dado que
la Administración y Fiscalía de ENAP estiman que
es improbable que se genere algún egreso signifi-
cativo para la Empresa.
La Empresa ha sido demandada ante el Tribunal de
Defensa de la Libre Competencia por la empresa
Micom S.A., por supuestas prácticas discriminato-
rias y por atentados contra la libre competencia. No
se ha constituido provisión para tal efecto, dado
que la Administración y Fiscalía de ENAP estiman
que es improbable que se genere algún egreso
significativo para la Empresa.
ENAP es parte en un litigio en el que demanda el
cumplimiento forzado del contrato, relacionado con
la venta de algunos activos de su filial Petro Servicio
Corp. S.A. a Missano Inc. Al 31 de diciembre de
2007 el saldo por cobrar asciende a MUS$1.000.
Por este concepto no se ha constituido provisión,
dado que la Administración y Fiscalía de ENAP es-
timan que su pérdida es poco probable, por cuanto
con fecha 22 de enero de 2008, se ve y alega causa
en recurso de casación interpuesto por ENAP ante
la I. Corte Suprema, a fin de que se ordene el pago
de intereses. Fallo queda en acuerdo.
Se mantiene juicio relativo a constitución y ejercicio
de servidumbres del oleoducto Concón - Maipú,
cuya operación corresponde a la Sociedad Nacional
de Oleoductos. ENAP, ya sea actuando como de-
mandante o demandada, no se verá afectada des-
de el punto de vista económico, toda vez que, de
acuerdo a los convenios suscritos con la sociedad
mencionada, le corresponde a ella efectuar los
eventuales pagos.
Como consecuencia del incidente de derrame de
petróleo en la Bahía de San Vicente, ocurrido el 25
de mayo de 2007, en el terminal B de la Refinería
Bío Bío, perteneciente a Enap Refinerías S.A., se
han notificado a ENAP, en los meses de diciembre
2007 y enero 2008, vía exhorto, dos demandas
(roles 4-2007; 17-2007) por indemnización de per-
juicios por responsabilidad extracontractual. Estas
demandas se ventilan ante ministros de la I. Corte
de Apelaciones de Concepción, las cuales se en-
cuentran pendientes de acumulación de autos y
posterior contestación de la demanda, en la cual
ENAP alegará falta de legitimación pasiva fundada
en que el ducto e instalaciones implicadas en el
derrame son de propiedad de Enap Refinerías S.A.
216
VOLVER AL ÍNDICE
B. GARANTIAS DIRECTAS
DeudorActivos
comprometidos
Saldos Pendientes de Pago a la fecha 31 de diciembre Liberación de garantías
Acreedor de la garantía Nombre Relación DescripciónTipo de Garantía Tipo
Valor contable 2007 2006 2008 Activos
2009 y siguientes Activos
Dirección Regional de Vialidad, Región de Magallanes y Antártica Chilena.
Empresa Nacional del Petróleo
Matriz Garantiza la Correcta ejecución de las obras "Proyecto Paralelismo", en Punta Arenas, con vencimiento en noviembre de 2008 por UF 4.202.
Boleta de Garantía Bancaria
MUS$166
Dirección Regional de Vialidad, Región de Magallanes y Antártica Chilena.
Empresa Nacional del Petróleo
Matriz Garantiza la Correcta aplicación de señalización en las obras "Proyecto Paralelismo", en Punta Arenas, con vencimiento en noviembre de 2008 por UF 1.142.
Boleta de Garantía Bancaria
MUS$45
Dirección Regional de Vialidad, Región de Magallanes y Antártica Chilena.
Empresa Nacional del Petróleo
Matriz Garantiza Daños a terceros en las obras "Contrucción Acceso Ruta CH 255" en Punta Arenas, vencimiento en noviembre de 2008 por UF 2.000.
Boleta de Garantía Bancaria
MUS$79
Dirección Regional de Vialidad, Región de Magallanes y Antártica Chilena.
Empresa Nacional del Petróleo
Matriz Garantiza la Correcta aplicación de la señalización de las obras "Contrucción Acceso Ruta CH 255" en Punta Arenas, vencimiento en noviembre de 2008 por UF 50.
Boleta de Garantía Bancaria
MUS$2
Dirección General de Aeronáutica Civil
Empresa Nacional del Petróleo
Matriz Garantiza concesión en "Aeropuerto Mataveri" en Isla de Pascua", con vencimiento el 31 de diciembre de 2008 por UF1.452.
Boleta de Garantía Bancaria
MUS$57
J.P. Morgan Chase Bank Enap Sipetrol Argentina S.A.
Filial Sipetrol Argentina S.A., firmó junto a un grupo de bancos internaciona-les un préstamo sindicado por MMU$125 a cinco años plazo, a una tasa de Libo + 0,75% al año. Para dar soporte a la transacción, ENAP otorgó una garantía contingente que consiste en cubrir una eventual diferencia que se produzca entre el valor de las exportaciones canalizadas por Sipetrol Argentina para cubrir su obligación con los bancos y la obligación misma.
Solidaria MUS$ 21.044
MUS$ 43.595
(*)
ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES
217
VOLVER AL ÍNDICE
C. GARANTÍAS INDIRECTAS
Deudor Activos comprometidos
Saldos pendientes de pago a la
fecha de diciembre Liberación de garantías
Acreedor de
la garantía Nombre Relación DescripciónTipo de Garantía Tipo
Valor contable 2007 2006 2008 Activos
2009 y siguientes Activos
Methanex Enap Sipetrol Argentina S.A.
Filial Garantiza cumplimiento de las obligaciones de Sipetrol en Contrato Venta de Gas entre Sipetrol/YPF- Methanex (equivalentes al 30% del contrato). La obligación remanente asciende a 2.357.250.000 SCM(9300 Kcal/m3), a un precio base de 0,75 US$/MMBtu (escala con el precio del metanol) y con una vigencia máxima de hasta el 08.08.2016.
Solidaria (*)
Petropower Energía Ltda.
Enap Refinerías S.A.
Filial Garantiza las obligaciones de Enap Refinerías S.A. en el Contrato de Procesamiento suscrito con Petropower, con vigencia hasta el año 2018. La obligación garantizada consiste en el pago de servicios de procesamiento por un valor anual de aproximadamente MUS$18.000
Solidaria (*)
Petropower Energía Ltda.
Enap Refinerías S.A.
Filial Garantiza las obligaciones de Enap Refinerías S.A. en los diversos contratos suscritos en el marco del proyecto Petropower ( (i) Contrato de Contribuciones de Capital en la sociedad (15% de participación), (ii) Contrato de Usufructo del terreno para el proyecto y (iii) Contrato de indemnización en caso de acciones u omisiones dolosas y negligente de Enap Refinerías S.A.). La obligación de efectuar aporte de capital ya esta cumplida, las demás obligaciones no son avaluables en dinero en forma anticipada. La vigencia de las garantías es hasta el año 2018.
Solidaria (*)
YPF y Panamerican
Innergy Holdings S.A.
Coligada Garantiza (en un 25%) cumplimiento de las obligaciones de Innergy en Contrato Compra de Gas con YPF- Bridas - Pluspetrol. La obligación contractual total nace el año 2004 y rige hasta el año 2019. El 25% a que podría ascender la garantía equivale a MUS$6.000 al 2004, reajustándose anualmente hasta MUS$12.750 el 2019; que está sujeta al envío efectivo del gas por parte de los acreedores de la garantía.
Solidaria (*)
Gasoducto del Pacífico S.A.
Innergy Holdings S.A.
Coligada Garantiza (en un 25%) cumplimiento de las obligaciones de Innergy en Contrato de Transporte de Gas con Gasoducto del Pacífico. La obligación contractual rige desde el año 1999 y hasta el 2019. El 25% a que podría ascender la garantía equivale a aproximadamente MUS$8.000 el año 2002, reajustándose anualmente hasta MUS$15.000 el año 2019.
Solidaria (*)
Banco KfW Eteres y Alcoholes S.A. (Etalsa)
Coligada Prenda de las acciones de Etalsa S.A de propiedad de ENAP, en garantía del pago del crédito obtenido para el financiamiento del proyecto, cuya vigencia es hasta el año 2012.
Prenda comercial de acciones
2.087 acciones de Etalsa
MUS$2.554 (*) 2.087 acciones de Etalsa
Eteres y Alcoholes S.A. (Etalsa)
Enap Refinerías S.A.
Filial Garantiza las obligaciones de Enap Refinerías S.A. estipuladas en el Contrato de Servicios de Procesamiento (PSA), cuyo vigencia es hasta 2017.
Solidaria (*)
218
VOLVER AL ÍNDICE
GARANTIAS INDIRECTAS
Deudor Activos comprometidos
Saldos pendientes de pago a la
fecha de diciembre Liberación de garantías
Acreedor de la garantía Nombre Relación Descripción
Tipo de Garantía Tipo
Valor contable 2007 2006 2008 Activos
2009 y siguientes Activos
Banco KfW Petrosul S.A. Coligada Prenda de las acciones de Petrosul S.A de propiedad de ENAP, en garantía del pago del crédito obtenido para el financiamiento del proyecto, cuya vigencia es hasta el año 2012.
Prenda comercial de acciones
1.579 acciones de Petrosul S.A.
MUS$2.029 (*) 1.579 acciones de Petrosul S.A.
Petrosul S.A. Enap Refinerías S.A.
Filial Garantiza las obligaciones de Enap Refinerías S.A. estipuladas en el Contrato de Servicios de Procesamien-to (PSA), cuyo vigencia es hasta 2018.
Solidaria (*)
Banco BNP Paribas
Productora de Diesel S.A.
Coligada Prenda de las acciones de Productora de Diesel S.A. De propiedad de ENAP, en garantía del pago del crédito obtenido para el financiamiento del proyecto, cuya vigencia es hasta el año 2016.
Prenda comercial de acciones
2.219.987 acciones de Productora de Diesel S.A.
MUS$1.100 (*) 2.219.987 acciones de
Productora de Diesel S.A.
Productora de Diesel S.A. (PRODISA)
Enap Refinerías S.A.
Filial Garantiza las obligaciones de Enap Refinerías S.A. estipuladas en el Contrato de Procesamiento (PSA), cuya vigencia es hasta 2020.
Solidaria (*)
Compañía de Hidrógeno del Bio Bio S.A.
Enap Refinerías S.A.
Filial Garantiza las obligaciones de Enap Refinerías S.A. estipuladas en el Contrato de Procesamiento (PSA), cuya vigencia es hasta el año 2015.
Solidaria (*)
Société Généralé
Compañía de Hidrogeno del Bío Bío S.A.
Coligada Prenda de las acciones de Compañía de Hidrogeno del Bío Bío S.A. de propiedad de ENAP Refinerías S.A., en garantía del pago del crédito obtenido para el financiamiento del proyecto, cuya vigencia es hasta el año 2015
Prenda comercial de acciones
50.000 acciones de Compañía de Hidrogeno del Bío Bío S.A.
MUS$518 (*) 50.000 acciones de Compañía de
Hidrogeno del Bío Bío S.A.
Energía Concón S.A.
Enap Refinerías S.A.
Filial Garantiza las obligaciones de Enap Refinerías S.A. estipuladas en el Contrato de Procesamiento (PSA). La obligación nace una vez que se produzca la aceptación de la planta (estimada Octubre de 2008) y se extingue el año 2020.
Solidaria (*)
Banco BNP Paribas
Energía Concón S.A. (ENERCON)
Coligada Prenda de las acciones de Energía Concón S.A. de propiedad de ENAP, en garantía del pago del crédito obtenido para el financiamiento del proyecto, cuya vigencia es hasta el año 2020.
Prenda comercial de acciones
155.377 acciones de Energía Concón S.A.
MUS$4.730 (*) 155.377 acciones de Energía
Concón S.A.
Chicago Bridge & Iron Company
GNL Quintero S.A.
Coligada Garantiza las obligaciones de pago contraidas por GNL Quintero S.A. a prorrata de la participación accionaria de la ENAP en dicha sociedad, bajo los contratos de ingeniería, suministro de equipos y materiales y construcción ("Engineering Contract", "Procurement Contract" y "Construction Contract") firmados el 30 de abril 2007 para la construcción del proyecto GNL, hasta por un monto mensual máximo ascendente a US$ 26,15 millones.
Solidaria (*)
(*) La liberación de estas garantías está asociada al cumplimiento de los contratos que le dan origen.
ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES
219
VOLVER AL ÍNDICE
d. Compromisos Comerciales:
La Empresa mantiene los siguientes compromisos
comerciales en relación al desarrollo de sus
operaciones:
(1) PETROPOWER
La Empresa, a través de su filial Enap Refinerías
S.A., firmó en 1994 un contrato con Petropower
donde se compromete a pagar una tarifa de proce-
samiento anual de aproximadamente US$17,4
millones, a cambio del derecho de operar su planta
de coquización e hidrotratamiento, además de pa-
gar una tarifa anual de aproximadamente US$9,9
millones por el abastecimiento de ciertos produc-
tos energéticos. Este acuerdo está sujeto a esca-
lamiento anual hasta el vencimiento del contrato
en el año 2018.
Otras condiciones de los acuerdos obligan a que, en
caso de una reducción en los ingresos anuales de-
finida en el contrato de procesamiento y demás
acuerdos del negocio y después que el Operador de
la planta ha aportado con el 10% de dicho déficit, a
que ENAP y su filial Enap Refinerías S.A., contribu-
yan con el 50% del saldo y Foster Wheeler con el
otro 50% del saldo de dicha reducción, que de ocu-
rrir no debería exceder los US$1,4 millones al año.
Adicionalmente, Enap Refinerías S.A. adquirió la
obligación de comprar y programar la venta de los
activos de Petropower Energía Ltda. por no menos
de US$43 millones en la fecha de término progra-
mada del respectivo contrato (año 2018) o en cual-
quier otra fecha que sea acordada mutuamente
entre las partes.
ENAP garantiza las obligaciones de Enap Refinerías
S . A . ba jo e l C ont ra to de Ser v ic ios de
Procesamiento.
(2) PLANTA DE HIDROGENO EN REFINERÍA BÍO BÍO
ENAP y su filial Enap Refinerías S.A., en conjunto
con otros accionistas, han invertido US$32 millo-
nes, en la construcción de una planta de Hidrógeno
en la Refinería de Bío Bío en Talcahuano, la cual
entró en operación en enero de 2005. Todo el hidró-
geno producido por la planta es utilizado por Enap
Refinerías S.A. en sus instalaciones. De esta mane-
ra, existe un Contrato de Servicios de Procesamien-
to entre la Compañía de Hidrógeno del Bío Bío S.A.
y Enap Refinerías S.A. por un período de 15 años de
operación extensible hasta por un año adicional en
los casos que en el propio contrato se especifican,
bajo lo cual la Sociedad paga una tarifa neta anual
de operación de la planta por un monto de US$4,7
millones. Después de este período, Enap Refinerías
S.A. adquirirá la planta a su valor residual.
A la fecha de entrega de la planta, la filial Enap
Refinerías S.A., registró esta transacción en forma
similar a la compra de un activo fijo (leasing). ENAP
garantiza las obligaciones de Enap Refinerías S.A.
bajo el Contrato de Servicios de Procesamiento.
(3) INNERGY HOLDINGS S.A.
ENAP se ha comprometido a aportar del orden de
los US$38,25 millones como participación en el
capital de la coligada Innergy Holding S.A., de los
cuales ya se encuentran enterados al 31 de diciem-
bre de 2007 US$36,85 millones.
Innergy Holding S.A. y sus filiales presentan una
situación patrimonial, resultado operacional y del
ejercicio, negativos. Al respecto los accionistas se
encuentran estudiando nuevas alternativas de ne-
gocios que permitan asegurar la continuidad ope-
racional de la compañía.
(4) ETALSA
La Empresa, a través de su filial Enap Refinerías
S.A., ha suscrito un contrato con Eteres y Alcoho-
les S.A. por el pago de una tarifa anual de opera-
ción de la planta de di-iso-propil éter, por montos
de entre US$ 4,7 millones y US$ 5,7 millones. Este
contrato vence el 2017. Al vencimiento del contra-
to, la filial podrá ejercer la opción de compra de la
planta por un valor aproximado de US$ 2,6 millo-
nes. A la fecha de entrega de la planta (septiembre
de 2002), la filial Enap Refinerías S.A., registró esta
transacción en forma similar a la compra de un
activo fijo (leasing). ENAP garantiza las obligacio-
nes de Enap Refinerías S.A. bajo el Contrato de
Servicio de Procesamiento.
(5) PETROSUL
ENAP y su filial Enap Refinerías S.A., en conjunto
con otros accionistas, han invertido US$27,0 mi-
llones, en la construcción de dos plantas de azu-
fre. Estas plantas entraron en operación el último
trimestre del año 2003. Ambas Refinerías debe-
rán pagar una tarifa de operación anual entre
US$3,9 millones y US$4,6 millones. Este contra-
to de operación vence el año 2018 y a su venci-
miento la filial está obligada a comprar las plantas
por el valor nominal del contrato. A la fecha de
entrega de las plantas, la filial registró esta tran-
sacción en forma similar a la compra de un activo
fijo (leasing). ENAP garantiza las obligaciones de
Enap Refinerías S.A. bajo el Contrato de Servicios
de Procesamiento.
(6) PRODISA
ENAP y su filial Enap Refinerías S.A., en conjunto
con otros accionistas, han invertido US$110 millo-
nes, en la construcción de una planta de Hidrocrac-
king Suave de Gas Oil (MHC - Mild Hydrocracking)
en la Refinería de Bío Bío en Talcahuano, la cual
entró en operación en enero de 2005.
La planta es operada y mantenida por Enap Refi-
nerías S.A., Refinerías Bío Bío. Existe un Contrato
de Servicios de Procesamiento entre Prodisa y
Enap Refinerías por un período de 15 años de
operación. Después de este período, Enap Refi-
nerías S.A. adquirirá la planta a su valor residual,
bajo lo cual la Sociedad paga una tarifa neta anual
de operación de la planta por un monto de
US$13,3 millones. A la fecha de entrega de la
planta, la filial Enap Refinerías S.A., registró esta
transacción en forma similar a la compra de un
activo fijo (leasing). ENAP garantiza las obligacio-
nes de Enap Refinerías S.A., bajo el Contrato de
Servicios y Procesamiento.
(7) ENERGIA CONCON S.A.
La filial Enap Refinerías S.A. y Enap han suscrito
los contratos con el grupo formado por las empre-
sas Foster Wheeler Iberia S.A. de España, Man
Ferrostaal A.G. de Alemania y Técnicas Reunidas
S.A. de España, para el financiamiento, construc-
ción y operación de una planta de coquización re-
tardada en la Refinería ubicada en Concón, proyec-
to que representa una inversión total aproximada
de US$430 millones. La sociedad propietaria del
señalado proyecto es una sociedad anónima cons-
tituida bajo las leyes de Chile bajo la razón social
de Energía Concón S.A.- ENERCON.
220
VOLVER AL ÍNDICE
La planta así desarrollada será operada y mante-
nida por Enap Refinerías S.A., Refinería Aconca-
gua. Existe un contrato de servicios de procesa-
miento, celebrado entre Enap Refinerías S.A. y
Energía Concón S.A. por un plazo de 20 años de
operación. Después de este período, Enap Refi-
nerías S.A. adquirirá la planta a su valor residual.
Enap garantizó las obligaciones de Enap Refinerías
S . A . b a jo e l cont r a to de S e r v i c i os de
Procesamiento.
Esta planta esta siendo construida por el consorcio
formado por una Unión Temporal de Empresas
(UTE) conformado por Foster Wheeler Iberia, Ini-
tec Plantas Industriales y Man Ferrostaal y la em-
presa chilena Construcción e Ingeniería FIM Chile
Ltda., la cual iniciará sus operaciones durante el
primer semestre del año 2008.
El financiamiento del proyecto corresponde a
aportes de capital de los socios y a un crédito
sindicado por los bancos BNP Paribas, Citigroup
y Calyon. Enap Refinerías S.A. en conjunto con su
Sociedad Matriz ENAP, participan con un 49% en
el capital de la empresa siendo el 51% restante
propiedad de Técnicas Reunidas S.A., Man Fe-
rrostaal A.G. y Foster Wheeler Iberia S.A., en
partes iguales.
(8) GNL QUINTERO S.A.
ENAP garantiza en forma solidaria las obligacio-
nes de pago contraídas por GNL Quintero S.A. a
prorrata de la participación accionaria de la ENAP
en dicha sociedad (20%), bajo los contratos de
ingeniería ( "Engineering Contract" ), suministro de
equipos y materiales ( "Procurement Contract" ) y
construcción ( "Construction Contract" ) firmados
con CB&I UK Limited, con Southern Tropic Mate-
rial Supply Company Limited y con CBI Montajes
de Chile Limitada, respectivamente, con fecha 30
de abril de 2007 para la construcción del proyecto
GNL. La garantía asciende a un monto mensual
máximo de US$ 26,15 millones.
(9) GNL CHILE S.A.
Con fecha 31 de mayo de 2007, la filial Enap Refi-
nerías S.A. suscribió un contrato de compraventa
de gas natural con la sociedad GNL Chile S.A. que
le permitirá garantizar la seguridad de suministro
necesario para la operación de su Refinería Acon-
cagua en la comuna de Concón.
Dicho contrato es un contrato bajo la modalidad
"delivery or pay" por un período de 21 años y por
una cantidad contractual anual máxima de gas na-
tural equivalente a un tercio de 1.7 millones de to-
neladas por año de GNL, lo que significa para Enap
Refinerías S.A. un suministro de 2.2 millones de
metros cúbicos de gas natural por día. Se estima
que el inicio del suministro de gas natural tenga
lugar durante el segundo trimestre de 2009. ENAP
garantiza las obligaciones contraídas por su filial
Enap Refinerías S.A. bajo el contrato de compra-
venta de gas natural.
La referida compraventa es parte de un conjunto
de contratos comerciales del Proyecto GNL,
cuyo cierre definitivo tuvo lugar el 31 de mayo de
2007. Dicho proyecto tiene por objeto la compra
de gas natural licuado (GNL) proveniente del
exterior, su almacenamiento y regasificación en
la Planta de Regasificación que se ubicará en las
comunas de Quintero y Puchuncaví de la V Re-
gión del país y suministro de gas natural a la zona
central del país.
e. Restricciones:
En el mes de noviembre de 2007 fueron levantadas
las restricciones estipuladas como covenants en
los préstamos sindicados.
Al 31 de diciembre de 2007, la Empresa no man-
tiene restricciones y cumplimientos de covenants
con sus bancos acreedores y bonos con el
público.
Al 31 de diciembre de 2007, ENAP ha recibido boletas en garantías de proveedores o contratista para garantizar el cumplimiento de los contratos de prestación
de servicios y construcciones, por un importe total de MUS$10.893.
Metrogas S.A., emitió dos boletas en garantías en favor de ENAP por un importe de MUS$ 6.237, para garantizar el cumplimiento de las obligaciones finan-
cieras adquiridas por Metrogas S.A., como accionista de la sociedad GNL Quintero S.A.
NOTA 25: CAUCIONES OBTENIDAS DE TERCEROS
ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES
221
VOLVER AL ÍNDICE
NOTA 26: MONEDA NACIONAL Y EXTRANJERA
Los activos y pasivos en moneda extranjera y aquellos cuya reajustabilidad se encuentra expresada en dólares estadounidenses al 31 de diciembre de 2007 y
2006, se presentan en los siguientes cuadros adjuntos.
ACTIVOS
Monto
2007 2006
Rubro Moneda MUS$ MUS$
Activos circulantes
Disponible Dólares 371 546
$ No reajustables 3.167 9.916
Depósito a plazo Dólares 6.281 9.943
Valores negociables $ Reajustables 17.119 16.915
Deudores por venta Dólares 1.795 4.427
$ No reajustables 35.335 36.815
Deudores varios Dólares 6.013 4.924
$ No reajustables 9.332 11.744
$ Reajustables 1.247 0
UF 28 0
Doctos y ctas por cobrar emp. Relacionadas Dólares 2.748.435 1.498.494
$ No reajustables 0 124
Existencia Dólares 99.935 107.888
Impuestos por recuperar Dólares 21 0
$ No reajustables 50.234 19.641
Gastos pagados por anticipado Dólares 929 982
Impuestos diferidos Dólares 0 9.290
Otros activos circulantes Dólares 5.893 16.133
$ No reajustables 0 1.402
UF 916 573
Activo fijo
Activo fijo neto Dólares 406.543 372.121
Otros activos
Inversiones en empresas relacionadas Dólares 969.283 871.391
Inversiones en otras sociedades Dólares 53.778 53.778
Doctos y ctas por cobrar empresas relacionadas Dólares 200.480 193.482
Impuestos diferidos Dólares 3.243 2.937
Deudores largo plazo Dólares 1.000 0
$ Reajustables 5.431 5.427
Otros Dólares 89.085 56.023
UF 3.435 2.719
$ No reajustables 0 1.070
Total activos Dólares 4.593.085 3.202.359
$ No reajustables 98.068 80.712
$ Reajustables 23.797 22.342
UF 4.379 3.292
222
VOLVER AL ÍNDICE
PASIVO CIRCULANTES
Hasta 90 días 90 días a 1 año
2007 2006 2007 2006
Rubro Moneda Monto MUS$
Tasa Interés
Promedio Anual
% Monto MUS$
Tasa Interés
Promedio Anual
% Monto MUS$
Tasa Interés
Promedio Anual
% Monto MUS$
Tasa Interés
Promedio Anual
%
Obligaciones con bancos e instituciones financieras l/p
Dólares 4.132 5,42% - 383 5,56% 4.417 5,59%
Obligaciones con el publico corto plazo Dólares 2.161 4,87% 4.580 5,81% 2.525 6,75% -
UF - 1.177 4,25% 1.397 4,20% -
Obligaciones largo plazo con vencimiento dentro de un año
UF 326 3,70% 278 3,68% 997 3,70% 834 3,68%
Cuentas por pagar Dólares 2.031.372 5,83% 796.498 125.319 6,00% 111.517
$ No reajustables 5.108 2.677 - 600
Acreedores varios $ No reajustables 1.020 935 - -
Documentos y cuentas por pagar empresas relacionadas
Dólares 20.933 5,96% 4.913 - -
Provisiones Dólares 2.441 402 5.881 2.927
$ No reajustables 11.370 2.918 3.172 10.185
Retenciones Dólares - 784 - -
$ No reajustables 10.986 6.815 - -
Impuesto renta Dólares - - 35.088 125.246
Otros pasivos circulantes Dólares - 11.832 - -
Documentos por pagar Dólares 145.221 5,16% 51.289 5,55% - -
Acreedores varios Dólares 765 16 75 -
IMPUESTOS DIFERIDOS Dólares - - 6.043 -
TOTAL PASIVOS CIRCULANTES Dólares 2.207.025 870.314 175.314 244.107
UF 326 1.455 2.394 834
$ No reajustables 28.484 13.345 3.172 10.785
ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES
223
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PASIVOS LARGO PLAZO PERÍODO ACTUAL 31/12/2007
1 a 3 años 3 a 5 años 5 a 10 años más de 10 años
Monto Tasa Interés
Promedio Anual Monto Tasa Interés
Promedio Anual Monto Tasa Interés
Promedio Anual Monto Tasa Interés
Promedio Anual
Rubro Moneda MUS$ % MUS$ % MUS$ % MUS$ %
Obligaciones con bancos e instituciones financieras
Dólares - 100.000 5,48% 270.000 5,48% -
Obligaciones con el publico Dólares - 290.000 6.75% 150.000 4,875% -
largo plazo UF - 128.346 4.25% - -
Documentos por pagar largo plazo Dólares 649 Libor 180 + 1,5% 433 Libor 180 + 1,5% 1.082 Libor 180 + 1,5% 1.281 Libor 180 + 1,5%
Acreedores varios largo plazo UF 4.444 3,7% 3.269 3,7% 7.977 3,7% -
Documentos y ctas por pagar empresas relacionadas l/p
Dólares - - 2.360 - -
Provisiones largo plazo Dólares 126.359 - - 71.851
$ Reajustable - 2.009 25.733 47.512
Otros pasivos largo plazo Dólares 79.549 - - -
Acreedores varios largo plazo $ No reajustables 329 - - -
Total pasivos a largo plazo Dólares 206.415 390.433 423.442 73.132
UF 4.444 131.615 7.977 -
$ Reajustable - 2.009 25.733 47.512
$ No reajustable 329 - - -
PASIVOS LARGO PLAZO PERÍODO ANTERIOR 31/12/2006
1 a 3 años 3 a 5 años 5 a 10 años más de 10 años
Monto Tasa Interés
Promedio Anual Monto Tasa Interés
Promedio Anual Monto Tasa Interés
Promedio Anual Monto Tasa Interés
Promedio Anual
Rubro Moneda MUS$ % MUS$ % % MUS$ %
Obligaciones con bancos e instituciones
financieras
Dólares - 50.000 5,54% 320.000 5,58% -
Obligaciones con el publico Dólares - - 440.000 5,81% -
largo plazo UF - - 111.935 4,25% -
Documentos por pagar largo plazo Dólares 649 Libor 180 + 1,5% 432 Libor 180 + 1,5% 1.082 Libor 180 + 1,5% 1.499 Libor 180 + 1,5%
Doctos y cuentas por pagar empresa
relacionada l/p
Dólares 2.203 - - -
Provisiones largo plazo Dólares 590 60 167.628 17.867
$ Reajustables - 1.934 23.968 37.785
Otros pasivos largo plazo Dólares 42.895 - - -
Acreedores varios largo plazo UF 135 - - -
UF 3.414 3,70% 2.276 3,70% 5.690 3,70% 3.414 3,70%
Total pasivos a largo plazo Dólares 46.195 50.492 928.710 13.034
UF 3.549 2.276 117.625 3.414
$ Reajustables - 1.934 23.968 37.785
224
VOLVER AL ÍNDICE
NOTA 27: SANCIONES
NOTA 28: HECHOS POSTERIORES
En los años terminado al 31 de diciembre de 2007 y 2006, la Empresa, sus directores o administradores no han recibido sanción alguna por parte de la Super-
intendencia de Valores y Seguros, ni de otras autoridades administrativas.
Durante el período comprendido entre el 1 de enero de 2008 y la fecha de emisión de estos estados financieros, no han ocurrido hechos posteriores que
puedan afectar significativamente a los mismos.
NOTA 29: MEDIO AMBIENTE
Durante el año terminado al 31 de diciembre de 2007, Enap ha efectuado desembolsos relacionados con medio ambiente conforme se detalla en el si-
guiente cuadro:
NOTA 30: CONTRATOS DE OPERACIÓN PETROLERA
ENAP y su filial Enap Sipetrol S.A. tienen vigentes varios contratos de exploración y explotación, dentro del marco de sus actividades en Chile y en el
extranjero.
MEDIO AMBIENTE
2007
Conceptos MUS$
Proyectos de impacto ambiental, mitigaciones y monitoreo de compromisos ambientales. 3.103
Aprobación Ambiental de Proyectos del SEIA y estudios específicos asociados. 249
Sistema de tratamiento y disposición de efluentes líquidos 780
Sistema de manejo y tratamiento residuos sólidos 35
Sistema para mitigación de incidentes ambientales 22
Otros gastos proyectos medioambientales 89 Totales 4.278
ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES
225
VOLVER AL ÍNDICE
Cambio Ministro de Minería
Con fecha 11 de enero de 2008 de acuerdo con lo
dispuesto en el artículo 68 de la Ley Nº18.045 del
Mercado de Valores, se informa la designación de
don Santiago González Larraín, como Ministro de
Minería el día 8 de enero de 2008, en virtud de lo
dispuesto en el artículo tercero de la Ley Nº9.618,
que crea la Empresa Nacional del Petróleo, el señor
González Larraín tiene, a partir de esa fecha, la ca-
lidad de Presidente del Directorio de esta Empresa,
en reemplazo de la señora Karen Poniachik Pollak.
Traspasos al Fisco
Con fecha 10 de enero de 2008 ENAP recibió un
oficio del Ministerio de Hacienda, a través del cual
se autorizó algunas medidas de orden financiero,
como una señal de apoyo del Estado de Chile a
ENAP, las medidas fueron las siguientes:
a. Suspender temporalmente la política de traspasos
del 100% de los dividendos anuales de las filiales a
ENAP, para el ejercicio financiero 2006 y 2007.
b. Suspender transitoriamente, por el período 2007, la
política de traspaso de utilidades de ENAP al Fisco. Al
mismo tiempo, dejar sin efecto, transitoriamente para
dicho año, el traspaso de utilidades a todo evento, para
completar el 14% de rentabilidad sobre el patrimonio
con utilidades retenidas de períodos anteriores.
c. En relación con los traspasos al Fisco programa-
dos para diciembre de 2007 de MUS$45.356 se
acepta la propuesta de suspender dicho traspaso.
Además, a fin de evitar el endeudamiento de la
empresa, se acepta la petición de compensar di-
chos recursos con el saldo FEPC a su favor, el cual
alcanza a MUS$38.044,2 al 30 de junio de 2007,
para lo cual se dictará el decreto respectivo a prin-
cipios del año 2008, de acuerdo a las normas lega-
les vigentes al respecto.
Además, se autoriza la capitalización de utilidades
por MUS$5.200 para el financiamiento del Ga-
soducto Pecket-Esperanza, lo que había sido acogi-
do previamente mediante Ord. Nº915 de 03.10.2007
del Ministerio de Hacienda, en atención a su renta-
bilidad social.
La diferencia, esto es MUS$ 2.111,8 se mantendrá
como saldo a favor del Fisco
Clasificación de Riesgo ENAP
En virtud de los dispuesto en los artículos 9 y 10
inciso 2 de la ley Nº18.045 de Mercado de Valores
y debidamente facultado, informo a ustedes que
con fecha 27 de septiembre de 2007, la clasifica-
dora de riesgo internacional Moddy's confirmó el
rating de moneda extranjera de Empresa Nacional
del Petróleo en A2 y cambio la perspectiva de ries-
go (Outlook) de estable a negativa, señalando que
ello reflejaba la preocupación de Moddy's con res-
pecto a los relativamente bajos niveles de rentabi-
l idad de la compañía y a l incremento del
endeudamiento.
En parte del informe, conforme a traducción libre
efectuada por ENAP, Moddy's señala que histórica-
mente ENAP ha sido capaz de generar márgenes
operacionales más altos que sus pares de la Costa
del Golfo de Estados Unidos, en parte debido a que
contaba con importaciones de gas natural y petró-
leo crudo desde Argentina. El informe indica ade-
más que sin embargo, recientemente la empresa
ha enfrentado márgenes operacionales más bajos
en relación a sus pares, a pesar del robusto esce-
nario en el mercado global de refinación del último
par de años, debido a que Argentina ha reducido al
mínimo sus exportaciones de gas natural y petróleo
crudo a Chile, y ciertas tarifas de importación se han
reducido (las relativas a Costa del Golfo). Plantea
Moddy's que como resultado, ENAP ha experimen-
tado aumentos en sus costos asociados a un incre-
mento en los niveles de importación de diesel
desde la Costa del Golfo y de petróleo crudo desde
el Oeste de Africa, que la compañía no ha podido
traspasar a los usuarios finales
Moddy's señala que la confirmación del rating refleja
los esfuerzo que la Administración de ENAP está
realizando para incrementar los niveles de rentabili-
dad de ENAP y además de una visión relativamente
sana respecto al sector refinador en el corto plazo.
Los planes de inversión de capital de ENAP que in-
cluyen esfuerzos para incrementar su capacidad de
destilación y de conversión de crudo y mejorar la
oferta de gas natural de Chile, deberían permitir a la
empresa reducir sus necesidades de importación de
diesel y procesar mayores cantidades de crudos más
pesados y más baratos p roven ientes de
Latinoamérica
Suscripción de contrato del Proyecto GNL
Con fecha 1 de junio de 2007, mediante carta Nº1194,
se informó que con fecha 31 de mayo de 2007, se
efectuó el cierre de los acuerdos definitivos del proyec-
to GNL a través de la suscripción de todos los contratos
comerciales necesarios para su completa ejecución,
entre los cuales se destaca el contrato de suministro
de Gas Natural Licuado (GNL), el contrato relativo al
uso de la Planta de Regasificación de GNL, los contra-
tos de compra venta de gas natural suscrito por los
offtakers y los pactos de accionistas de las sociedades
a través de las cuales se ejecutará el proyecto.
El Proyecto GNL tiene por objeto la compra de gas
natural licuado (GNL) proveniente del exterior, su alma-
cenamiento y regasificación en la Planta de Regasifica-
ción que se ubicará en las comunas de Quintero y Pu-
chuncaví de la V Región de país y el suministro de gas
natural a la zona central del país. Dicho proyecto, con-
tribuirá en forma significativa a la diversificación de la
matriz energética de Chile, complementando las fuen-
tes energéticas actualmente existentes. Específica-
mente respecto de ENAP, el citado proyecto permitirá
garantizar la seguridad de suministro de gas natural
necesario para la operación de la Refinería Aconcagua
de propiedad de su filial Enap Refinerías S.A.
Enap participa en el citado Proyecto bajo las siguien-
tes calidades principales:
HECHOS RELEVANTES
226
VOLVER AL ÍNDICE
i) Accionista de la sociedad denominada "GNL Quin-
tero S.A." con un 20% de participación en el respec-
tivo capital social. Dicha entidad construirá y operará
el terminal de regasificación y su respectivo muelle
que se ubicará en la bahía de Quintero, V Región. Los
restantes accionistas en dicha sociedad son las si-
guientes tres empresas: Endesa (20%), Metrogas
(20%) e Inversiones BG (Chile) Limitada (40%), esta
última filial de BG Group ("BG").
ii) Accionista de la sociedad denominada " GNL
Chile S.A.", con un tercio de participación en el res-
pectivo capital social. Dicha entidad tiene por objeto
adquirir el GNL, contratar su regasificación con la
sociedad dueña del terminal y comercializar el pro-
ducto regasificado. En esta sociedad, ENAP parti-
cipa junto a Endesa y Metrogas, correspondiéndole
a cada uno de los accionistas un tercio de la parti-
cipación en el capital social. BG tiene la opción de
incorporarse como accionista de GNL Chile S.A. en
la medida que adquiera la calidad de comprador de
gas natural
iii) Garante de determinadas obligaciones contraídas
por su filial Enap Refinerías S.A. en el contrato de
compraventa de gas natural celebrado con GNL
Chile S.A. y garante de determinadas obligaciones
contraídas por GNL Quintero S.A. bajo los contratos
de ingeniería, construcción y suministro de materia-
les y equipos (contratos EPC) celebrados con la
empresa contratista CB&I y sus filiales.
Considerando el costo de los citados contratos EPC
y los demás costos del proyecto, se estima que la
inversión total en el proyecto GNL relativa a la cons-
trucción y puesta en marcha de la planta de regasifi-
cación y el respectivo muelle podría alcanzar hasta
los US$ 940 millones correspondiendo a ENAP., en
su calidad de accionista de la sociedad GNL Quintero
S.A., un 20% de dicha inversión. El proyecto se en-
cuentra estructurado de manera tal de obtener en el
más breve plazo un financiamiento bancario bajo
modalidad de project finance. Para este último efec-
to, se procedió a la contratación del banco HSBC
como asesor financiero.
El contrato de compraventa de gas natural que per-
mitirá garantizar la seguridad de suministro nece-
sario para la operación de la Refinería Aconcagua,
es un contrato bajo la modalidad "delivery or pay"
por un período de 21 años y por una cantidad con-
tractual anual máxima de gas natural equivalente a
un tercio de 1.7 millones de toneladas por año de
GNL, lo que significa un suministro para Refinería
Aconcagua de 2,2 millones de metros cúbicos de
gas por día. Se estima que el inicio del suministro
de gas natural tenga lugar durante el segundo tri-
mestre del 2009.
El terminal de regasificación tendrá una capacidad
inicial de producción en base continua de 10 millo-
nes de metros cúbicos de gas natural por día, pu-
diendo llegar hasta 15 millones de gas natural por
día. La capacidad total de almacenamiento de la
planta será de 334.000 metros cúbicos de GNL
(equivalentes a 206 millones de metros cúbicos de
gas), obtenidos con dos estanques de 160.000 me-
tros cúbicos cada uno y un estanque de 14.000
metros cúbicos, los que entrarán en operaciones
secuencialmente. El muelle tendrá una longitud de
1.600 metros y permitirá recibir barcos de GNL de
hasta 180.000 metros cúbicos de capacidad.
Contrato compra venta de gas con GNL Chile
Con fecha, 1 de junio de 2007, mediante carta
Nº1016, la filial Enap Refinerías S.A. informó que con
fecha 31 de mayo de 2007, Enap Refinerías S.A.,
suscribió un contrato de compraventa de gas natural
con la sociedad GNL Chile S.A., que le permitirá
garantizar la seguridad de suministro necesario para
la operación de su Refinería Aconcagua.
Dicho contrato es un contrato bajo la modalidad "de-
livery or pay" por un período de 21 años y por una
cantidad contractual anual máxima de gas natural
equivalente a un tercio de 1.7 millones de toneladas
por año de GNL, lo que significa para Enap Refinerías
S.A. un suministro de 2,2 millones de metros cúbi-
cos de gas natural por día. Se estima que el inicio del
suministro de gas natural tenga lugar el segundo
trimestre de 2009. Las obligaciones contraídas por
Enap Refinerías S.A. bajo el contrato de compraventa
de gas natural, han sido garantizadas por su matriz
Empresa Nacional del Petróleo.
La referida compraventa es parte de un conjunto de
contratos comerciales del Proyecto GNL, cuyo cierre
definitivo tuvo lugar el día 31 de mayo de 2007. Di-
cho proyecto tiene por objeto la compra de gas na-
tural licuado (GNL) proveniente del exterior, su al-
macenamiento y regasificación en la Planta de
Regasificación que se ubicará en las comunas de
Quintero y Puchuncaví de la V Región del país y
suministro de gas natural a la zona central de país.
La Empresa Nacional del Petróleo participa en dicho
proyecto en calidad de accionistas de la sociedad
GNL Quintero S.A., entidad que tiene a su cargo la
construcción y operación del terminal de regasifica-
ción de GNL, y en calidad de accionista de la socie-
dad GNL Chile S.A., entidad que tiene por objeto
adquirir el GNL, contratar su regasificación con la
sociedad dueña del terminal y comercializar el pro-
ducto regasificado.
Designación nuevo Gerente General de Enap
Refinerias S.A.
Con fecha 1 de febrero de 2007, mediante carta
Nº33223, la filial Enap Refinerías S.A., comunicó
que el Directorio de la Sociedad en Sesión celebra-
da el 31 de enero de 2007, acordó lo siguiente:
Designar como Gerente General de Enap Refine-
rías S.A. a don Sergio Arévalo Espinoza, en reem-
plazo de don Carlos Cabezas Faúndez, quien asu-
me las funciones de Gerente de Operaciones,
Refinería y Logística, de cuyo cargo dependerá el
área de producción de los establecimientos de
Refinación y Departamento de Almacenamiento y
Oleoductos.
ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES
227
VOLVER AL ÍNDICE
Activos
Los activos totales aumentaron un 42,6%, pasando
de US$3.309 millones registrados a diciembre de
2006 a US$4.719 millones a igual fecha de 2007, lo
que se explica principalmente por el incremento en
un 70,7%, equivalente a US$1.237 millones, de los
activos circulantes, un alza de 11,7%, US$139 mi-
llones de los otros activos y un aumento de 9,2%,
equivalente a US$34 millones en el activo fijo.
El mayor valor de los activos circulantes se explica
básicamente por el incremento en US$1.250 millo-
nes de documentos y cuentas por cobrar empresas
relacionadas. Esta cuenta registra un valor a diciem-
bre 2007 de US$2.748 millones, un 83,3% superior
a los US$1.499 millones a igual fecha de 2006. El
aumento se debe principalmente al financiamiento
de capital de trabajo de Enap Refinerías S.A. (ERSA)
por parte de ENAP a raíz del mayor volumen de
compras y stocks, particularmente diesel, comercia-
ANALISIS RAZONADO
A continuación se analizan los estados financieros individual de Empresa Nacional del Petróleo correspondientes al ejercicio terminado el 31 de diciembre de
2007, explicando las principales variaciones ocurridas respecto a igual período del año anterior.
Los principales rubros de activos y pasivos al 31 de diciembre de 2007 y 2006 son los siguientes:
lizado por ERA en el año 2007 como resultado de la
crisis energética del país y del importante aumento
en los precios promedios internacionales de los hi-
drocarburos entre un año y otro.
El aumento en el activo fijo, que pasó de US$372
millones en 2006 a US$406 millones en 2007, se
explica principalmente por el aumento en las cons-
trucciones y obras de infraestructura por US$53
millones correspondiente principalmente al incre-
mento de inversiones en exploración por parte de
ENAP en Magallanes y fue sólo parcialmente com-
pensado por el incremento de US$31 millones en
la depreciación.
Por otra parte, el total de Otros Activos creció en
un 11,7% pasando de US$1.187 millones en di-
ciembre de 2006 a US$1.326 millones a igual fecha
de 2007. En esta variación, la cuenta inversiones
en empresas relacionadas es la que presenta un
mayor aumento, por US$98 millones Este incre-
mento fue reforzado por un aumento de US$33
millones (55%) en los otros activos, explicado por
el efecto del derivado del bono de ENAP, efecto
que es totalmente compensado por el aumento de
los otros pasivos a largo plazo.
Pasivos y Patrimonio
El total de pasivos exigibles aumentó en US$1.360
millones, pasando de US$2.370 millones en di-
ciembre de 2006 a US$3.730 millones a igual fe-
cha de 2007. Este aumento de pasivos se explica
principalmente por el incremento de US$1.276
millones en los pasivos circulantes (111,8%), así
como por el aumento de US$84 millones (6,8%)
en el pasivo de largo plazo.
El incremento en el pasivo circulante corresponde
mayoritariamente a un alza de las cuentas por pagar
de US$1.251 millones y a un aumento en los docu-
2007 2006
MMUS$ MMUS$
Activo Circulante 2.987 1.750
Activo Fijo Neto 406 372
Otros Activos 1.362 1.187
Total Activos 4.719 3.309
2007 2006
MMUS$ MMUS$
Pasivo Circulante 2.417 1.141
Pasivo Largo Plazo 1.313 1.229
Total Pasivo Exigible 3.730 2.370
Patrimonio 989 939
Total Pasivos y Patrimonio 4.719 3.309
228
VOLVER AL ÍNDICE
mentos por pagar por US$94 millones. Ambos in-
crementos están relacionados directamente con las
necesidades de mayor financiamiento del capital de
trabajo para costear importaciones de crudo y pro-
ductos refinados para el abastecimiento del merca-
do de combustibles nacional, como consecuencia
de la mayor demanda generada por la crisis energé-
tica y el aumento en el precio internacional de los
hidrocarburos. Además, se registró un aumento de
US$16 millones en los documentos y cuentas por
pagar empresas relacionadas. Las alzas antes des-
critas fueron sólo parcialmente compensadas por
una reducción de US$90 millones en la cuenta im-
puesto a la renta que pasó de US$125 millones en
2006 a US$35 millones en 2007.
Esta reducción se debe principalmente a que, du-
rante el año 2007, no existió distribución de divi-
dendos provenientes de ERSA., ya que esta com-
pañía tuvo pérdidas durante el ejercicio 2006, a
diferencia del saldo a diciembre 2006, que refleja
la provisión por los dividendos distribuidos por
ERSA referido a los resultados del 2005.
Los pasivos de largo plazo aumentaron en US$84
millones lo que es consecuencia del incremento de
US$37 millones (86,7%) en los otros pasivos de
largo plazo, que se explican por el efecto del cross
currency swap de tasa del bono de ENAP. El aumen-
to en las provisiones a largo plazo de US$30 millones
(12,3%) que refleja el efecto del aumento en la pro-
visión por indemnizaciones por años de servicio y del
impuesto a la renta. Además, hubo un aumento de
US$16 millones en las obligaciones con el público
largo plazo (bonos) que refleja la revaluación del peso
chileno respecto al dólar de Estados Unidos y su
efecto en la valorización de los bonos emitidos en
UF en el año 2002, en dólares a la fecha.
El patrimonio mostró un crecimiento de 5,4% en
los últimos 12 meses, pasando de US$939 millo-
nes a US$990 millones a diciembre 2007, produc-
to básicamente de la utilidad neta obtenida en el
año 2007 de US$50 millones. En el año 2007 se
realizaron capitalizaciones por US$56 millones
(6,4%), incrementado la cuenta capital pagado.
INDICADORES DE LIQUIDEZ, ENDEUDAMIENTO Y ACTIVIDAD
Los principales indicadores financieros del balance relativos a liquidez y endeudamiento son los siguientes:
(1) Corresponde al total de activos circulantes, menos las existencias y menos los gastos pagados por anticipado, dividido por el pasivo circulante.
(2) La cobertura de gastos financieros se calcula como R.A.I.I.D.A.I.E sobre el total de gastos financieros.
2007 2006
Liquidez
Liquidez corriente 1,24 1,53
Razón ácida (1) 1,19 1,44
Endeudamiento
Deuda Corto Plazo/Deuda Total (%) 64,8% 48,1%
Deuda Largo Plazo/Deuda Total (%) 35,2% 51,9%
Razón de endeudamiento 3,77 2,52
Cobertura gastos financieros (2) 2,38 2,94
Actividad
Total Activos (MMUS$) 4.719 3.309
Rotación de inventarios 7,58 17,36
Permanencia de inventarios 47,48 16,89
El índice de liquidez mostró una reducción, pasando
de 1,53 veces en diciembre de 2006 a 1,24 veces
en diciembre de 2007, reflejando el incremento de
los pasivos circulantes para financiar el mayor nivel
de actividad de la empresa, aumento de los niveles
de inventarios y el aumento de los precios de los
hidrocarburos en dicho periodo. Consecuentemente
con lo anterior la razón ácida, disminuyo al pasar de
1,44 veces en 2006 a 1,19 veces en 2007.
El índice de endeudamiento fue de 3,77 a diciem-
bre de 2007, siendo superior al de igual fecha de
2006 (2,52), debido principalmente al importante
aumento de los pasivos circulantes (cuentas por
pagar a proveedores), producto de las mayores
necesidades de abastecimiento de combustibles
para el país, como consecuencia de las necesi-
dades de las generadoras termoeléctricas a raíz
de la falta de gas natural proveniente de
Argentina.
En cuanto a la exigibilidad de la deuda total, un
64,8% es de corto plazo y un 35,2% de largo plazo,
dichos niveles son distintos a los de 2006 cuando
el 48,1% estaba en el corto plazo y un 51,9% en el
largo plazo. Esto se debe principalmente al incre-
mento en las cuentas por pagar a raíz de las mayo-
res necesidades de suministro de combustibles al
país como consecuencia de la falta de gas natural.
Si se considera sólo la deuda financiera, estos in-
dicadores son notoriamente distintos, ya que a di-
ciembre de 2007, un 86% de la deuda financiera
es de largo plazo, y el 14% restante es de corto
plazo. Esta estructura de deuda financiera es con-
secuencia de la reestructuración de pasivos que ha
realizado la empresa.
ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES
229
VOLVER AL ÍNDICE
La cobertura de gastos financieros disminuyó, pasando de 2,94 veces en diciembre de 2006 a 2,38 veces a igual fecha de 2007. Esta disminución en la
cobertura está explicada principalmente por los menores resultados antes de impuestos que se presentaron en 2006 que se refleja en un menor
R.A.I.I.D.A.I.E, además del incremento en los gastos financieros producto de las mayores necesidades de capital de trabajo a raíz de los mayores niveles
de ventas e inventarios como consecuencia de la crisis energética.
La rotación de inventarios pasa desde 21,36 veces a diciembre de 2006 a 7,58 veces a diciembre del año siguiente. La permanencia de inventarios aumenta
desde 16,86 días a 47,48 días. El cambio en ambos indicadores se origina en una nueva estructura de negocios entre ENAP y su filial ERSA, cambio que
se refleja a partir del segundo semestre del 2006, fecha en la cual ENAP pasa sólo a financiar las importaciones de crudo y productos que efectúa ERSA
de manera directa.
ESTADO DE RESULTADOS INDIVIDUAL
* activos operacionales = activos totales - otros activos fijos - otros activos circulantes - impuestos diferidos - depósitos a plazo.
2007 2006
MMUS$ MMUS$
Resultado Operacional 86,5 155,1
Gastos financieros 127,6 88,8
Resultado no Operacional 26 -25,2
R.A.I.I.D.A.I.E 304,2 260,9
Utilidad después del 17% de impuestos 97,7 104,2
Utilidad después de impuestos 49,6 50,8
Rentabilidad % %
Rentabilidad del patrimonio promedio 5,01 5,41
Rentabilidad del activo promedio 1,24 1,57
Rentabilidad de activos operacionales * 3,24 8,62
Resultado Operacional
Debido a un cambio en la estructura de negocios
entre ENAP y su filial ERSA, a partir del segundo
semestre del 2006 ENAP solamente financia las
importaciones de crudo y productos que efectúa
ERSA. Lo anterior explica la importante disminu-
ción en los montos de ingresos y costos de explo-
tación de ENAP entre el período 2006 y 2007, ya
que ha partir de dicha fecha ERSA es la que mues-
tra en sus estados financieros la compra de crudo
y productos.
El resultado operacional individual muestra una re-
ducción de un 44,2% entre diciembre 2006 y diciem-
bre 2007 pasando de US$155 millones a US$87
millones. Esta diferencia de US$68 millones en el
resultado se explica principalmente por la baja en el
servicio de transporte y proceso de gas natural pro-
veniente de Argentina, por parte de ENAP en Maga-
llanes a Methanex, suministro este último que estu-
vo suspendido durante gran parte del año 2007.
Los gastos de administración y ventas, por su par-
te, se incrementaron en US$3 millones pasando
de US$27 millones en 2006 a US$30 millones en
2007, lo que se explica principalmente por la apre-
ciación del peso, que llevo a un encarecimiento de
dichos costos en términos relativos, en el 2007 en
comparación con el 2006.
Resultado No Operacional
El resultado no operacional, presenta una utilidad
de US$26 millones a diciembre de 2007, compa-
rada con una pérdida de US$25 millones en igual
período de 2006.
Parte importante de la variación del resultado entre
ambos ejercicios, se debe a las mayores utilidades
netas por inversión en empresas relacionadas. En
el 2006 se presentó una pérdida neta de US$20,4
millones, afectada por los resultados del negocio
de refinación producto de una importante baja en
los precios durante los últimos meses de dicho
año, mientras que en 2007 existió una ganancia
neta de US$25,5 millones. Adicionalmente, contri-
buyeron a un mayor resultado no operacional, el
incremento por US$43 millones en los ingresos
financieros, explicado por el aumento de la cuenta
corriente con ERSA y un incremento de US$22
millones en los otros ingresos fuera de la explota-
ción, que se relacionan principalmente con la recu-
peración de impuestos y ventas de activos. Los
efectos netos positivos anteriores fueron disminui-
dos por el incremento de US$39 millones en los
gastos financieros, que está directamente relacio-
nado con el incremento en las cuentas por pagar
por las mayores importaciones de crudos y produc-
tos, pero también con las mayores tasas de interés
hacia finales de año.
Utilidad del Ejercicio
La utilidad a diciembre de 2007, descontado el
impuesto a la renta de primera categoría (17%)
alcanzó a los US$98 millones, cifra que es inferior
230
VOLVER AL ÍNDICE
en un 6,2% a los US$104 millones registrada a
igual periodo del 2006. La utilidad neta, desconta-
do el 40% de impuesto del D.L. 2.398, fue de
US$50 millones a diciembre de 2007, mientras que
a igual periodo del 2006 esta fue de US$51
millones.
Diferencia entre valores económicos y de libros
de los activos
Al 31 de diciembre de 2007, no se aprecian dife-
rencias significativas entre los valores económicos
y de libros de los principales activos de la Empresa.
Sin embargo es importante destacar que de acuer-
do con las normas de la Superintendencia de Valo-
res y Seguros, las inversiones en empresas filiales
y coligadas, se valorizan según el método de valor
proporcional del patrimonio de las respectivas
empresas.
Situación de mercado
Luego de una escalada casi continua a lo largo del
año, el precio del petróleo crudo marcador interna-
cional West Texas Intermediate (WTI) finalizó el
cuarto trimestre y el año 2007 a la baja. Partiendo
de un precio promedio de US$54,1 por barril en
enero, el precio subió hasta un promedio máximo
de US$94,7 por barril en noviembre, para caer a
US$91,4 por barril promedio en diciembre. El alza
del precio entre enero y noviembre se interrumpió
solamente en agosto, al estallar la crisis de las
deudas hipotecarias "subprime" en el mercado fi-
nanciero de Estados Unidos, pero la tendencia al-
cista se retomó en septiembre.
A pesar de que no hubo ningún evento geopolítico
ni catástrofe natural que afectara significativamen-
te la oferta de petróleo, el aumento casi continuo
del precio durante el año se debió al sostenido
aumento del consumo, derivado del rápido creci-
miento de la economía mundial, que enteró en
2007 un periodo de cinco años de expansión sis-
temática, en el contexto de un débil crecimiento de
la producción de petróleo. El consumo creció 1,1
millones de barriles por día mientras que la oferta
sólo creció 0,3 millones de barriles por día, abaste-
ciéndose la diferencia mediante la desacumulación
de inventarios. Factor principal del bajo crecimiento
de la oferta fue la decisión de la OPEP de reducir
sus cuotas de producción por un total de 1,7 millo-
nes de barriles por día en dos etapas, a fines del
año 2006. Si bien la baja efectiva de la producción
de petróleo crudo de la OPEP fue de 0,3 millones
de barriles por día, impactó fuertemente en el mer-
cado debido al decepcionante crecimiento de la
producción extra-OPEP, sólo 0,6 millones de barri-
les por día.
En diciembre, el precio bajó por segunda vez en el
año, cuando el mismo alto nivel alcanzado el mes
anterior provocó una corrección a la baja por el
temor a que este nivel más las repercusiones a
nivel global de la crisis hipotecaria antes mencio-
nada- desencadenaran una recesión mundial.
Al término del año 2007 el WTI registró un precio
promedio de US$72,2 por barril, mayor en 9% al
de 2006 (US$66,0 por barril).
A su vez, los precios internacionales de los produc-
tos subieron en parte por la tendencia alcista del
precio del crudo, pero hubo además factores pro-
pios que les dieron un impulso adicional. A media-
dos del año se registraron numerosas fallas en
refinerías de petróleo ubicadas en el medio oeste
de Estados Unidos, las cuales llevaron la refinación
al tope de su capacidad en el resto de ese país,
justo en la temporada de máximo consumo de
gasolina y diesel vehicular (verano boreal), mien-
tras que una gran demanda de diesel por parte de
Sudamérica en la misma época -debido a un invier-
no especialmente frío y seco en Argentina y Chile-
se tradujo en un factor alcista adicional en los
precios de los productos, al captar parte de los
excedentes del Caribe, Europa y Asia que podrían
haber aliviado la situación en Estados Unidos. A
partir de fines del tercer trimestre de 2007, y ya
pasado el verano en el hemisferio norte, los már-
genes de refinación bajaron, debido a la menor
presión del mercado observada para la gasolina en
Estados Unidos y para el diesel en Sudamérica.
En 2007, los precios promedio de los principales
productos en la costa del Golfo de México fueron
de US$86,4 por barril para las gasolinas y de
US$89,1 por barril para el diesel, comparado con
promedios de US$77,6 y US$81,6 por barril, regis-
trados en 2006.
ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES
231
VOLVER AL ÍNDICE
Estado de Flujos de Efectivo
Los principales componentes del flujo neto de efectivo originado en cada período, son los siguientes:
El incremento del flujo neto originado por actividades de la operación en comparación con el año 2006, tiene que ver principalmente con el menor impuesto
al valor agregado y otros similares pagado, debido al cambio en la modalidad de facturación de los crudos y productos importados a ERSA, en la que ENAP,
ahora sólo efectúa la gestión de compra y otorga el financiamiento de las importaciones. La reducción de este impuesto pagado asciende a US$705 millones,
debiendo adicionarse además el incremento en la cuenta recaudación de deudores por venta por US$2.119 millones, el fue compensado en parte con el au-
mento en de la cuenta pagos a proveedores y personal por US$2.244 millones y la reducción en la cuenta dividendos y otros repartos percibidos en US$186
millones. El flujo originado por actividades de financiamiento bajo en US$70 millones, pasando de US$57 millones a diciembre de 2006 a US$13 millones
negativos a diciembre de 2007 Lo anterior es producto de un mayor pago de prestamos por US$59 millones, obtención de menores prestamos nuevos por
US$67 millones y un menor pago de dividendos de US$56 millones.
El flujo neto originado por actividades de inversión aumento en US$251 millones como consecuencia principalmente de un incremento en los préstamos do-
cumentados a empresas relacionadas por US$124 millones, reducción de flujos por venta de inversiones permanentes por US$54 millones, y menor recau-
dación de prestamos documentados a empresas relacionadas por US$33 millones.
2007 2006
MMUS$ MMUS$
Flujo neto originado por actividad de la operación 267,7 -39,6
Flujo neto originado por actividades de financiamiento -13,2 57,0
Flujo neto originado por actividades de inversión -264,8 -14,2
Flujo neto del período -10,4 3,3
Análisis de riesgo de mercado
ENAP participa en la exploración y producción de
hidrocarburos y en las siguientes etapas de la ca-
dena productiva, refinación, transporte, almacena-
miento y comercialización de los productos deriva-
dos del petróleo. De estas actividades, una parte
substancial de las operaciones corresponde a la
refinación y comercialización de sus productos en
Chile, liderando el abastecimiento del mercado
nacional con una participación de aproximadamen-
te un 80% del mercado, abriéndose paso en los
últimos años a la exportación de estos productos,
principalmente a países de América Latina.
ENAP accede regularmente al mercado interna-
cional para el suministro de petróleo crudo y pro-
ductos, situación que le permite asegurar el abas-
tecimiento y los compromisos comerciales,
convenientemente. Como resultado de lo anterior,
el abastecimiento de petróleo crudo de ENAP se
obtiene mayoritariamente de países de Sudamé-
rica y África, siendo los principales proveedores
Brasil, Perú, Ecuador, Turquía, y Angola, contando
las refinerías con las instalaciones necesarias para
la recepción y el almacenamiento de esta materia
prima. En cuanto al origen de las importaciones
de productos refinados, los mismos durante el
año 2007 provinieron principalmente del mercado
estadounidense de la costa del Golfo de México,
de Canadá y de Corea.
El riesgo relevante para el negocio está esencial-
mente en el margen de refinación, debiendo en-
frentar la empresa las fluctuaciones de precios
en los mercados internacionales de crudo y pro-
ductos. Por lo anterior, las refinerías han conti-
nuado ajustando favorablemente sus estructuras
de costos a la competitividad de esta industria, y
han orientado sus inversiones a incrementar tan-
to su flexibilidad productiva como la calidad de
sus productos.
El tipo de cambio es otro de los factores de riesgo
del negocio, debido a que parte importante de los
ingresos son en pesos y los pasivos en dólares.
Este factor se ve minimizado por la política de pre-
cios de productos, basada en la paridad de impor-
tación indexada en dólares, situación que se analiza
en forma periódica para mantener una posición
competitiva, considerando la libertad de precios y
de importación que existe en Chile.
En términos de riesgo de tasa de interés, la em-
presa mantiene un mix de deuda financiera en
tasa fija (principalmente bonos de largo plazo), y
tasa variable (principalmente créditos bilaterales,
créditos sindicados y préstamos de corto plazo
como forfaiting), para mitigar este riesgo ENAP
ha realizado una variedad de derivados de tasa de
interés los que llevan estos créditos de tasa varia-
ble, principalmente LIBOR más un spread, a tasa
fija. Gracias a esto al 31 de diciembre de 2007 se
tiene el 100% de la deuda financiera a tasa fija,
versus un 83% en el año 2006.
Asimismo, ENAP mantiene una posición en ins-
trumentos derivados de Cross Currency Swap
correspondiente a la emisión del Bono en el mer-
cado nacional en el mes de Octubre del 2002,
para llevar su denominación de UF a dólares de
los Estados Unidos y con el fin de mitigar el ries-
go a exposición a tipo de cambio. De igual ma-
nera en julio 2005 contrató un Cross Currency
Swap para llevar de UF a dólar el total de los
flujos originados por un leasing hipotecario de las
oficinas corporativas a un plazo de 13 años con
vencimiento el año 2018.
232
VOLVER AL ÍNDICE
ESTADOS FINANCIEROS RESUMIDOS DE FILIALES
ENAP REFINERIAS S.A.
2007 2006
BALANCE MUS$ MUS$
Total Activos Circulantes 2.884.593 1.560.239
Total Activos Fijos 959.246 888.150
Total Otros Activos 99.601 86.001
Total Activos 3.943.440 2.534.390
Total Pasivos Circulantes 3.017.232 1.619.310
Total Pasivos Largo Plazo 266.745 276.524
Total Pasivo Exigible 3.283.977 1.895.834
Interés Minoritario 0 0
Total Patrimonio 659.463 638.556
Total Pasivos y Patrimonio 3.943.440 2.534.390
2007 2006
ESTADO DE RESULTADOS MUS$ MUS$
Resultado de explotación 82.428 (18.286)
Resultado fuera de explotación (55.380) (68.772)
Resultado antes de impuesto a la renta 27.048 (87.058)
Impuesto a la renta (6.225) 11.407
Items extraordinarios 0 0
Interés minoritario 0 0
Utilidad (Pérdida) del ejercicio 20.823 (75.651)
2007 2006
ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO MUS$ MUS$
Flujo neto originado por actividades de operación 231.578 303.446
Flujo neto originado por actividades de financiamiento 0 (194.546)
Flujo neto originado por actividades de inversión (179.951) (107.904)
Flujo neto total del ejercicio 51.627 996
Efecto de la inflación sobre el efectivo y efectivo equivalente 0 0
Variación neta del efectivo y efectivo equivalente 51.627 996
Saldo inicial del efectivo y efectivo equivalente 36.423 35.427
Saldo final del efectivo y efectivo equivalente 88.050 36.423
NOTAS EXPLICATIVAS
Inscripción en el Registro de Valores Nº 833
Criterios Contables Nota 2
Cambios Contables Nota 3
ESTADOS FINANCIEROS RESUMIDOS DE FILIALES
233
VOLVER AL ÍNDICE
ENAP SIPETROL S.A.
2007 2006
BALANCE MUS$ MUS$
Total Activos Circulantes 169.936 116.333
Total Activos Fijos 439.615 406.281
Total Otros Activos 16.838 17.336
Total Activos 626.389 539.950
Total Pasivos Circulantes 152.400 118.139
Total Pasivos Largo Plazo 203.890 216.854
Total Pasivo Exigible 356.290 334.993
Interés Minoritario 1.270 1.272
Total Patrimonio 268.829 203.685
Total Pasivos y Patrimonio 626.389 539.950
2007 2006
ESTADO DE RESULTADOS MUS$ MUS$
Resultado de explotación 30.592 102.200
Resultado fuera de explotación (2.946) (11.164)
Resultado antes de impuesto a la renta 27.646 91.036
Impuesto a la renta (18.686) (44.215)
Items extraordinarios 0 0
Interés Minoritario 3 (192)
Utilidad (Pérdida) del ejercicio 8.963 46.629
2007 2006
ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO MUS$ MUS$
Flujo neto originado por actividades de operación 50.894 124.516
Flujo neto originado por actividades de financiamiento 77.993 (45.825)
Flujo neto originado por actividades de inversión (122.170) (77.705)
Flujo neto total del ejercicio 6.717 986
Efecto de la inflación sobre el efectivo y efectivo equivalente 0 0
Variación neta del efectivo y efectivo equivalente 6.717 986
Saldo inicial del efectivo y efectivo equivalente 9.765 8.779
Saldo final del efectivo y efectivo equivalente 16.482 9.765
NOTAS EXPLICATIVAS
Inscripción en el Registro de Valores -
Criterios Contables Nota 2
Cambios Contables Nota 3
VOLVER AL ÍNDICE
234
ESTADOS FINANCIEROS RESUMIDOS DE FILIALES
PETRO SERVICIO CORP. S.A.
2007 2006
BALANCE MUS$ MUS$
Total Activos Circulantes 1.701 2.664
Total Activos Fijos 22 38
Total Otros Activos 0 2
Total Activos 1.723 2.704
Total Pasivos Circulantes 82 136
Total Pasivos Largo Plazo 0 0
Total Pasivo Exigible 82 136
Interés Minoritario 0 0
Total Patrimonio 1.641 2.568
Total Pasivos y Patrimonio 1.723 2.704
2007 2006
ESTADO DE RESULTADOSV MUS$ MUS$
Resultado de explotación (122) 1.152
Resultado fuera de explotación (21) (9)
Resultado antes de impuesto a la renta (143) 1.143
Impuesto a la renta 0 0
Items extraordinarios 0 0
Utilidad (Pérdida) del ejercicio (143) 1.143
2007 2006
ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO MUS$ MUS$
Flujo neto originado por actividades de operación (184) 1.650
Flujo neto originado por actividades de financiamiento (785) 0
Flujo neto originado por actividades de inversión 12 0
Flujo neto total del ejercicio (957) 1.650
Efecto de la inflación sobre el efectivo y efectivo equivalente 0 0
Variación neta del efectivo y efectivo equivalente (957) 1.650
Saldo inicial del efectivo y efectivo equivalente 2.442 792
Saldo final del efectivo y efectivo equivalente 1.485 2.442
NOTAS EXPLICATIVAS
Inscripción en el Registro de Valores -
Criterios Contables Nota 2
Cambios Contables Nota 3
235
DECLARACIÓN DE RESPONSABILIDAD
Los abajo suscritos, miembros del Directorio y Gerente General de la Empresa Nacional del Petróleo, en conformidad con las normas establecidas por la Superintendencia de Valores y Seguros, declaran que la información contenida en la Memoria y Estados Financieros Anuales 2007 es veraz y completa.
SANtIAgO gONzáLEz LARRAíNMinistro de Minería
PresidenteRUT: 6.499.284-8
EDuARDO gONzáLEz YáñEzDirector
RUT: 9.164.893-8
guStAvO CuBILLOS LÓPEzDirector
RUT: 2.421.533-4
RAmÓN JARA ARAYADirector
RUT: 5.899.198-8
CARLOS áLvAREz vOuLLIEmEVicepresidente
RUT: 8.970.274 -7
mIguEL mORENO gARCíA Director
RUT: 5.433.767-1
JORgE mAtutE mAtutEDirector
RUT: 5.334.581- 6
RADOvAN RAzmILIC tOmICICDirector
RUT: 6.283.668 -7
ENRIQuE DávILA ALvEALGerente General
RUT: 5.032.869 - 4 Santiago, marzo de 2008
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grupo de Empresas ENAP
Avenida Vitacura 2736 - piso 10
Las Condes - Santiago de Chile
Teléfono (56-2) 2803000
Fax (56-2) 2803199
RUT ENAP: 92.604.000-6
www.enap.cl
Auditores Externos: Deloitte & Touche
Edición y Coordinación
Dirección de Comunicaciones ENAP
Concepción Visual y Diseño
Filete
www.filete.cl
Fotografía
Thomas Wedderwille
Archivo ENAP
Impresión
Fyrma Gráfica
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100% PCW, fabricado con energía eólica,
contiene 100 % fibra postconsumo.
Este papel tiene las siguientes certificaciones:
Green Seal y Green-e.