ANNUAL REPORT ENAP 2003

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INDICE
LA EMPRESA
GESTIÓN CORPORATIVA
Carta del Presidente del Directorio
04
Inversiones
28
Carta del Gerente General
06
Gestión ambiental corporativa
29
Identificación de la empresa
08
Factores de riesgo de mercado
31
Descripción de la organización
09
Tipo de cambio y tasas de interés
31
Constitución legal, propiedad y control de la empresa
09
Síntesis histórica
09
SÍNTESIS DE RESULTADOS
Directorio Empresa Nacional del Petróleo
10
Resultado operacional
32
Organigrama Grupo de Empresas ENAP
13
Resultado no operacional
32
Remuneraciones del Directorio
14
Activos, Pasivos y Patrimonio
33
Remuneraciones de la Administración
14
Tipo de cambio
34
Hitos de la gestión 2003
15
Contratos con proveedores
35
Gestión de personas y relaciones laborales
19
Contratos con clientes
35
Dotación Grupo de Empresas ENAP
19
Seguros
35
Propiedades y equipos
37
Utilidades distribuidas
39
ENTORNO DEL NEGOCIO
2
Situación del mercado internacional
22
Política de dividendos
39
Evolución del consumo en Chile
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ENAP en Magallanes
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PUNTA DUNGENES, MAGALLANES
BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS
LÍNEAS DE NEGOCIOS
Línea de Negocios Refinación Logística y Comercialización
44
INDIVIDUALES
146
Refinería de Petróleo Concón S.A.
51
Informe auditores independientes
148
Petrox S.A.
55
Certificado inspectores de cuenta de Corfo
149
Emalco S.A.
59
Balance general individual
150
Línea de Negocios de Exploración y Producción
62
Estado de resultados individual
152
Sipetrol S.A.
67
Estado de flujo de efectivo individual
153
Enap en el mundo
73
Nota a los estados financieros individuales
155
Análisis razonado de estados financieros individual
188
ESTADOS FINANCIEROS RESUMIDOS DE FILIALES
193
Refinería de Petróleo Concón S.A.
194
Petrox S.A. Refinería de Petróleo
195
82
Sociedad Internacional Petrolera S.A.
196
Informe auditores independientes
85
Empresa Almacenadora de Combustibles S.A.
197
Balance general consolidado
86
Petro Servicio Corp S.A.
198
Estado de resultados consolidado
88
Estado de flujo efectivo consolidado
89
DECLARACIÓN DE RESPONSABILIDAD
200
Nota a los estados financieros consolidados
91
PRODUCTOS DE ENAP
76
EMPRESAS RELACIONADAS
77
BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS
CONSOLIDADOS
Análisis razonado estados financieros consolidados
135
Hechos relevantes
140
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LA EMPRESA
Alfonso Dulanto Rencoret
Ingeniero Civil Industrial
Ministro de Minería
Presidente del Directorio
CARTA DEL PRESIDENTE DEL DIREC TORIO
Durante 2003 la economía chilena retomó un promisorio ritmo de
asegurar la participación y empleabilidad de los recursos humanos y
crecimiento, el cual permitió a las empresas nacionales planificar
alcanzar los elevados niveles de competitividad que hoy se exigen en
con más optimismo sus negocios y actividades futuras.
el mercado del petróleo y los productos energéticos.
En el caso particular de ENAP, el ejercicio 2003 correspondió al año
Los resultados obtenidos en el presente ejercicio, donde destaca una
de la consolidación de su Plan Estratégico de Negocios, cuyas metas
utilidad neta histórica, que ubican a ENAP en los primeros lugares
más importantes son aumentar el valor de la compañía en 50% y
del ranking de empresas nacionales, demuestran que los objetivos
asegurar la entrega de excedentes al Estado por US$ 700 millones,
del Plan Estratégico se han estado cumpliendo con rigurosidad y que
en un lapso de cinco años. Esto a partir del desarrollo de un plan de
más allá de la realidad inmediata o de los problemas coyunturales,
inversiones por US$ 1.350 millones y el compromiso de nuestros
se confirma que ENAP cuenta con una sólida proyección de futuro.
trabajadores, profesionales y ejecutivos para realizar los cambios y
Es necesario recordar, una vez más, que estos logros se han
adecuaciones que demandan las nuevas realidades.
obtenido dentro de un marco de política de libre importación de
combustibles, sin ningún tipo de regulación y con un sistema de
El compromiso con el Plan Estratégico de Negocios fue refrendado
precios de mercado.
con la firma del Proyecto Común de Empresa, en enero de 2003, por
4
parte de las organizaciones sindicales, el Gobierno y la Administración
El indicador más notable de la visión de largo plazo de ENAP está
superior de ENAP. El propósito fundamental de este acuerdo tripartito
dado por la cartera de proyectos de inversión, donde destacan
es garantizar el cumplimiento de las metas del Plan Estratégico,
aquéllos destinados al fortalecimiento del core business, en las dos
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Líneas de Negocio de la compañía: Exploración y Producción y
tomando como base una amplia muestra de empresas chilenas. Esta
Refinación, Logística y Comercialización, en ambos casos, tanto en
nominación no hace más que ratificar la solidez del desempeño
Chile como en el exterior.
empresarial de nuestra compañía, medido en este caso con
instrumentos objetivos y comparables desde el punto de vista de los
En el plano financiero, ENAP ha seguido mostrando una sólida
analistas independientes.
posición, que fue confirmada por el gran interés de la banca
internacional en participar en una nueva operación crediticia para
Como Gobierno hemos defendido con fuerza la propiedad estatal
la empresa. En agosto pasado ENAP concluyó exitosamente la
de la empresa. Los resultados confirman que estamos actuando
suscripción de un crédito sindicado por US$ 150 millones, dinero
adecuadamente y que los logros obtenidos serán de beneficio para
que fue destinado a la reestructuración de pasivos, en mejores
todos los chilenos y chilenas. Sin perjuicio de lo anterior, y cuando
condiciones de plazos y de tasa de interés. En esta operación
resulta pertinente, hemos llevado a cabo iniciativas de asociación
participaron importantes bancos internacionales, los cuales ofrecieron
con empresas privadas para proyectos específicos, política que nos
financiamiento por un monto muy superior al solicitado, motivado
parece adecuada a los intereses de ENAP.
por la gran confianza que proyecta la compañía, y que se expresa
también en la excelente calificación de riesgo crediticio de sus bonos
Los logros señalados nos hacen mirar con optimismo el futuro y nos
corporativos, que se transan en el mercado nacional e internacional.
alientan a enfrentar los problemas actuales con la solidez que proviene
de nuestro propio compromiso con la empresa. Tenemos la seguridad
Esta confianza que han depositado en nuestra empresa
de contar con los elementos fundamentales para enfrentar los desafíos
las instituciones financieras internacionales fue refrendada
presentes y futuros, así como los acontecimientos nuevos que derivan
posteriormente por Standard & Poor’s, cuando elevó la clasificación
de nuestra participación en mercados abiertos y competitivos.
de los títulos de ENAP a la categoría A, la misma de que goza Chile y
que hasta el presente ejercicio correspondía a la mejor ubicación en
Sabemos que para enfrentar esos desafíos contamos con el aporte
el ranking de riesgo soberano de América Latina.
de nuestros ejecutivos, profesionales y trabajadores, los cuales han
demostrado con creces su disposición al cambio y al despliegue de sus
En 2003 ENAP se ubicó en los primeros lugares del ranking de
capacidades para alcanzar las metas del Plan Estratégico de Negocios.
agregación de valor, elaborado por la firma especializada Econsult,
ALFONSO DULANTO RENCORET
Ministro de Minería
Presidente del Directorio
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LA EMPRESA
Daniel Fernández Koprich
Ingeniero Civil
Gerente General
CARTA DEL GERENTE GENER AL
Los excelentes resultados financieros obtenidos por ENAP en el
con dinamismo las oportunidades que se nos presenten, aumentar la
ejercicio 2003 demuestran que la estrategia de negocios que
eficiencia operativa y aprovechar plenamente la capacidad instalada,
hemos trazado se encuentra en el camino correcto. Junto con estos
así como nuestras habilidades y destrezas personales y de equipo,
resultados, en este período logramos consolidar las metas del
con el fin de elevar el valor de la empresa. ENAP es la única empresa
Plan Estratégico de Negocios, avalado con el compromiso de los
chilena especializada en exploración y producción de hidrocarburos,
trabajadores y profesionales organizados, con los cuales suscribimos
así como en la refinación de crudo para producir diversos tipos de
el Proyecto Común de Empresa y sus respectivos protocolos de
combustibles y otros productos derivados. Esta situación nos da una
aplicación.
ventaja frente a otros competidores y nos aporta un rico caudal de
conocimientos del negocio para continuar abriéndonos paso en el país
En lo fundamental, y tomando en cuenta los vertiginosos cambios
y en el extranjero.
que han estado ocurriendo en el mercado regional y mundial en los
últimos años, la meta más importante, y que resume gran parte
Con un enfoque de largo plazo, en 2003 continuamos creciendo en
de los objetivos de este Plan, es aumentar el valor de la compañía
Chile y el exterior, obteniendo avances importantes en Argentina y
en 50%. En otras palabras, nos hemos propuesto la meta de
Egipto, país este último en que hemos visto los primeros frutos de
rentabilizar al máximo el capital que nos ha encomendado el dueño
nuestras campañas exploratorias. Asimismo, nuestros esfuerzos
de ENAP, es decir, el Estado de Chile, para por esta vía contribuir al
exploratorios en el país nos abrieron optimistas posibilidades en el
desarrollo económico y social de nuestro país.
área de Lago Mercedes, en Magallanes, donde esperamos continuar
avanzando en los próximos años.
Tenemos claro que para alcanzar estas metas debemos seguir
mejorando nuestro enfoque sobre la cultura del negocio, para tomar
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Paralelamente, emprendimos de manera más resuelta el objetivo
de internacionalización de las actividades de downstream, firmando
en asociación con otros inversionistas, supera en su conjunto los
dos importantes acuerdos con Exxon Mobil y Shell, para exportar
US$ 400 millones, y una vez que se materialice le dará un nuevo
combustibles a Centroamérica y otros países de la región.
impulso industrial a la Quinta Región.
A su vez, nuestras refinerías realizaron importantes inversiones que
En tanto, nuestros esfuerzos de internacionalización y los que
apuntan a los objetivos de reducir los costos de operación, mejorar la
desplegamos en el plano de la refinación no han opacado los
calidad de los combustibles y contribuir a la descontaminación. En ese
planes de reconversión productiva en Magallanes, cuya finalidad
contexto, inauguramos dos plantas de azufre, una en Concón y otra
es darles viabilidad en el largo plazo a los negocios en esta región,
en Talcahuano, y pusimos en marcha nuevas unidades para mejorar la
que ha sido la cuna de nuestra empresa. En 2003 inauguramos el
calidad de los productos, en cada refinería. Pero quizás el logro más
Segundo Muelle del Complejo Industrial y Portuario de Cabo Negro-
trascendente para el futuro del negocio refinador, concretado en 2003,
Laredo, con el cual asentamos nuestro liderazgo en la región y el
fue la decisión de fusionar las refinerías RPC y Petrox, creando ENAP
compromiso de seguir impulsando el desarrollo industrial, basado en
Refinerías S.A., a partir de la cual esperamos iniciar una fase aún más
el aprovechamiento integral de los recursos que aún disponemos. Ello
floreciente en este complejo mercado, donde se impone a los actores
sin perder de vista nuestra misión fundamental de maximizar el valor
un mayor peso específico para competir.
de la compañía.
Por su tamaño, ENAP Refinerías S.A. partió con una sólida base
Junto con lo anterior, comenzamos a enfrentar con un nuevo enfoque
empresarial, con una facturación promedio de US$ 2.800 millones
la prospección y evaluación de áreas productoras en Magallanes,
al año y una capacidad de producción de 220.000 barriles/día,
aprovechando la información histórica de que disponemos y la rica
ubicándose como la mayor compañía de refinación de petróleo de la
experiencia exploratoria adquirida en los últimos años, tanto en el
costa Pacífico, al sur de Estados Unidos. Además, pasó a ocupar el
país como en el exterior. Gracias a este nuevo enfoque podemos
décimo lugar entre las mayores empresas exportadoras chilenas, con
mirar con mayor optimismo el futuro del negocio en una región
ventas al exterior por US$ 400 millones.
que estuvo marcada por la desesperanza de ver la declinación
sistemática de las reservas de petróleo.
Otro paso importante dado en 2003 fue la confirmación por parte
de las autoridades ambientales de uno de los mayores proyectos
Estas y otras acciones y logros, que sería largo enumerar, nos están
individuales que hemos impulsado en nuestra historia como
permitiendo enfrentar con oportunidad y certidumbre los problemas y
empresa: el Complejo Industrial para el procesamiento de crudos
obstáculos que nunca dejan de acecharnos en nuestra vida cotidiana
pesados y la producción de gasolina y diesel de alta calidad, en
y, con mayor razón, en la vida de las empresas grandes y complejas
la Refinería Aconcagua. Este proyecto, que esperamos desarrollar
como ENAP.
DANIEL FERNÁNDEZ KOPRICH
Gerente General
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LA EMPRESA
IDENTIFICACIÓN DE L A EMPRESA
Razón social
Empresa Nacional del Petróleo
Domicilio
Avenida Vitacura 2736, Piso 10
Santiago de Chile
Rol Único Tributario
92.604.000-6
Propiedad
Estado de Chile
Teléfono
(56-2) 280.3000
Fax
(56-2) 280.3199 / 280.3179
Casilla postal
3556, Santiago de Chile
Website
www.enap.cl
Auditores externos
PriceWaterhouseCoopers
Inscripción en
Registro de Valores (SVS)
N0 783
Clasificadores de riesgo:
Nacional
Internacional
Feller Rate
Fitch Rating
Standard & Poor’s
Moody’s
DESCRIP CIÓN DE L A ORG ANIZ ACIÓN
La Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) es una compañía cuyo
la Presidencia. La Vicepresidencia es ejercida por el Vicepresidente
giro comercial es la exploración, producción y comercialización de
Ejecutivo de la Corporación de Fomento de la Producción (Corfo),
hidrocarburos y sus derivados. Opera como un holding con cuatro
entidad que también designa a otros tres directores. Los otros tres
sociedades anónimas cerradas: Refinería de Petróleo Concón S.A.
directores son designados por el Instituto de Ingenieros de Minas de
(RPC S.A.); Petrox S.A. Refinería de Petróleo (Petrox S.A.); Empresa
Chile, por la Sociedad de Fomento Fabril (Sofofa) y por la Sociedad
Almacenadora de Combustibles S.A. (Emalco S.A.) y Sociedad
Nacional de Minería (Sonami).
Internacional Petrolera S.A. (Sipetrol S.A.). El Grupo de Empresas se
completa con el complejo productivo ubicado en Magallanes y con el
Síntesis histórica
Centro Corporativo de Santiago, donde opera la Casa Matriz.
La fundación de la Empresa Nacional del Petróleo ocurrió cinco
ENAP realiza actividades de upstream (exploración y producción
años después de que fuera descubierto el primer yacimiento de
de petróleo crudo y gas natural), downstream (refinación, logística
petróleo del país, en el sector de Springhill, en Magallanes, el 29 de
y comercialización de combustibles y otros productos derivados
diciembre de 1945. A raíz de este hallazgo, el equipo de explora-
del petróleo), servicios ligados con la industria petrolera y logística
dores, encabezado por el ingeniero Eduardo Simián, realizó nuevas
para transporte y almacenamiento de combustibles. Por lo tanto,
prospecciones y profundizó los estudios de factibilidad económica,
constituye una red de negocios con presencia en los mercados
recomendando luego a Corfo la creación de ENAP, para explotar
nacional e internacional, con respaldo tecnológico, infraestructura
comercialmente los yacimientos descubiertos en Magallanes.
moderna, productos competitivos y servicios al cliente, en todas las
etapas del negocio.
Una de las primeras metas que se propuso la naciente empresa fue
levantar una refinería de petróleo en el país, tarea que culminó en
En Chile, ENAP y sus filiales realizan sus actividades en un ambiente
1954, con la puesta en marcha de la Refinería de Petróleo de Con-
de economía abierta, donde cualquier inversionista puede explorar,
cón (hoy Refinería Aconcagua). Luego, en 1959 se construyeron las
explotar, refinar, importar y distribuir productos y subproductos de
primeras instalaciones logísticas para el almacenamiento y distribu-
hidrocarburos.
ción de los combustibles refinados en Maipú y, al año siguiente, la
terminal marítima de Gregorio, en Magallanes.
ENAP cuenta con dos Líneas de Negocios para realizar sus operaciones productivas: Exploración y Producción, que integran Sipetrol
En 1962 entra en operación la Planta de Gasolina de Cullen (Maga-
S.A. y el área de upstream en Magallanes; y la Línea de Refinación,
llanes), para continuar en 1966 con la inauguración de la segunda
Logística y Comercialización (downstream), que hasta el ejercicio de
refinería del país, en Talcahuano (hoy Refinería Bío Bío) y la cons-
2003 estuvo integrada por las filiales refinerías RPC S.A. y Petrox
trucción del poliducto de Talcahuano a San Fernando.
S.A., por la Emalco S.A. y por el área de downstream en Magallanes.
Posteriormente ENAP desarrolló el área de logística petrolera,
Constitución legal, propiedad y control de la empresa
creando en 1981 Emalco S.A., con plantas de almacenamiento de
combustibles líquidos y gaseosos en Maipú, San Fernando y Linares.
La Empresa Nacional del Petróleo es de propiedad del Estado de
Luego, en 1990 fundó Sipetrol S.A., para explorar y explotar yaci-
Chile. Fue constituida conforme a la Ley Nº 9.618, promulgada el
mientos de hidrocarburos en el extranjero.
19 de junio de 1950. Sus estatutos fueron aprobados por Decreto Nº 1.208, dictado el 10 de octubre de 1950, por el entonces
En el área de Magallanes, ENAP explota los únicos yacimientos de
Ministerio de Economía y Comercio.
hidrocarburos del país y proporciona servicios logísticos y portuarios
a importantes clientes que operan en el rubro energético.
Su administración superior radica en un Directorio compuesto por
ocho miembros, encabezado por el Ministro de Minería, quien ocupa
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LA EMPRESA
Presidente
Directores
ALFONSO DULANTO RENCORET
EDUARDO JARA MIRANDA
Ingeniero Civil Industrial
Abogado
Ministro de Minería
Corporación de Fomento de la Producción
RUT: 4.464.861-K
RUT: 3.087.577-K
JORGE MATUTE MATUTE
Vicepresidente
Presidente Federación Nacional de
OSCAR LANDERRETCHE GACITÚA
Trabajadores del Petróleo de Chile
Ingeniero Comercial
Corporación de Fomento de la Producción
Vicepresidente Ejecutivo de la Corporación
RUT: 5.334.581-6
de Fomento de la Producción
RUT: 5.622.345-2
ALFREDO OVALLE RODRÍGUEZ
Abogado
Sociedad Nacional de Minería
RUT: 3.189.009-8
FERNANDO RAMÍREZ PENDIBENE
Ingeniero Civil
Instituto de Ingenieros de Minas de Chile
RUT: 7.876.527-5
RADOVAN RAZMILIC TOMICIC
Ingeniero Civil
Sociedad de Fomento Fabril
RUT: 6.283.668-7
VICENTE SÁNCHEZ CUESTA
Abogado
Corporación de Fomento de la Producción
RUT: 5.954.012-2
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DIREC TORIO EMPRESA NACIONAL DEL PE TRÓLEO
De pie, de izquierda a derecha:
Jorge Matute Matute, Vicente Sánchez Cuesta,
Oscar Landerretche Gacitúa, Eduardo Jara Miranda,
Fernando Ramírez Pendibene.
Sentados, de izquierda a derecha:
Alfredo Ovalle Rodríguez, Alfonso Dulanto Rencoret,
Radovan Razmilic Tomicic.
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LA EMPRESA
REFINERÍA GREGORIO, MAGALLANES.
ORG ANIGR AMA GRUP O DE EMPRESAS ENAP
Directorio
Auditor Corporativo
Francisco Oyarzún Parada
Ingeniero Comercial
RUT: 4.621.519 -2
Gerente General
Daniel Fernández Koprich
Ingeniero Civil
RUT: 7.750.368 -4
Líneas de Negocios
Gerente Línea de Negocios
Refinación, Logística y
Comercialización
Enrique Dávila Alveal
Economista
RUT: 5.032.869 -4
Centro Corporativo
Gerente Línea de
Negocios Exploración y
Producción
Manuel Sánchez Ceballos
Ingeniero Civil Industrial
RUT: 7.215.342-0
Gerente de Magallanes
Raúl León Leiva
Ingeniero Civil
Químico
RUT: 4.512.809 -1
Gerente de
Planeamiento
y Gestión Corporativo
Guillermo del Valle
de la Cruz
Comunicador Social
RUT: 7.379.488 -9
Gerente de Finanzas
Corporativo
David Jana Bitrán
Economista
RUT: 7.296.858-1
Gerente de Recursos
Humanos Corporativo
(Interino)
Aldo Siri Frites
Psicólogo
RUT: 7.201.065-5
ENAP
Refinación
Refinería de Petróleo
Concón S.A.
Gerente General
Sergio Arévalo Espinoza
Ingeniero Civil Químico
y Metalúrgico
RUT: 4.212.294 -7
Petrox S.A. Refinería de
Petróleo
Gerente General
Alfonso Yáñez Macías
Ingeniero Civil Químico
RUT: 5.927.658 -1
Gerente de
Asuntos Corporativos
Jimena Vera Moreno
Ingeniero en
Transportes
RUT: 7.559.348 -1
Gerente de Servicios
Claudio Meza
Arancibia
Ingeniero Civil
Industrial
RUT: 7.667.312-8
ENAP
Logística
ENAP
Internacional
Empresa Almacenadora
de Combustibles S.A.
Gerente General
Mario Arze Contreras
Ingeniero Civil Químico
RUT: 7.754.560 -3
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Fiscal Corporativo
Alvaro Araya Ibáñez
Abogado
RUT: 9.619.372 -6
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Sociedad Internacional
Petrolera S.A.
Gerente General
Vicente Rodríguez Gaete
Geólogo
RUT: 6.181.674-7
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LA EMPRESA
REMUNER ACIÓN DEL DIREC TORIO
2003
Nombre
RUT
Período
2002
M$
M$
Gonzalo Rivas Gómez
9.189.458-0
Año 2002
4.307
Alfonso Dulanto Rencoret
4.464.861-K
Año 2002
4.477
Patricio Morales Aguirre
9.056.930-9
Reemplazo Ministro de Minería
175
Isidro Solís Palma
6.319.537-5
Reemplazo Ministro de Minería
Alfredo Ovalle Rodríguez
3.189.009-8
Años 2002 y 2003
5.133
Eduardo Jara Miranda
3.087.577-K
Años 2002 y 2003
6.754
6.547
Fernando Ramírez Pendibene
7.876.527-5
Años 2002 y 2003
4.978
4.992
Jaime Tohá González
4.093.207-0
Enero 2002 a abril 2003
1.878
5.344
Jorge Matute Matute
5.334.581-6
Años 2002 y 2003
4.621
4.994
Radovan Razmilic Tomicic
6.283.668-7
Años 2002 y 2003
6.754
6.721
Vicente Sánchez Cuesta
5.954.012-2
Julio a diciembre 2003
2.498
Total
373
32.614
4.824
42.754
REMUNER ACIONES DE L A ADMINISTR ACIÓN
Las remuneraciones pagadas en 2003 a la plana ejecutiva superior
Los cargos considerados en la mencionada suma corresponden
de ENAP y filiales ascendieron a $3.182,7 millones, cifra inferior
a 35 ejecutivos superiores: Gerente General, gerentes de Líneas
en 16% en términos nominales, respecto de la pagada en 2002, que
de Negocios, gerentes del Centro Corporativo, Gerente de ENAP
llegó a $3.810,3 millones.
Magallanes y gerentes de las filiales RPC S.A., Petrox S.A.,
Emalco S.A. y Sipetrol S.A.
En los montos indicados está incluido un incentivo variable, que
ENAP otorga a sus ejecutivos en función de los resultados globales
de la empresa, de cada una de las áreas que la conforman y del
Indemnizaciones
nivel de cumplimiento alcanzado en sus metas individuales. Este
incentivo es determinado sobre la base de la remuneración bruta
En 2003 la empresa pagó a ejecutivos superiores indemnizaciones
mensual.
por $60,4 millones, cifra inferior a la pagada en el ejercicio anterior,
cuando canceló por este concepto $1.089 millones.
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HITOS DE L A GESTIÓN 2003
equipamiento computacional y de los sistema informáticos, suscritos
con la firma Olivetti. Desde entonces se han estado modernizando y
Nuevas operaciones en el exterior
homologando todos los sistemas informáticos de ENAP y filiales, lo
que constituye una fase previa para la implementación de un sistema
El 1 de enero Sipetrol asumió la operación de los bloques productores
de gestión unificado sobre la base de la tecnología SAP, proceso este
PBH y MDC en Ecuador. En febrero, adquirió la calidad de operador
último que debiera concluir a fines de 2004.
del Bloque exploratorio El Diyur en el Western Desert de Egipto.
Por otra parte, en julio la compañía Entel se adjudicó en
Paralelamente se concretó la compra de participación de GHK en
licitación pública el contrato para la prestación de servicios
los bloques Dindal y Río Seco de Colombia, con lo que la porción de
de telecomunicaciones a ENAP. Este incluye una de las redes
Sipetrol en dicho negocio llegó al 90,6%.
privadas telefónicas más grandes y modernas del país, lo que
En otro hecho destacable, se firmó un contrato de asociación para
significó la habilitación de un sistema completamente digital,
exploración del bloque 35 en Yemen, al tiempo que la filial se
permitiendo una mayor cantidad y mejor calidad de enlaces y redes
adjudicó el Bloque exploratorio East Ras Qattara en Egipto, donde
comunicacionales.
Sipetrol es el operador de la concesión.
Ranking de creación de valor
Proyecto Común de Empresa
En julio se dio a conocer un estudio de la firma especializada
Con el compromiso de aumentar el valor de ENAP en 50% y luego de
Econsult, en el que ENAP aparece en uno de los primeros lugares
un proceso que tomó ocho meses, el Gobierno, la Administración de
del ranking de empresas con mayor creación de valor en Chile.
ENAP, los trabajadores y los profesionales suscribieron el Proyecto
Común de Empresa (PCE), el 27 de enero. Este acuerdo representa
Plantas para mejorar productos
un paso fundamental para el desarrollo de ENAP, basado en un
modelo de gestión y organización que se funda en la convicción de
El 8 de agosto ENAP y Sigdo Koppers firmaron un acuerdo para
que todos los actores de la organización son los responsables de
construir una Planta de Hidrógeno en Petrox (hoy Refinería Bío
incrementar la productividad, hacer a la empresa más competitiva y
Bío). El proyecto representa una inversión de aproximadamente
agregarle valor.
US$ 31 millones. La Planta tendrá una capacidad de producción
El PCE ratificó el compromiso de los trabajadores con el dueño de
de 25 millones de pies cúbicos de hidrógeno y utilizará como
ENAP, el Estado, para la maximización de excedentes, definido en el
materia prima más de 300 mil m3 /día de gas natural. Su
Plan Estratégico de Negocios.
producción será utilizada en forma total por Refinería Bío Bío en
sus instalaciones, para mejorar la calidad del diesel y de la
Renovación tecnológica
gasolina, reduciendo drásticamente sus contenidos de azufre.
También en agosto se dio inicio a los trabajos de ingeniería de
En junio de 2003 comenzó a regir el contrato de renovación del
detalles de la planta Depentanizadora de Gasolina de Cracking en
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LA EMPRESA
PLANTA CABO NEGRO, MAGALLANES.
Petrox, por la firma Techint. Esta unidad permitirá mejorar el proceso
de formulación de los distintos tipos de gasolinas, con el objetivo de
Nuevas plantas ecológicas
cumplir con las especificaciones medio ambientales, especialmente
el contenido de olefinas.
En octubre se puso en marcha un nuevo sistema de regeneración
continua en la planta de Reformación Catalítica de Refinería
Crédito sindicado
Bío Bío, el que junto con extender el período de operación de la
planta, permite producir gasolinas de mayor octanaje y aumentar
El 29 de agosto ENAP firmó junto a un grupo de bancos
la generación de hidrógeno, utilizado en diversas unidades de la
internacionales un crédito sindicado por US$ 150 millones, a cinco
refinería para mejorar la calidad de los productos, especialmente
años plazo con una tasa de interés de Libor más 0,5% al año. La
en lo que a contenido de azufre se refiere. Su inversión fue de 23,5
operación provocó un gran interés de la banca, lo que se reflejó
millones de dólares.
en la cantidad y composición de las instituciones participantes. A
pesar de que la transacción ascendia a US$ 150 millones, ENAP
Petróleo en Egipto
recibió ofertas por US$ 245 millones por parte de los bancos.
El 7 de octubre, la filial Sipetrol S.A. anunció el hallazgo de petróleo
Nuevas áreas de exploración
en el bloque North Bahariya, en Egipto. Este bloque se encuentra
ubicado en la Cuenca del Western Desert, en el desierto del Sahara.
El 8 de septiembre la filial internacional Sipetrol S.A. se adjudicó una
Está siendo explorado por el consorcio integrado por Sipetrol S.A.
nueva área de exploración petrolera en el sur de Argentina, llamada
que es el operador líder, con una participación del 50%, la empresa
CAM-1, en la que también participa Repsol-YPF. El área CAM-1
estadounidense IPR Transoil Corporation, que posee un 30%, y la
se encuentra ubicada en el océano Atlántico en la zona austral de
compañía croata INA Naftaplin, con un 20% de participación.
Argentina (boca oriental del Estrecho de Magallanes) y es contigua
a otras concesiones donde actualmente Sipetrol explora y produce
Plantas de azufre
hidrocarburos, como son Área Magallanes, CAM-2 A Sur y CAM-3.
Se inauguró en octubre una nueva Planta de Azufre en Refinería
En octubre Sipetrol Colombia firmó el contrato para la exploración
Bío Bío, con capacidad de producción de 45 toneladas diarias. Con
del Bloque Colombia Central en conjunto con las empresas Hocol y
esta nueva planta la empresa pasa a una nueva fase en materia
Petrominerales.
de gestión ambiental, asegurando de esta manera controlar más
eficientemente las emisiones y estar preparada para capturar el
Alianza comercial con Shell
azufre frente a futuros requerimientos de especificaciones de
combustibles cada vez más restrictivas en este componente.
El 9 de septiembre ENAP y Shell Western Supply and Trading,
Una planta similar se inauguró a mediados de noviembre en RPC
firmaron una alianza comercial para abastecer el mercado
(hoy Refinería Aconcagua). Junto con ello se puso en marcha una
centroamericano por entre 100.000 y 175.000 barriles (cargamentos
Unidad de Reducción de Benceno en las gasolinas.
de 16.000 a 28.000 m3) de gasolina por mes, lo que equivale al 25%
de las exportaciones mensuales de gasolina de ENAP.
Segundo muelle en Cabo Negro
Esta alianza se enmarca en el Plan Estratégico de Negocios de
la empresa, cuya meta es internacionalizar las operaciones de
En noviembre se inauguró el Segundo Muelle del Complejo Industrial
downstream y exportar parte de nuestra producción a mejores
y Portuario de Cabo Negro-Laredo. Esta obra es complementaria del
precios, ampliando y fidelizando nuestra cartera de clientes.
Primer Muelle que ha acompañado el desarrollo industrial en la zona
de Magallanes, particularmente de la compañía Methanex, la mayor
Alianza comercial con Exxon Mobil
productora de metanol del mundo.
ENAP y Exxon Mobil firmaron el 10 de octubre una alianza para
ENAP Refinerías S.A.
abastecer el mercado centroamericano. Esta alianza comercial
permite a ENAP exportar anualmente un volumen cercano a
El 27 de noviembre se anunció la fusión de las filiales RPC S.A. y
450.000 metros cúbicos de combustibles de alta calidad al
Petrox S.A. El nombre de la entidad resultante es ENAP Refinerías
mercado de Centroamérica, lo que equivale a cerca del 40% de las
S.A., que comenzó a operar en enero de 2004. La filial se constituyó
exportaciones de gasolina de ENAP.
como una sociedad anónima cerrada, cuyos accionistas son la matriz
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LA EMPRESA
REFINERÍA BÍO BÍO.
ENAP (99,96%) y Corfo (0,04%), que se sometió voluntariamente a
negocio.
las normas de las sociedades anónimas abiertas y a la fiscalización
Crédito a Sipetrol Argentina
de la Superintendencia de Valores y Seguros (SVS).
El 15 de diciembre la filial Sipetrol Argentina S.A., suscribió un crédito
Sistema de Innovación ENAP (SI-ENAP)
sindicado con un grupo de bancos internacionales, por un monto
de US$ 125 millones, a cinco años plazo, con una tasa de interés
ENAP puso en marcha el sistema de innovación SI-ENAP que
de Libor más 0,75%. Estos recursos se destinaron a refinanciar
consiste en un capital de riesgo para proyectos innovativos,
una deuda existente de más corto plazo. Este crédito cuenta con la
asociados al negocio, los cuales han sido seleccionados entre las
garantía otorgada por ENAP.
propuestas realizadas por personal de la empresa. Dentro de éstos,
en 2003 entró en operaciones el proyecto “Aprovisionamiento de
Plataforma Poseidón
combustibles vía marítima en la Octava Región”, siendo el primero
que implementa el SI-ENAP, y que en el año reportó un beneficio
En diciembre se puso en marcha la plataforma Poseidón en la
superior al millón de dólares.
cuenca austral, océano Atlántico, en Argentina. Este proyecto es
fruto del trabajo conjunto entre Sipetrol Argentina y ENAP. El crudo
Proyecto Síntesis
y el gas producido en esta plataforma son enviados a la Batería de
Recepción Tierra del Fuego y desde ahí hacia las instalaciones de
El 18 de diciembre se puso en marcha oficialmente el Proyecto
ENAP en Chile.
Síntesis, destinado a renovar la plataforma de los sistemas de
información con que opera ENAP. Este proyecto requiere de una
Proyecto Complejo Industrial
completa transformación de los procesos de gestión, administrativos
y operativos, con el fin de simplificar los procesos, obtener
El 11 de diciembre, la Comisión Nacional del Medio Ambiente de la
economías de escala, reducir costos e integrar a la empresa en un
Quinta Región aprobó el proyecto de Complejo Industrial en Refinería
solo sistema de procesamiento de información relevante para el
Aconcagua, destinado al procesamiento de crudos pesados para
producir gasolina y petróleo diesel de alta calidad.
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GESTIÓN DE PERSONAS Y REL ACIONES L ABOR ALES
• Desarrollo de habilidades directivas y alineamiento organizacional,
La articulación entre la estrategia de negocios y la gestión de
personas, se desarrolla y sustenta sobre los acuerdos y consensos
a través del Programa de Desarrollo de la Supervisión, con foco en
alcanzados en el Proyecto Común de Empresa (PCE), el cual desde
el modelo de gestión (Plan Estratégico de Negocios, PCE y Plan
el punto de vista laboral asegura el proceso de creación de valor y
compromete el aporte de las personas en torno a la visión, misión y
objetivos estratégicos de la compañía. Se pueden destacar, dentro
Anual de Gestión).
• Avance y profundización en la gestión del PCE, mediante la
elaboración de protocolos complementarios, acuerdos estratégicos
y políticas comunes para la administración de personas.
de los logros y avances más relevantes de nuestra gestión de
• Gestión del clima organizacional en la línea administrativa, como
recursos humanos, los siguientes hitos:
factor de agregación de valor y variable para la productividad del
negocio (incidencia sobre los resultados).
• Suscripción del PCE 2003-2006.
• Desarrollo de equipos de trabajo y construcción de capital social
para el alineamiento de los trabajadores en torno a las exigentes
metas estratégicas de ENAP.
D OTACIÓN GRUP O EMPRESAS ENAP
Dotación ENAP*
1998
1999
2000
Composición del personal ENAP 2003
2001
2002
2003
Magallanes
1.569 1.547 1.521 1.337 1.269 1.228
Petrox
604
624
629
633
626
633
RPC
597
581
566
562
559
553
Centro Corporativo 170
169
171
171
172
176
Emalco
131
128
129
124
124
118
Sipetrol
165
176
185
234
286
382
Petro Servicio Corp.
6
Total
3.242
3.225
3.201
3.061
3.036
3090
Ejecutivos Profesionales Trabajadores
Petrox
RPC
Emalco
Magallanes
Sipetrol
Centro Corporativo
Total
19
27
10
30
38
41
105
106
5
258
224
68
509
420
103
940
120
67
165
766
2.159
Total
633
553
118
1.228
382
176
3.090
*Incluye sólo personal con contrato indefinido.
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ENTORNO DEL NEGOCIO
TERMINAL DE ALMACENAMIENTO DE
COMBUSTIBLES DE ENAP EN
ISLA DE PASCUA
ENTORNO DEL NEGOCIO
LOS BONOS CORPORATIVOS DE ENAP SE TRANSAN EN LOS PRINCIPALES MERCADOS DE VALORES DE CHILE Y EL EXTERIOR.
SITUACIÓN DEL MERCAD O INTERNACIONAL
La demanda mundial por petróleo creció 1,9 % en 2003,
2002-2003 muestra que la gran contracción de los inventarios
totalizando 78,9 millones de barriles por día (bpd), impulsada por
de crudo en Estados Unidos se concentró en el primer semestre
el mayor consumo de Asia Oriental (especialmente China) y por la
de 2003, sin duda por la menor producción de Venezuela, como
recuperación de la demanda estadounidense.
consecuencia de la huelga general de fines de 2002, y luego por
la guerra en Irak en marzo del mismo año, liderada por Estados
La oferta total de petróleo (incluyendo condensados y sintéticos)
Unidos y Reino Unido, que interrumpió las exportaciones de crudo
subió 3,7 %, alcanzando los 78,9 millones de bpd, proviniendo de la
iraquí, las que hacia el término del ejercicio 2003 aún no lograban
OPEP casi dos tercios de la mayor oferta.
normalizarse.
El equilibrio de oferta y demanda no permitió que los inventarios
Durante 2003 el precio del petróleo crudo marcador internacional
mundiales de petróleo se recuperaran de la baja experimentada en
West Texas Intermediate (WTI) registró un promedio anual de 31,1
2002, permaneciendo en un bajo nivel durante todo 2003.
US$/barril, mayor en 18,7 % al promedio alcanzado en 2002 (26,1
US$/barril). La razón principal de esta alza fue el reducido nivel
Así, en el crucial mercado de los Estados Unidos, los inventarios
de los inventarios de crudo a lo largo de 2003, factor que generó
comerciales se mantuvieron en niveles históricamente bajos a lo largo
incertidumbre en el mercado del crudo.
del año, alcanzando un promedio de 281 millones de barriles, 8%
inferior al promedio de 306 millones de barriles registrado en 2002.
Si se examina la evolución del precio del WTI a lo largo del año, se
observa que el primer trimestre estuvo dominado por la tensión pre-
Tal como puede apreciarse en el gráfico adjunto, una comparación
bélica en Irak y luego por la menor incertidumbre a que dio paso la
Petróleo crudo WTI
(US$/bbl)
Mercado Mundial de Petróleo 2002-2003
Cifras en millones de barriles de petróleo /día (bpd)
38
2003
Variación
77,4
76,1
47,7
25,4
3,0
-1,3
78,9
78,9
48,7
27,1
3,1
0
1,5
2,8
1,0
1,7
0,1
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32
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28
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Dic.
Nov.
Oct.
Sep.
Ago.
Jul.
Jun.
May.
Abr.
Mar.
Feb.
24
Fuente: Argus Global Markets
22
36
Ene.
Demanda
Oferta
Total No-OPEP
Crudo OPEP
Condensados OPEP
Var. inventarios
2002
22
Inventarios Comerciales de Petróleo Crudo en EE.UU.
(Promedio mensual)
2002
2003
Precios internacionales crudo y productos 2003
(US$/barril)
330
Diesel
320
Gasolina 93
WTI
45,0
310
Millones de barriles
300
40,0
290
35,0
280
270
30,0
260
25,0
20,0
Dic.
Nov.
Oct.
Sep.
Ago.
Jul.
Jun.
May.
Abr.
Mar.
Feb.
Ene.
Dic.
Nov.
Oct.
Sep.
Ago.
Jul.
Jun.
May.
Abr.
Mar.
Feb.
Ene.
250
guerra en ese país, que comenzó el 19 de marzo con una fuerte baja
Los precios de los productos refinados en el mercado de la costa
del precio a contar de esa fecha. Así, mientras en enero el precio fue
estadounidense del Golfo de México, que sirven de pauta para los
33,0 US$/barril, el máximo anual se alcanzó en febrero con 35,8
precios en Chile, en general siguieron una evolución similar a la del
US$/barril, bajando luego a 33,4 US$/barril en marzo. Esto como
precio del crudo WTI, pero con importantes diferencias estacionales.
promedios mensuales; el máximo diario se alcanzó el 7 de marzo
con 37,8 US$/barril, cuando se hacía inminente el ataque a Irak.
El precio del petróleo diesel alcanzó su máximo del año en febrero,
con 44,4 US$/barril (105,7 US cts/galón), debido a un tardío
La guerra terminó el 10 de abril sin que hubiera un daño significativo
recrudecimiento del invierno boreal, que hizo también que en dicho
a los pozos petrolíferos de Irak, lo que creó optimismo en el
mes se alcanzara la máxima brecha con el precio del crudo (8,6
mercado, haciendo bajar fuertemente los precios en abril y mayo,
US$/barril). En los meses siguientes siguió la evolución del precio
meses en que el precio promedió levemente sobre los 28 US$/barril.
del crudo WTI, pero con bajas más pronunciadas y alzas menores,
Únicamente el reducido nivel de los inventarios de crudo en Estados
estrechándose la diferencia al mínimo de 0,4 US$/barril en junio.
Unidos impidió un descenso mayor del precio del crudo. El menor
Recién a partir de octubre, el precio del diesel empezó a crecer
precio diario del año se registró el 29 de abril, con 25,2 US$/barril.
más rápido que el precio del crudo, al aumentar estacionalmente su
demanda, ampliándose la brecha a más de 3 US$/barril en el último
En junio y julio el precio subió a 30,7 US$/barril, y en agosto
trimestre. En el año, el precio del diesel promedió 34,1 US$/barril
a 31,6 US$/barril, a medida que se evidenciaba un fuerte
(83,0 US cts/galón).
crecimiento de la demanda en Estados Unidos, el mayor
consumidor del planeta, mientras se entraba de lleno en la
En cuanto al precio de la gasolina, también alcanzó su máximo
temporada de incremento en el consumo de gasolina, en tanto
del año en febrero, con 42,6 US$/barril (101,5 US cts/galón). En
que las dificultades para reanudar las exportaciones de crudo
los meses siguientes siguió la evolución del precio del crudo WTI,
iraquí mantenían peligrosamente bajos los inventarios.
pero con bajas menos pronunciadas y alzas mayores al aumentar
estacionalmente la demanda en los Estados Unidos en la primavera
La demanda por gasolina fue adecuadamente abastecida, lo que
y verano boreales. El diferencial del precio de la gasolina alcanzó
hizo caer el precio del crudo a los 28 US$/barril, en septiembre, al
un máximo de 9,9 US$/barril, con respecto al precio del crudo en
concluir la temporada de verano en el hemisferio norte.
el mes de agosto. En dicho mes el precio de la gasolina fue de 41,5
US$/barril (98,8 US cts/galón). A partir de septiembre, el precio
Sin embargo, en el último trimestre, el precio promedio mensual subió
de la gasolina se mantuvo en torno a los 35 US$/barril (83,3 US
sucesivamente a 30, 31 y 32 US$/barril al entrarse en la temporada
cts/galón) al bajar su demanda junto con el fin del verano boreal. En
de acumulación de inventarios de diesel para calefacción, mientras
el año, el precio de la gasolina promedió 36,8 US$/barril (87,7 US
continuaban anormalmente bajos los inventarios de crudo en Estados
cts/galón).
Unidos. El nerviosismo del mercado por el abastecimiento de diesel
presionó al alza el precio de éste, e indirectamente el precio del crudo.
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ENTORNO DEL NEGOCIO
E VOLUCIÓN DEL CONSUMO EN CHILE
Situación del mercado nacional
muy baja (menor al 10% hasta 1997).
El consumo de productos refinados del petróleo en Chile alcanzó
En el caso del kerosene, el consumo bajó 11,0 %, a 0,84 millones
en 2003 los 12,86 millones de metros cúbicos (221.600 barriles/
de metros cúbicos (14.500 barriles/día), principalmente a
día), lo que significó una disminución en el consumo de 0,5 % con
consecuencia del alza del precio de 17 %. En el caso del kerosene
respecto al año anterior. Esto a pesar de que la actividad económica
de uso doméstico, a lo anterior se agregó el efecto de la sustitución
del país, medida por el PIB, creció en 3,2 % en 2003, según cifras
en calefacción y otros usos domésticos por gas natural y gas licuado.
preliminares del Banco Central.
El consumo de gas licuado bajó en 3,7 %, a 1,70 millones de metros
Los precios de los combustibles experimentaron alzas importantes
cúbicos (29.200 barriles/día), afectado por un alza de 15 % en su
en términos reales (vale decir, descontada la tasa de inflación
precio en 2003. Aunque el gas natural no parece haber tenido un
general), debido al aumento de los precios internacionales relevantes
impacto mayor en desplazar el consumo existente de gas licuado, sí
para Chile (mercado de la Costa del Golfo en Estados Unidos); alzas
ha mermado las posibilidades de crecimiento de este combustible
que afectaron negativamente el consumo. Además, el consumo
en los grandes centros urbanos (Santiago, Concepción-Talcahuano y
de productos refinados del petróleo continuó siendo afectado
Valparaíso-Viña del Mar).
por el crecimiento del consumo de gas natural, que sustituye
principalmente al petróleo combustible N°6, de importantes
El consumo de productos industriales (solventes, olefinas, productos
consumidores industriales. El consumo de este producto cayó casi
asfálticos, etc.) fue de 0,62 millón de metros cúbicos (10.800
21 % (144.000 metros cúbicos) con respecto al año anterior.
barriles/día), cayendo en 2,4 % con respecto al total del año
anterior, también afectado por alzas de precios.
Por productos individuales, el comportamiento del consumo durante
el 2003 fue disímil: mientras bajaron los consumos de gasolina,
El consumo total de diesel llegó en 2003 a 5,20 millones de metros
kerosene, gas licuado y productos industriales, subieron los de
cúbicos (89.600 barriles/día) manteniéndose como el producto con
petróleo diesel y petróleos combustibles (incluye IFOS).
mayor consumo individual. El aumento del consumo del diesel (3,6 %)
fue favorecido por el aumento relativo de la flota de vehículos livianos
En el caso de la gasolina, el consumo alcanzó 2,93 millones de
diesel con respecto a la flota de vehículos livianos, con motores
metros cúbicos (50.600 barriles/día), disminuyendo así en 2,4 %
gasolineros, con un impacto negativo muy menor del alza de 17% en
con respecto al año 2002.
su precio durante el año.
También tuvo un impacto negativo sobre el consumo de gasolina
El consumo de petróleos combustibles fue de 1,56 millones de
(y positivo sobre el consumo de diesel) el incremento relativo de la
metros cúbicos (26.900 barriles/día), con un leve aumento de
flota de vehículos livianos diesel, con respecto a la flota de vehículos
0,7 % debido a que el alza en el consumo nacional de combustibles
livianos con motores de gasolina. El crecimiento de la importación
marinos (Ifos) fue levemente superior a la sustitución del petróleo
de vehículos livianos diesel como proporción de la importación total
combustible N°6 por gas natural en algunas compañías mineras de
de vehículos livianos nuevos, al 23 % actual, es evidencia de dicho
la zona norte del país.
incremento, ya que hasta muy recientemente esta proporción era
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ENAP ABASTECE CON LA MAYOR PARTE DE LOS COMBUSTIBLES REQUERIDOS POR EL MERCADO CHILENO.
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LAS PLANTAS Y LOS PRODUCTOS DE ENAP
RESPONDEN A LAS MÁS RIGUROSAS
EXIGENCIAS AMBIENTALES Y DE CALIDAD
APLICADAS EN CHILE Y EN LOS MERCADOS
INTERNACIONALES.
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INVERSIONES
Durante 2003 ENAP concretó una inversión en proyectos por un
como fungicida y fertilizante para la agroindustria. La mayor
total de US$ 264 millones, de los cuales US$ 131 millones fueron
capacidad de recuperación de azufre permitirá enfrentar las nuevas
ejecutados por la Línea de Negocios de Exploración y Producción
especificaciones de contenido de este elemento en los combustibles,
(E&P) y US$ 133 millones por la Línea de Negocios de Refinación,
asegurando una reducción en las emisiones de las refinerías.
Logística y Comercialización (RL&C). Esta cifra incluye los aportes
de capital en las distintas sociedades en que participa la Empresa.
Por su parte, la Línea de Negocios de Exploración y Producción
concretó durante 2003 inversiones por un monto de US$ 110
En RL&C, la inversión se concentró principalmente en las refinerías
millones en sus actividades internacionales, principalmente en
Bío Bío y Aconcagua, con montos de 70 y 39 millones de dólares
Argentina, Colombia, Ecuador, Egipto e Irán. En total se perforaron
respectivamente. Las inversiones restantes se destinaron a los
37 pozos relacionados con actividades de desarrollo, extensión y
aportes de capital en sociedades con terceros, a actividades de la
exploración de reservas. Dentro de los hitos relevantes se pueden
Línea en Magallanes y a la filial Emalco.
mencionar:
Entre los proyectos relevantes que finalizaron su construcción en
• El 1 de enero de 2003, la sucursal Ecuador de Sipetrol, SIPEC,
Refinería Aconcagua está la Planta de Reducción de Benceno
tomó control de los campos Mauro Dávalos Cordero (MDC) y
en Gasolinas y la Unidad de Remoción de Fenoles, que tiene por
Paraíso, Biguno y Huachito (PBH) e inició el plan de actividades
objetivo remover los compuestos fenólicos, lo que permite disminuir
para su desarrollo.
las emisiones de los mismos en los efluentes.
• Se aumentó la participación en los bloques Dindal y Río Seco en
En Refinería Bío Bío se terminó el proyecto de Regeneración Continua
• Inicio de la producción de crudo y gas natural en la plataforma
Colombia, de 32,7% a 90,6%.
de la Planta de Reformación Catalítica. El proyecto consistió en la
instalación de un sistema de regeneración continua del catalizador
en la Planta de Reformación Catalítica original, el cual disminuye
Poseidón, ubicada en el bloque CAM 2 A Sur en la cuenca austral
de Argentina.
• Descubrimiento de petróleo en el pozo Ganna 1 en el Bloque
los tiempos de detención. El propósito final es aumentar el octanaje
North Bahariya, en Egipto. Se espera que durante 2004 este
de la gasolina producida en la unidad, incrementando además la
descubrimiento sea puesto en producción.
disponibilidad de hidrógeno usado en otros procesos.
En 2003 se adicionaron a la cartera de proyectos tres nuevos
En el ámbito de los proyectos que ENAP realiza con la participación
bloques: en Egipto el bloque East Ras Qattara, en Colombia el
de terceros, en 2003 destacó el término de la construcción de dos
bloque Colombia Central y en Argentina el bloque CAM-1, todos con
plantas recuperadoras de azufre por parte de la sociedad Petrosul
potenciales importantes de reservas y valor.
S.A., sociedad en la que participan ENAP (15,79%), RPC (15,8%),
28
Petrox (15,8%), Ferrostaal AG (44,56%), Inversiones Concón (6,4%)
En Chile, las inversiones realizadas por la Línea de E&P en
e Inversiones Lenga (1,65%). Una de estas plantas de azufre está
Magallanes alcanzaron a US$ 21 millones. Estas tienen por objetivo
ubicada en la actual Refinería Aconcagua, y la otra en la actual
la optimización del uso del gas natural, mejoras extractivas y las
Refinería Bío Bío. Cada planta tiene una capacidad de producción
adecuaciones logísticas necesarias para satisfacer nuevas demandas
de 45 toneladas de azufre por día, cuyo uso es principalmente
de gas en la zona por la planta de metanol de Methanex.
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REFINERÍA ACONCAGUA.
GESTIÓN AMBIENTAL CORP OR ATIVA
A lo largo de 2003 se desarrollaron diversas acciones relacionadas
ENAP, incorporándola como una variable del Plan Estratégico de
con la implementación de los objetivos contenidos en la Política
Negocios.
Ambiental Corporativa del Grupo de Empresas ENAP. Al mismo
tiempo continuó fortaleciéndose el rol activo de las Líneas y
Durante el presente ejercicio ENAP y la Subsecretaría de Transportes
Unidades de Negocios en sus relaciones con los organismos públicos
suscribieron un convenio para la implementación de un laboratorio
y privados relacionados con la temática ambiental, lo que ha
de medición de emisiones para vehículos pesados, en el Centro de
permitido impulsar diversos programas de cooperación y difusión,
Control y Certificación Vehicular (3CV), organismo dependiente de
manejo de pasivos ambientales, control de impactos ambientales de
dicha Subsecretaría.
las operaciones y mejoras de calidad de productos, entre otros.
El convenio contempló la adquisición por parte de ENAP de
En coordinación con las Líneas de Negocios y la Gerencia de
equipos e instrumental para habilitar el laboratorio, los cuales
ENAP en Magallanes, se elaboró el Sistema de Gestión Ambiental
fueron traspasados en la modalidad de comodato a la entidad
Corporativo, el que consta de:
gubernamental. Estaba previsto que este laboratorio se pusiera en
funciones a comienzos de 2004, con el propósito de responder a los
• Manual de Gestión Ambiental Corporativo, con la descripción de
siguientes objetivos:
las actividades existentes en la Empresa, destinadas a asegurar la
gestión ambiental.
• Manual de Indicadores de Desempeño Ambiental, que permite
• Medir las emisiones de vehículos pesados, con pruebas en
vehículos completos.
reflejar los esfuerzos de gestión ambiental, y sus resultados,
• Determinar el nivel de emisiones del parque de buses existente.
en relación con la implementación de la Política Ambiental
• Certificar nuevas tecnologías en propulsión y dispositivos de
Corporativa de ENAP.
• Manual de Costos Ambientales, que permite conocer las
inversiones ambientales, y los costos de operación ambiental.
• Manual de Auditorías Ambientales, para evaluar en forma
sistemática, documentada, periódica y objetiva la gestión
control de emisiones.
• Evaluar emisiones reales de los distintos dispositivos de control en
el transporte público.
• Evaluar el grado de influencia del mantenimiento de vehículos en
relación con su nivel de emisiones.
ambiental del Grupo de Empresas ENAP.
• Programa de Capacitación Ambiental, para difundir al interior de la
La participación de ENAP en la implementación de este laboratorio
Empresa los conceptos ambientales básicos, de acuerdo con el nivel
se explica por el compromiso de contribuir al Plan de Prevención y
de incidencia de las actividades personales sobre el medio ambiente.
Descontaminación Atmosférica de la Región Metropolitana, hecho
que se suma a los esfuerzos que ENAP realiza en el plano del
Este conjunto de herramientas de gestión, permitirá conocer y
mejoramiento de la calidad de los productos, particularmente del
mejorar en forma continua el estado de la gestión ambiental de
petróleo diesel y de las gasolinas.
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SALA DE CONTROL DE REFINACIÓN, REFINERÍA BÍO BÍO.
FAC TORES DE RIESGO DE MERCAD O
Lo anterior ha sido debidamente recogido por las clasificadoras de riesgo
nacionales e internacionales. En efecto, dichas firmas reconocen, entre
ENAP participa en la exploración y producción de hidrocarburos y en
otros aspectos, que una de las fortalezas de ENAP consiste en su habilidad
las siguientes etapas de la cadena productiva: refinación, transporte,
de administración de la cartera de negocios para generar mejores márgenes
almacenamiento y comercialización de los productos derivados del
de operación, con razonables indicadores de endeudamiento financiero, lo
petróleo. De estas actividades una parte sustancial de las operaciones
que le ha permitido a la empresa mantener una clasificación de compañía
corresponde a la refinación y comercialización de sus productos en
investment grade, más allá de las contingencias experimentadas por
Chile, con una participación en torno al 86% del mercado nacional. En
algunos países de la región durante el último año.
los últimos años se ha abierto paso a la exportación de estos productos,
La clasificación de riesgo de largo plazo de ENAP a diciembre de 2003 era:
principalmente a países de América Latina, continuando con su proceso
de internacionalización.
Clasificación de riesgo de ENAP, a diciembre de 2003
Factores ambientales
Nacional
Feller Rate
AAA
Todas las áreas de negocio donde participa ENAP están sujetas
Fitch Rating
AAA
a extensas regulaciones medioambientales que obligan a realizar
Internacional
estudios de impacto ambiental de los futuros proyectos para su
Standard & Poor’s*
A-
aprobación, como también de las plantas que están en operación
Moody’s
Baa1
para minimizar los efectos de contaminación. Cabe señalar que
* En enero de 2004 esta clasificadora elevó su evaluación a la categoría A.
ENAP y sus filiales siempre se han ajustado en sus proyectos y
operaciones a la regulación ambiental de las distintas jurisdicciones
en que participan, cumpliendo con su normativa.
TIP O DE CAMBIO Y TASAS DE INTERÉS
Factores operativos
A pesar de tener parte importante de los ingresos denominados en
pesos chilenos y sus pasivos expresados en dólares, la exposición
El abastecimiento del petróleo crudo para sus refinerías lo obtiene
de la empresa a las variaciones en el tipo de cambio se ha visto
mayoritariamente desde Argentina (aproximadamente el 66%),
significativamente disminuida por la política de precios para sus
siendo sus principales proveedores Repsol YPF y Chevron San
productos, basada en la paridad de importación y por ello indexada
Jorge. No obstante lo anterior, ENAP está en condiciones de
en dólares. Dicha paridad se calcula en forma periódica, para
acceder a mercados alternativos de suministro de petróleo crudo y
mantener una posición competitiva, considerando la libertad de
productos, situación que le permite asegurar el abastecimiento y los
precios y de importación que existen en Chile.
compromisos comerciales adquiridos.
En términos de riesgo de tasa de interés, la empresa mantiene
El riesgo relevante para el negocio está esencialmente en el margen
una combinación de deuda financiera en tasa fija (principalmente
de refinación, el que se ve afectado por las fluctuaciones de precio
bonos de largo plazo) y tasa variable (principalmente créditos
en los mercados internacionales de crudo y los productos refinados.
bilaterales y sindicados), que al 31 de diciembre de 2003 era
Para mitigar lo anterior, las refinerías han continuado ajustando
aproximadamente 81% fijo, versus 19% variable. Esta relación
favorablemente sus estructuras de costos a la competitividad de esta
incrementó el porcentaje de tasa fija comparado con igual fecha
industria, y han orientado sus inversiones a incrementar tanto su
del año anterior, cuando el endeudamiento financiero de la empresa
flexibilidad operativa como la calidad de sus productos.
era aproximadamente 57% fijo, versus 43% variable.
Junto con lo anterior, la Empresa ha debido enfrentar la rebaja
Asimismo, ENAP mantiene para efectos de cobertura una posición en
arancelaria por la entrada en vigencia del Tratado de Libre Comercio
instrumentos derivados, tanto en cross currency swap, correspondiente
entre Chile y Estados Unidos, en 2004.
a una parte significativa de la emisión del Bono en el mercado
nacional en octubre de 2002, para llevar su denominación de UF a
Dado que ENAP ha efectuado inversiones en exploración y
dólares de los Estados Unidos, como en operaciones de swap para fijar
producción de petróleo en países con mayor grado de riesgo-país
la tasa de interés variable de una parte significativa de los créditos
que el chileno, lo que puede afectar individualmente a alguna filial
sindicados denominados en dólares de Estados Unidos. La empresa no
extranjera, se están realizando las acciones para incrementar la
participa de operaciones de futuros ni en otros mercados de cobertura
diversificación de las inversiones en el exterior, reduciendo con ello
financiera para los riesgos de precio de commodities.
el riesgo global de la empresa.
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SÍNTESIS DE RESULTAD OS
Por su parte, la filial Emalco S.A. obtuvo un resultado operacional
positivo, el cual pasó de $ 3.370 millones en diciembre del año
Durante el ejercicio 2003 ENAP tuvo una utilidad final de $ 87.858
2002 a $ 3.798 millones en el año 2003, lo que en términos
millones, superior en 47,8% al ejercicio 2002 ($ 59.452 millones).
porcentuales equivale a un incremento de 12,7%.
Aunque el resultado operacional de $ 129.616 millones fue inferior
al de 2002 ($ 177.168 millones), este menor ingreso se vio
Sipetrol S.A. experimentó una caída respecto de 2002, por
fuertemente contrarrestado por la utilidad de $ 67.037 del resultado
provisiones de activos petroleros en el exterior, generando un
no operacional, que estuvo influido por la revaluación del peso. Este
resultado operacional menor en $ 10.456 millones respecto al año
mismo rubro en el 2002 tuvo una pérdida de $ 69.867 millones.
precedente.
Las utilidades de ENAP están afectas a un impuesto especial
No obstante la baja en el resultado operacional del estado de
adicional de 40%, establecido en el Decreto Ley 2.398. Con el
resultados, el EBITDA (utilidades antes de intereses, impuestos,
objetivo de hacer comparable el resultado de ENAP con el resto de
depreciaciones y amortizaciones) del ejercicio que mide la
las sociedades anónimas del país, éste se ha medido sólo con el
generación de flujos a nivel operacional ascendió a US$ 424,8
Impuesto a la Renta de Primera Categoría (16,5%), el cual alcanzó a
millones, cifra superior en US$ 5,5 millones a la del año anterior.
$ 161.775 millones y que es 69% superior al de 2002.
Resultado no operacional
Resultado operacional
El resultado no operacional pasó de una pérdida de $ 69.867
El resultado operacional de 2003 se estructuró de forma diferente
millones a diciembre de 2002 a una utilidad de $ 67.037 millones
en comparación con 2002, debido a la evolución de los precios
en 2003.
internacionales del crudo y productos, a la revaluación del peso y a
Este mayor resultado no operacional se explica principalmente por la
provisiones constituidas durante el ejercicio.
importante utilidad generada por la diferencia de cambio registrada
En el primer trimestre de 2003 se registraron márgenes de
a diciembre de 2003, que alcanzó a $ 114.118 millones, mientras
refinación excepcionalmente altos, debido a que los precios de
que a diciembre de 2002 ésta registraba una pérdida de $ 58.003
ventas se vieron favorecidos por el alza del tipo de cambio y de los
millones. Esta utilidad se generó por la revaluación del peso respecto
precios de paridad internacionales. También ayudó al aumento del
del dólar estadounidense y que alcanzó a 17,4% durante 2003.
margen, el hecho de que el costo de ventas de estos productos
correspondiera principalmente a stock de productos de fines de
Al cierre de diciembre de 2003 el tipo de cambio fue de $ 593,80
2002, que tuvo costos de importación más bajos. Lo anterior
y a diciembre 2002 éste ascendió a $ 718.61. La utilidad generada
significó que dicho trimestre tuviera un resultado operacional muy
por este concepto se debe básicamente a la posición de pasivos
fuerte, que luego se mantuvo o decayó levemente durante el resto
contratados en dólares.
del año. Esto último debido principalmente a la volatilidad del precio
Activos
de paridad internacional de los combustibles y a la brusca caída que
experimentara el tipo de cambio en el segundo semestre del año.
Estados de resultados ENAP
Adicionalmente, el resultado operacional también se vio afectado por
el hecho de que la empresa adoptara criterios más conservadores,
incrementando el nivel de provisiones que no implican desembolsos
de fondos, relacionados principalmente con la valoración de
activos fijos petroleros en el exterior y stock de materiales
(aproximadamente $ 38.710 millones).
En este ejercicio disminuyó el resultado operacional de la filial RPC
S.A., cayendo en 13,1%, equivalente a $ 7.183 millones, en relación
con el ejercicio 2002. En tanto, Petrox S.A. Refinería de Petróleo
reflejó un menor resultado de explotación de $ 22.492 millones en
relación con igual fecha de 2002.
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(MM$ diciembre 2003)
2003
Resultado de explotación
129.616
Resultado fuera de la explotación 67.037
Impuestos y otros
-108.795
Utilidad del ejercicio
87.858
2002
Variación
177.168 -47.552
-69.867 136.905
-47.849 -60.945
59.452
28.407
PLANTA DE DIPE EN REFINERIA ACONCAGUA
debido principalmente al incremento de las obligaciones con
Al 31 de diciembre de 2003 ENAP tenía activos por $ 1.504.560
bancos e instituciones financieras. La deuda con proveedores de
millones, los que representan una reducción respecto a 2002
crudo y productos de largo plazo fue refinanciada, produciendo una
de $ 43.539 millones.
disminución de los documentos por pagar a largo plazo.
El Activo Circulante presenta una disminución respecto de 2002
En 2003 la empresa obtuvo dos créditos de largo plazo, uno por US$
de $ 22.896 millones, reflejando menores saldos las cuentas
150 millones suscrito por ENAP y otro por US$ 125 millones suscrito
Deudores por Ventas, Existencias e Impuestos por Recuperar. No
por Sipetrol Argentina S.A., con garantía de ENAP, que fueron destinados
obstante lo anterior, no se puede dejar de mencionar que dentro de
básicamente a refinanciamiento y reestructuración de la deuda.
los Activos Corrientes, existió un aumento de la liquidez pasando
de 1,12 a 1,20 veces en 2003, reflejándose en mayores saldos
Patrimonio
en las cuentas de Disponible, Depósitos a Plazo y Otros Activos
Circulantes, lo cual corresponde a una situación puntual debido a
Al cierre del presente ejercicio el Patrimonio de ENAP presentó
que Sipetrol Argentina obtuvo un crédito de largo plazo hacia fines
una disminución respecto del año anterior de 10,7%, pasando
de año, cuyos recursos fueron destinados al pago de proveedores
de $ 470.714 millones en 2002 a $ 420.361 millones en 2003.
en los primeros días de 2004.
Esta baja se explica principalmente por la disminución en Otras
Reservas, por el efecto del ajuste de conversión, de acuerdo con lo
establecido en el Boletín Técnico Nº 64 del Colegio de Contadores
Pasivos
de Chile A.G.; el cual refleja en el Patrimonio la disminución de la
inversión en el exterior, motivada por la baja del dólar respecto del
El total de pasivos exigibles en pesos, al 31 de diciembre de 2003,
peso chileno, durante 2003. Los anticipos de utilidades al Fisco
prácticamente no tuvo variación, pasando de $ 1.077.266 millones en
durante el ejercicio ascendieron a $ 86.777 millones.
diciembre de 2002 a $ 1.084.062 millones a igual fecha de 2003.
Tipo de cambio
Los pasivos circulantes muestran una disminución de $ 56.426,
equivalente a 10,8% respecto del año anterior, baja que se debe,
Balance ENAP
(MM$ diciembre 2003)
entre otras razones, a la revaluación del peso. Por otra parte la
Deuda con Proveedores disminuyó respecto de 2002, ya que ésta
fue refinanciada a través de un crédito sindicado de largo plazo,
suscrito en el segundo semestre de 2003, por US$ 150 millones.
La mayor disminución de los pasivos circulantes en relación con los
activos, permitió que a fines del año se produjera un aumento del
Total activos
Total pasivo exigible
Interés minoritario
Patrimonio
2003
2002
Variación
1.504.560
1.084.062
137
420.361
1.548.099
1.077.266
119
470.714
-43.539
6.796
18
-50.353
Capital de Trabajo en $ 33.530 millones.
Los pasivos de largo plazo experimentaron un aumento de 11,4%,
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Evolución del precio del dólar
Un retroceso de $ 125 por dólar experimentó durante 2003 el tipo
2003
2002
2001
593,80
-17,4%
-124,8
718,61
9,7%
63,8
654,79
14,1%
81,1
de cambio, lo que en términos porcentuales equivale a 17,4%.
El mercado cambiario, durante el año recién pasado, estuvo volátil.
La incertidumbre se apoderó de la primera mitad del año, debido
Dólar observado (cierre)
Variación porcentual
Variación en pesos
principalmente a un clima bélico en Oriente Medio, el cual afectó el
precio del petróleo. Estos factores terminaron por depreciar el peso
Cotización dólar observado
chileno, el que alcanzó una paridad de $ 757,3 el 10 de marzo,
2002
cuando las tropas estadounidenses iniciaron su campaña bélica en
750,3
736,2
tipo de cambio de $12,9.
704,4
699,1
706,2
710,4
703,6
697,9
688,1
672,3
680
benefició con la sorpresiva escalada en el precio del cobre.
660
655,9
646,4
626,9
Sin embargo, la mayor demanda de este metal por parte de los
principales consumidores se reflejó en la drástica caída del tipo de
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720
700
703,3
661,0
655,9
640
621,3
620
600
593,8
Oct.
Sep.
Ago.
Jul.
Jun.
May.
Abr.
Mar.
Feb.
580
Ene.
cambio en el segundo semestre, el cual cerró el año en $593,80.
718,6
Dic.
De ahí en adelante la situación económica de nuestro país se
740
728,5
714,1
676,2
760
748,7
731,4
Nov.
Irak. Así, el primer trimestre de 2003 finalizaba con un alza en el
2003
BAHÍA QUINTERO, DONDE SE UBICA UNA DE LAS TERMINALES MARÍTIMAS DE ENAP REFINERIAS S.A.
CONTR ATOS CON PROVEED ORES
SEGUROS
Durante 2003 los requerimientos de petróleo crudo de las refinerías
ENAP y sus filiales tienen contratos de seguros para sus bienes físicos,
ENAP fueron cubiertos principalmente a partir de contratos de
existencias, perjuicios por paralización, transporte marítimo de crudos
abastecimiento con compañías internacionales. Los principales
y productos, y de responsabilidad civil.
proveedores fueron Repsol YPF, Chevron San Jorge, Petrobras, Vintage
Oil, Glencore, TotalFinaELF y Sipetrol, filial internacional de ENAP.
La diferencia fue abastecida por compras en el mercado spot de
crudos y por producción nacional de ENAP.
CONTR ATOS CON CLIENTES
La producción de combustibles de ENAP y las partidas que importa
en forma ocasional son vendidas a las compañías distribuidoras
que operan en el país, a través de contratos suscritos con éstas.
De este modo, ENAP abasteció el 85,6% del mercado nacional de
combustibles, principalmente a través de contratos suscritos con
distribuidoras del país: Copec, Shell, Esso, YPF y otras menores. Las
ventas de ENAP en el mercado nacional alcanzaron a 11 millones de
m3 en el año 2003.
En forma paralela, ENAP continuó con el plan de posicionamiento
en los mercados regionales de la costa del Pacífico americano
y Centroamérica, logrando un volumen de exportaciones de 2,2
millones de metros cúbicos, superando en 672.000 metros cúbicos
el volumen exportado el año anterior.
Durante 2003 se suscribieron contratos con Shell Western Supply
and Trading y con Exxon Mobil para abastecer de gasolinas al
mercado centroamericano.
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ESTANQUES DE ALMACENAMIENTO DE GLP EN PLANTA LINARES DE EMALCO.
PRO PIEDADES Y EQUIP OS
La Empresa Nacional del Petróleo posee los siguientes bienes
FILIAL RPC S.A.
inmobiliarios:
Esta sociedad cuenta con instalaciones industriales para la
• Edificio Vitacura N° 2736, pisos del 7° al 14°, adquiridos bajo
refinación de petróleo crudo y las principales son: Topping y Vacío
la modalidad de leasing en 1999. En estas oficinas funciona el
I, Topping y Vacío II, Visbreaking, Cracking Catalítico, Reformación
Centro Corporativo de la empresa, compuesto por las gerencias
Continua, Hidrocracking, Hidrodesulfurización, Alquilación, DIPE
corporativas y gerencias de líneas de negocio.
(de propiedad de Éteres y Alcoholes S.A. donde participa como
• Ahumada 341, pisos 8 y 9: Oficinas en proceso de venta.
accionista la empresa) y Planta de Azufre (de propiedad de Petrosul
• Predios en Concón: ENAP es dueña de varios predios alrededor de
S.A. donde también participa la empresa como accionista).
las instalaciones de RPC (hoy Refinería Aconcagua) y su objetivo es
dar seguridad a la refinería.
Además, posee instalaciones de plantas de tratamiento: Planta
de ácido sulfúrico, azufre y otros; sistema cerrado de agua de
MAGALLANES
refrigeración; oleoducto de la Refinería a Terminal Marítima
de Quintero; instalaciones de cañerías internas de zonas de
En Magallanes ENAP cuenta con yacimientos de extracción de
estanques a plantas procesadoras y de estas plantas a estanques
petróleo y gas natural, los cuales se encuentran distribuidos
de productos intermedios y finales; zona de bombas para enviar
geográficamente en tres áreas: Isla Tierra del Fuego, Continente y
productos desde la refinería; zona de bomba y terminales
Costa Afuera.
marítimas, incluyendo una de tipo monoboya en Quintero;
Laboratorio Químico; instalaciones para el personal del grupo
ENAP cuenta con una red de oleoductos, gasoductos y poliductos
de bomberos; cuartel para el Cuerpo de Bomberos (para turnos
en la Región de Magallanes. Estos ductos transportan crudo
de 24 horas); carros bomba, equipos y elementos para combatir
y gas natural desde las áreas de producción hasta las plantas
incendios; talleres especializados de mantenimiento y reparación
de procesamiento y terminales y puertos de almacenamiento y
de todas las plantas; equipos eléctricos de emergencia a base de
distribución.
combustible diesel y gas, y sistema de interconexión de gas natural
para ser utilizado como combustible en calderas y generar vapor.
Posee campamentos e instalaciones de servicios en Cerro Sombrero
y Cullen, en la de Isla Tierra del Fuego, y en Posesión y Gregorio, en
La sociedad posee las siguientes propiedades inmuebles en Concón:
el continente.
Predio Avenida Borgoño 25.777 destinado a la industria, Lote 9
Campo Deportivo; Lotes S-Sonacol, industria; Lote E7/B6, sitio
Sus instalaciones industriales abarcan también plantas
eriazo; Dos Norte Lote R-1, industria; Vía 2 a 5, Lote E7/B1, sitio
de procesamiento de gas en Cullen y Posesión, planta de
eriazo; Calle 2 Norte, Lote R-3, industria; Tierra del Fuego esquina
fraccionamiento en Cabo Negro, y la refinería y Terminal de Gregorio;
Magallanes; Lote 16 PC14 A1, Mantagua sitio eriazo; Vía 2 a 5,
un Complejo Portuario e Industrial en Cabo Negro y Laredo;
Lote R-5, sitio eriazo; Camino Particular RPC, Lote R-4, sitio eriazo;
instalaciones industriales en Tres Puentes y un edificio administrativo
Dos Norte 1015, Lote H-4, sitio eriazo; Barros Borgoño 25175,
en la ciudad de Punta Arenas.
Rotonda Concón, Lote 1, oficinas; Parcela 1 Lote 1 camino interior,
Fundo Colmito, Parcela 1 Pozo 23, sitio eriazo; Parcela 1 Lote 1
Camino interior, Fundo Colmito, Parcela 1 Pozo 25, sitio eriazo.
En la Comuna de Quintero las propiedades de RPC 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).
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FILIAL PETROX S.A.
FILIAL EMALCO S.A.
La sociedad cuenta con instalaciones industriales para la refinación
Esta filial cuenta con instalaciones industriales en las plantas
de petróleo crudo, de procesamiento de productos intermedios y de
ubicadas en Maipú, San Fernando y Linares, que alojan estanques
mejoramiento de la calidad de los productos, siendo las siguientes
para el almacenamiento de combustibles líquidos (petróleos diesel,
las principales: Topping y Vacío I, Topping y Vacío II, Visbreaking,
gasolinas y kerosenes) y gas licuado; líneas de interconexión con
Cracking Catalítico, Reformación, Etileno, HDS, Hidrocracking,
estanques de terceros y/o con oleoductos; plantas de envasado de
CHT (donde la empresa participa como accionista), de Coker–HDT
gas licuado; islas de carguío a camiones y, en general, con todos los
(donde la empresa también participa como accionista) y Planta de
equipos y sistemas que permiten desarrollar en óptimas condiciones
Azufre (de propiedad de Petrosul S.A., donde la empresa participa
sus objetivos.
como accionista).
La sociedad posee las siguientes propiedades inmuebles industriales:
También posee las siguientes plantas de tratamientos: Planta de
Maipú, Camino a Melipilla Altura 15.500; San Fernando, Camino a
Sulfhidrato de Sodio, Azufre, Tratamiento de Gases, Tratamiento
Puente Negro S/N; y Linares, ex Fundo San Gabriel, Longaví.
de Aguas Ácidas, Tratamiento de Aguas Aceitosas, Planta de
Suministros (agua de refrigeración, vapor y energía eléctrica),
FILIAL SIPETROL S.A.
estanques para almacenamiento de petróleo crudo y productos
intermedios y finales.
En el desarrollo de yacimientos de hidrocarburos, la filial
internacional de ENAP cuenta con los siguientes activos:
Otras instalaciones industriales de Petrox S.A. son: poliductos
Argentina: Área Magallanes, donde tiene una participación del
para transportar productos terminados desde la Refinería a San
50%; Pampa del Castillo (100% de participación); y Campamento
Fernando y estaciones de bombeo en Chillán y Molina; oleoductos
Central (50%). A su vez, en faenas de exploración en territorio
de la Refinería a terminal marítima de San Vicente; cañerías
argentino participa en los bloques CAM 1 (50%), CAM 2 A Sur
internas desde las zonas de estanques a plantas procesadoras y
(50%) y CAM 3 (50%).
de estas plantas a estanques de productos intermedios y finales;
Colombia: Sipetrol S.A. participa en el desarrollo de los yacimientos
gasoducto para la recepción y entrega de gas licuado; bombas
de Caguán Río Ceibas (27,27%), Dindal (90,60%), Río Seco
para enviar productos desde la Refinería, a través de oleoductos
(90,60%); Oleoducto de Colombia (1,0%) y Oleoducto Alto
hasta San Fernando y San Vicente; bombas en San Vicente para
Magdalena (1,2%). En este país también desarrolla exploraciones en
embarques de productos por vía marítima y recepción de crudos
los bloques Huila Norte (54%), Altamizal (54%), Acevedo (30%),
importados por la misma vía; línea de fuel gas de FCC; oleoducto
Doima (50%), Colombia Central (34%) y Tafura (50%).
Nº 2 a San Vicente; laboratorio químico; instalaciones para el grupo
Ecuador: El 7 de octubre de 2002, Sociedad Internacional Petrolera
de bomberos, cuartel para el Cuerpo de Bomberos, que opera con
S.A. suscribió con la empresa estatal Petróleos del Ecuador
personal voluntario de planta; talleres especializados para atender
(PetroEcuador) y su filial PetroProducción, un contrato de servicios
el mantenimiento y reparaciones de todas las plantas, y equipos
específicos, para el desarrollo y confirmación de reservas en los campos
eléctricos de emergencia que funcionan con diesel y gas natural
Mauro Dávalos Cordero (MDC) y Paraíso, Biguno y Huachito (PBH),
y sistema de interconexión de gas natural para ser utilizado como
de la región amazónica ecuatoriana, cuya operación está a cargo de
combustible en calderas y hornos (generación de vapor).
Sociedad Internacional Petrolera S.A., sucursal Ecuador (Sipec).
Egipto: se encuentra en exploración el bloque North Bahariya (50%),
Petrox S.A. cuenta con las siguientes propiedades: predio Camino a
El Diyur (41%) y East Ras Qattara (50,5%).
Lenga N° 2001, Talcahuano, destinado a industria; Lote A-1, Fundo
Irán: Sipetrol participa en la exploración en el bloque Mehr,
Hualpén Peñuelas, Talcahuano; (sitio eriazo); Lote C, Fundo Hualpén
con el 33%.
Peñuelas, Talcahuano (sitio eriazo); concesión de playa y vía pública
Yemen: En este país la filial internacional de ENAP participa en la
en San Vicente, destinado a industria; bodega en Avda. La Marina
exploración del bloque 35, con el 30%.
655 Lote A-1, Talcahuano; terminal de bombeo en Ruta 5 Km.
412, Chillán; zona de bombeo en Camino a Los Mellizos, Río Claro
Terminal Molina; Hijuela Rucalhue Comuna de San Pedro de la Paz
(sitio eriazo); y Cerro Las Pulgas, Comuna de Talcahuano, destinado
a área de estanques.
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PROGRAMAS DEPORTIVOS DE PROYECCIÓN A LA COMUNIDAD EN REFINERÍA BÍO BÍO.
UTILIDADES DISTRIBUIDAS
POLÍTICA DE DIVIDENDOS
Durante el ejercicio 2003 se traspasaron como dividendos
El Fisco de Chile, a través del Ministerio de Hacienda, puede
provisionales (anticipos al Fisco) recursos por una suma de
ordenar el traspaso a rentas generales de la Nación de anticipos y/o
M$ 86.776.560, según lo requerido por el Fisco, mediante los
utilidades generadas por la Empresa, de acuerdo con lo establecido
Decretos Supremos del Ministerio de Hacienda Nº 330, de fecha
en el artículo 29 del DL 1.263/75. Conforme con esta disposición,
30 de abril de 2003, y Nº 881 de fecha 15 de octubre de 2003.
en el ejercicio 2003 se traspasaron al Fisco M$ 86.776.560, esto
Además, también durante el presente ejercicio se traspasó con cargo
es 98,77% del resultado generado en 2003.
a la utilidad del año 2002 la cantidad de M$ 8.524.916.
En 2002 se habían traspasado M$ 50.818.406 como dividendos
provisionales (anticipos al Fisco). Además ese mismo año se
traspasaron M$ 1.694.497 con cargo a la utilidad del 2001.
Dividendos pagados al Fisco*
Utilidad definitiva
Anticipo de
del ejercicio
utilidades del
Total de
anterior
ejercicio
traspasos**
2003
2002
2001
2000
1999
MM$
MM$
MM$
8.525
1.694
423
11.247
371
86.777
50.818
40.728
38.342
36.943
95.302
52.512
41.151
49.589
37.313
* En moneda al 31 de diciembre de 2003
** Egresos de caja durante el año calendario
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ENAP EN MAGALLANES
ENAP ABASTECE CON PRODUCTOS ENERGÉTICOS A LA CIUDAD DE PUNTA ARENAS DESDE HACE MEDIO SIGLO
ENAP EN MAG ALL ANES
Síntesis de la gestión
la región, realizando un análisis integrado de los sistemas petroleros
de la Cuenca y efectuando una reinterpretación geológica del Bloque
ENAP en Magallanes profundizó sus actividades en el negocio de gas
Lago Mercedes, en el extremo sur de Tierra del Fuego, lo que
natural y sus derivados industriales, en el marco de sus contratos
permitirá desarrollar prospectos exploratorios a contar de 2004.
para las próximas dos décadas de abastecimiento y transporte de gas
natural, principalmente con la compañía Methanex y con la zona
central de Chile para el gas licuado.
Refinación, Logística y Comercialización
La Línea de Negocios de Exploración y Producción (E&P) puso en
En 2003 se profundizaron las relaciones comerciales para ubicar a
marcha el proyecto Poseidón, en el Bloque CAM 2A Sur, en
ENAP como abastecedor natural de combustibles en el sur argentino.
Argentina, con un trabajo conjunto entre Sipetrol Argentina y
En ese marco, se mantienen vigentes los convenios de importación
servicios de apoyo de ENAP Magallanes; avanzó en la optimización y
con tres productores de gas licuado de la Cuenca Austral Argentina y
ampliación de la logística para la producción y el transporte de gas;
también exportaciones de gasolina y diesel al mercado sur de
desarrolló estudios exploratorios en la Cuenca; disminuyó el consumo
Argentina, las que se incrementaron en 45% respecto al año
interno de gas y mejoró la entrega del recurso a los clientes.
anterior. Además, en 2003 se incorporó a un nuevo cliente
importante, la compañía brasileña Petrobras, que permitirá aumentar
Por su parte, la Línea de Negocios de Refinación, Logística y
las exportaciones futuras.
Comercialización (RL&C) realizó avances sustantivos en la
seguridad y en la logística de sus instalaciones; y logró ampliar el
mercado internacional de los combustibles líquidos, con la firma de
Servicios Petroleros
contratos con prestigiosas empresas distribuidoras que operan en
la Patagonia argentina.
En la prestación de servicios petroleros a terceros, en 2003
destacaron las faenas de perforación del Equipo 6 para ROCH, en
En el área de servicios petroleros, en 2003 entró en operaciones el
Río Grande, Tierra del Fuego, Argentina; la habilitación de un
Segundo Muelle de Cabo Negro, potenciando el Parque Industrial
terminal monoboya para el cliente Panamerican Energy, en Costa
Cabo Negro-Bahía Laredo, principal puerta de salida a Chile y el
Afuera del Atlántico Sur; y la reparación de un stinger, del cliente
mundo, de los hidrocarburos y productos petroquímicos producidos y
Mc Dermott, que opera en contrato con Total Austral, en Tierra del
procesados en la Cuenca Austral.
Fuego, Argentina.
En otro ámbito, se elaboró un Sistema de Gestión de Calidad, para lo
Por otra parte, se continuó con el contrato de servicios para la operación
cual se implementaron las etapas previas que permitirán, durante
y mantenimiento de las instalaciones industriales del Gasoducto de
2004, iniciar el proceso de certificación en la norma ISO 9001-
Electrogás S.A., entre San Bernardo y la comuna de Quillota.
2000.
Medio ambiente y comunidad
El abastecimiento y la distribución de los hidrocarburos son
actividades que realiza ENAP en Magallanes con el apoyo de una red
El compromiso de ENAP con las personas, el medio ambiente y las
logística especializada. En este ámbito se ha continuado con el
comunidades donde realiza sus actividades, se ha traducido en una
desarrollo del plan de prevención y conservación de ductos, sobre la
acción que promueve una activa política de prevención de riesgos,
base de inspecciones con herramienta electrónica a la red de
una eficiente gestión ambiental y una relación constructiva con la
oleoductos, poliductos y gasoductos.
comunidad magallánica.
Exploración y Producción
En ese marco, algunos logros destacables de 2003 fueron la
disminución sustantiva de los índices de accidentabilidad laboral,
Junto con sus actividades de optimización productiva, la Línea E&P
tanto de ENAP como de sus empresas contratistas; el mejoramiento
en Magallanes dio especial énfasis a la reevaluación exploratoria en
de la gestión ambiental y una significativa colaboración con la
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ENAP EN MAGALLANES
SEGUNDO MUELLE EN TERMINAL CABO NEGRO, ESTRECHO DE MAGALLANES.
comunidad regional, cuya mayor expresión en el año fue la
años 2001 a 2003, dando así cumplimiento al acuerdo entre las
inauguración del Parque Ecológico Infantil en la Costanera del
directivas sindicales y la administración de la empresa.
Estrecho de Magallanes, en la ciudad de Punta Arenas.
En gestión ambiental destacó el ingreso al Sistema de Evaluación de
la Comisión Nacional del Medio Ambiente (Conama) de tres
declaraciones y un Estudio de Impacto Ambiental; el desarrollo de
labores de biorremediación; una activa comunicación con los
servicios públicos relacionados con la salud y el medio ambiente; el
cierre de vertederos industriales y domiciliarios en los campamentos
de Sombrero y Posesión; la puesta en servicio de dos plantas de
tratamiento de aguas servidas en el Parque Industrial Cabo Negro–
Laredo; y la producción de material informativo y educativo sobre
gestión ambiental para ser difundido al interior de la empresa y en la
comunidad regional.
Desarrollo y Gestión de Personas
En el ámbito del perfeccionamiento de las personas, durante el año
la empresa puso énfasis en las áreas de formación en competencias
de gestión y de relaciones humanas. En ese sentido destacó la
incorporación del estamento supervisor, con el objetivo de apoyar los
planes de competitividad, productividad y la implementación de los
estilos de gestión establecidos en el PCE.
Con este propósito fue implementado, a través del Programa de
Desarrollo de la Supervisión, con alcance a todo el grupo de
supervisores y jefaturas de nivel intermedio en Magallanes.
Durante 2003 se realizó el proceso de negociación colectiva con el
Sindicato de Trabajadores, el cual se desarrolló en un ambiente de
confianza y mutua colaboración. Asimismo, se efectuó el retiro del
último grupo (41 trabajadores) del Plan de Desvinculación de los
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PARQUE ECOLÓGICO INFANTIL EN PUNTA ARENAS, OBRA REALIZADA CON EL APOYO DE ENAP.
LÍNE A DE NEGO CIOS REFINACIÓN LO GÍSTICA Y COMERCIALIZ ACIÓN
EN 2003 ENAP CONTINUÓ AVANZANDO EN LA ESTRATEGIA DE INTERNACIONALIZACIÓN DE SUS ACTIVIDADES DE DOWNSTREAM.
Enrique Dávila Alveal
Economista
Gerente Línea de Negocios de Refinación,
Logística y Comercialización
Objetivos estratégicos
Síntesis de la gestión
La Línea de Negocios de Refinación, Logística y Comercialización
El año 2003 se caracterizó por presentar alzas importantes en
(RL&C) es la encargada en ENAP de desarrollar las actividades
los precios internacionales relevantes para Chile, lo que unido a la
relacionadas con la compra de petróleo crudo y su refinación para
continuación del proceso de sustitución de combustibles líquidos
producir combustibles (gasolina, petróleo diesel, fuel oil, kerosene,
por gas natural, contribuyó a contraer el consumo nacional, el que
gas licuado, entre los principales) y otros productos derivados del
descendió en 0,5% respecto de 2002.
petróleo (solventes, bases para fabricación de asfaltos, etileno
Ante este escenario, la gestión de RL&C se focalizó en lograr una
y otros productos petroquímicos), incluyendo el manejo de la
mayor colocación de productos en el exterior y asegurar altos
infraestructura logística para el transporte y almacenamiento de
indicadores operacionales, los que permitieron contrarrestar esta
éstos y su posterior venta a las compañías distribuidoras, tanto al
coyuntura y obtener incluso un margen producto-crudo superior
mercado nacional como al extranjero.
al proyectado. Es así como el margen primo unitario, entendido
El Plan Estratégico de Negocios de ENAP ha definido para RL&C
éste como el precio de venta, menos el costo del petróleo crudo
importantes lineamientos que se han traducido en objetivos
incorporado en los productos vendidos, fue de 5% por sobre lo
estratégicos y acciones concretas para el ejercicio 2003.
esperado, en tanto que las exportaciones de productos refinados y
Entre los principales lineamientos que han orientado los objetivos de
la producción alcanzaron a 2,2 millones y a 13,7 millones de m3,
la gestión de RL&C se cuentan:
respectivamente, los que constituyen niveles récord en la historia
• Fortalecer nuestra posición en el mercado local.
de la empresa.
• Efectuar mejoras estructurales en las refinerías para aumentar la
flexibilidad en la dieta de crudos.
• Realizar inversiones tendientes a mejorar la calidad de los
Todo lo anterior se tradujo en una utilidad operacional de la Línea de
$ 89.396 millones, que sumada a resultados no operacionales de
productos y de los procesos que permitan reducir las emisiones al
$ 49.365 millones, en los que el descenso del tipo de cambio tuvo
medio ambiente.
un efecto positivo en la corrección de pasivos en dólares, significó
• Reducir los costos para alcanzar los mejores estándares de la
región elevando la competitividad de la empresa.
• Desarrollar la internacionalización del downstream.
que la utilidad final de la Línea (después del Impuesto a la Renta)
fuera de $ 115.722 millones (US$ 163,8 millones),$ 45.252
millones más que la alcanzada en 2002 (cifra actualizada).
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LÍNEAS DE NEGOCIOS
Aparte de los buenos resultados obtenidos, en el año se concretaron
distintas calidades de éstos, posibilitando así la obtención de un
importantes inversiones, tales como la inauguración de las plantas
mayor margen.
de azufre en refinerías Bío Bío y Aconcagua, proyecto desarrollado
La refinación total en 2003, incluyendo cargas complementarias,
con terceros, y la continuación del desarrollo del Complejo Industrial
alcanzó los 13,8 millones de m3. (Ver cuadro 1).
de RPC, que contempla la construcción de varias unidades de
refinación de crudos pesados, que permitirán abastecer la creciente
demanda por combustibles más limpios en el país y optimizar el
Cuadro 1
Refinación total en 2003
proceso de producción.
Crudos
Total RL&C
Del mismo modo, las metas de internacionalización previstas para
el año se vieron consolidadas con la firma de dos importantes
acuerdos: con las compañías Exxon Mobil y Shell, para exportar
combustibles a Centroamérica y otros países de la región.
La culminación del año 2003 para RL&C estuvo sellada por la
decisión de los accionistas ENAP y Corfo de fusionar las refinerías
Livianos
Intermedios
Pesados
Cargas complementarias
Total
Mm3
%
8.311
225
3.494
1.772
60
2
25
13
13.802
100
RPC y Petrox, las que a partir del 1 de enero de 2004 dieron origen
a ENAP Refinerías S.A., sociedad anónima cerrada que se convirtió
en la principal empresa refinadora de la costa Pacífico de Centro y
Sudamérica y una de las diez mayores compañías exportadoras de
Chile, reforzando con ello el cumplimiento de los objetivos trazados
en el Plan Estratégico de Negocios.
La producción alcanzó a 13,7 millones de m3 siendo los principales
las gasolinas y el diesel, productos de mayor valor del barril, con
24% y 34% de la canasta, respectivamente. Cabe mencionar que
este año la disponibilidad operativa de las plantas alcanzó a 97,2%,
Operaciones de RL&C
lo cual permitió la obtención de altos niveles de producción que
Durante 2003 la Línea de Negocios en sus refinerías Bío Bío,
Aconcagua y Gregorio procesó un total de 12,0 millones de m3 de
ratifican el excelente año en términos de gestión operacional. (Ver
cuadro 2).
crudo, proveniente principalmente de Sudamérica. Esta cifra supera
la refinación de 2002, año en que alcanzó a 11,4 millones de m3.
Cuadro 2
Producción en 2003
El origen del crudo utilizado por ENAP en 2003 fue el siguiente: 88%
de Sudamérica, 10% de Africa y Asia, y 2% nacional (ver gráfico).
Consistente con los lineamientos estratégicos, tendientes a mejorar
la flexibilidad para procesar diferentes tipos de crudos, este año
la refinación de crudos pesados alcanzó a 3,5 millones de m3,
833.000 m3 más que en 2002. La mayor flexibilidad en la dieta de
crudos permite aprovechar cambios en los precios relativos de las
Productos
Gas Licuado
Gasolinas
Kerosenes
Diesel
Petróleo combustible
Prod. industriales y otros
Total
Origen de los crudos refinados por
ENAP en 2003
África/Asia 10%
Nacional 2%
Sudamérica 88%
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Total RL&C
Mm3
%
1.374
3.216
822
4.683
1.905
1.651
10
24
6
34
14
12
13.651
100
LOS LABORATORIOS DE LAS REFINERIAS DE ENAP TIENEN COMO OBJETIVO VELAR POR LA CALIDAD DE LOS COMBUSTIBLES QUE PRODUCE LA EMPRESA
con una venta de 2,2 millones de m3 (38.000 barriles/día) y con
Ventas totales
una participación de mercado de 75%.
Las ventas totales de la Línea de Negocios (tanto al mercado
nacional como al internacional) fueron de 13,2 millones de m3
El siguiente producto corresponde al petróleo combustible, con
(227.200 barriles/día), compuestas principalmente por combustibles
ventas de 1,4 millón de m3 (24.600 barriles/día) y una participación
líquidos, con cantidades menores de olefinas y otros productos
de mercado de 92%, y el gas licuado con una venta de 1,2 millón de
industriales, observándose un notable aumento en las exportaciones.
m3 (20.100 barriles/día) y una participación de mercado de 69%.
Las ventas restantes corresponden a productos en que ENAP tiene
Los productos más vendidos correspondieron justamente a los de
una participación de mercado superior al 90%, entre los que se
mayor valor, esto es, gasolina y diesel, que tienen una participación
cuentan kerosene, productos industriales y olefinas.
volumétrica en las ventas totales de 24 % y 39 %, respectivamente.
Cabe destacar que de las ventas totales de ENAP, 12,6 millones
de m3 (217.400 barriles/día) correspondieron a producción
Ventas al mercado nacional
propia, lo que representa el 96% del total. El 4% restante fue
En el mercado nacional las ventas fueron de 11,0 millones de m3
abastecido con importaciones y ascendió a 568.000 m3 (9.800
(189.700 barriles/día), las que significaron una participación de
barriles/día).
mercado en el país de 85,6%. (Ver cuadro 3)
Exportaciones
Entre las ventas nacionales de ENAP, el producto más importante es
el petróleo diesel, con 4,8 millones de m3 (83.000 barriles/día) y
En el marco del proceso de internacionalización delineado en el
con una participación de mercado de 93%, seguido por la gasolina,
Plan Estratégico de Negocios, en 2003 destacó el alto nivel de
Cuadro 3
Ventas y participación de mercado de ENAP en 2003
Cifras en Mm3
Gas Licuado
Gasolinas
Kerosene
Diesel
Petróleo Combustible
Prod. Industriales y Otros
(2)
Total
Venta
Consumo
Participación
Nacional
Nacional
de Mercado
Importaciones
Exportaciones
1.695
2.934
841
5.202
1.560
628
68,8%
75,1%
98,4%
92,6%
91,6%
90,1%
24
4
30
503
0
8
216
1.008
10
355
397
190
12.861
85,6%
568
2.176
1.166
2.203
828
4.815
1.429
566
11.006
(1)
(1) Neta de intercambios con terceros
(2) Incluye propileno, etileno, naftas, solventes, y asfalto, entre otros
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LÍNEAS DE NEGOCIOS
exportaciones, con 2,2 millones de m3, superando en 672.000 m3
construcción de la Unidad de Desulfurización de Nafta en Refinería
los envíos de 2002.
Aconcagua, con la cual se reducirá el contenido de azufre de las
gasolinas que la empresa vende para la Región Metropolitana.
Entre los principales productos exportados destacan:
En Refinería Bío Bío, la construcción de la Unidad de procesos para
saturación de bencenos y la depentanizadora de gasolina de cracking
permitirán la producción de gasolinas más limpias con el fin de
Exportaciones
cumplir con especificaciones futuras.
Mm3
Productos
Gasolinas
Petróleo combustible
Petróleo Diesel
1.008
397
355
Por otra parte, destacan los avances que realizó Refinería Aconcagua
Total
1.760
los estudios de ingeniería que permitirán precisar las inversiones
en sus unidades de fraccionamiento primario, y la continuación de
necesarias para adecuar la refinería para que sea posible aumentar
el procesamiento de crudos regionales.
Inversiones
Entre los proyectos nuevos abordados en el año se encuentran
aquellos asociados al mejoramiento de la seguridad de las
En el período 2003, la Línea de Negocios RL&C ejecutó importantes
operaciones, tales como el sistema de seguridad y de confiabilidad
proyectos orientados al mejoramiento de la calidad de nuestros
del suministro eléctrico en Refinería Aconcagua, y la instalación de
productos, la optimización de los procesos y la adecuación de las
un sistema de antorcha y una nueva sala de control en la refinería de
instalaciones a las normativas ambientales y de seguridad, los
Gregorio (Magallanes).
cuales significaron desembolsos por US$ 117 millones en proyectos
ejecutados con recursos propios y asociados con terceros, monto que
Por su parte, entre los nuevos proyectos de Refinería Bío Bío están
se reparte según el siguiente detalle entre sus filiales:
los estudios de ingeniería para la conversión de la actual Unidad
Desulfurizadora de Diesel a Alta Severidad, que permitirá reducir el
contenido de azufre en el diesel, y el inicio de otros proyectos que
requieren inversiones menores, que tienen como objetivo aumentar la
Inversiones
Filiales
eficiencia y seguridad en los procesos de refinación.
US$ MM
Petrox
RPC
Magallanes
Emalco
70,4
39,5
6,4
1,0
Proyectos con terceros
En el ámbito de los proyectos que la Empresa realiza con
la participación de otros inversionistas, en 2003 destacó la
construcción de dos plantas recuperadoras de azufre por parte de
la sociedad Petrosul S.A., ubicadas en refinerías Aconcagua y Bío
Si a estos valores se agrega el ítem de aportes de capital y otros, la
Bío, respectivamente. Cada una de las plantas tiene una capacidad
inversión total asciende a US$ 133 millones.
de producción de 45 toneladas de azufre por día, cuyo uso es
principalmente como fungicida y fertilizante para la agroindustria. La
mayor capacidad de recuperación de azufre permitirá enfrentar las
Proyectos ejecutados con recursos propios
nuevas especificaciones de contenido de azufre en los combustibles,
Durante 2003 se completó la ejecución de una serie de proyectos,
asegurando una reducción en las emisiones de las refinerías.
destacando entre éstos la unidad de regeneración continua de la
Planta de Reformación Catalítica en Refinería Bío Bío, y la puesta
Con el mismo esquema de asociación con terceros se están
en operación de la unidad de reducción de benceno en gasolinas y la
implementando los siguientes proyectos:
unidad de remoción de fenoles en Refinería Aconcagua.
• Complejo Industrial en Refinería Aconcagua, que permitirá
Entre los proyectos en marcha se cuenta la remodelación de la
aumentar el procesamiento de crudos pesados regionales, que
Unidad de Cracking Catalítico de Refinería Aconcagua, la cual debe
tienen un menor costo y una mayor seguridad de abastecimiento
estar terminada durante 2004 y permitirá aumentar la producción
por su localización geográfica (América del Sur).
de gas licuado, gasolina de alto octanaje y diesel. Se suma a éste la
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PLANTA CULLEN, TIERRA DEL FUEGO.
• Hidrocracking Suave de Gas Oil en Refinería Bío Bío, cuyo objetivo
necesarias para posicionar a ENAP como abastecedor natural del
es aumentar la producción de diesel, reduciendo además la
sur argentino. En efecto, las exportaciones de gasolina y diesel
emisión de compuestos azufrados a la atmósfera.
aumentaron en 45% respecto del año anterior. A fines de 2003 se
• Nueva Planta de Hidrógeno en Refinería Bío Bío, que tiene por
objetivo abastecer de hidrógeno a la planta de Hidrocracking
incorporó un nuevo cliente importante, Petrobras, que contribuirá a
aumentar las exportaciones.
Suave de Gas Oil (MHC) y otros proyectos futuros.
Embarques
Refinación y Logística en Magallanes
El movimiento de carga de las terminales marítimas de Gregorio,
La venta de productos refinados en Magallanes, excluyendo el gas
Clarencia y Cabo Negro llegó a 4.067.482 toneladas, 2% inferior
licuado, alcanzó a 281.600 metros cúbicos. Esta cifra incluye ventas
al movimiento de 2002. Nuestro principal cliente (Methanex)
nacionales, exportaciones y transferencias de productos a otras
disminuyó su volumen de embarques en 5%, en tanto que los
unidades de negocios de ENAP. En comparación con el año anterior,
restantes embarques de crudo, gas licuado y productos limpios
este volumen representa un aumento de 13,6%. La demanda de la
aumentaron en 5%.
Duodécima Región sigue abastecida en 100% por ENAP.
En lo referente al gas licuado de petróleo (GLP), la Planta Cabo
Proyectos de inversión
Negro operó prácticamente todo el año a plena capacidad,
produciendo 892.700 metros cúbicos, los que incluyen 206.100
RL&C Magallanes continuó el desarrollo de proyectos de inversión,
metros cúbicos de butano procesado para Total Austral. Este ítem,
orientados a optimizar las instalaciones de Cabo Negro y Gregorio.
con un aumento de 6,6% respecto de 2002, permitió mantener
La meta es mejorar el rendimiento en la producción de diesel,
la producción total de GLP en un nivel similar al año pasado. Las
kerosene, propano y butano, y efectuar mejoras en la seguridad de
ventas, tanto nacionales como de exportación, disminuyeron en
la operación. Destaca además el desarrollo de iniciativas para lograr
6,6% respecto del ejercicio anterior.
la adaptación de la Refinería Gregorio para el procesamiento de
distintos tipos de crudo que, tal como se viene haciendo en las otras
Se mantienen vigentes los convenios de importación con tres
refinerías de ENAP, busca en el mediano y largo plazos mantener e
productores de GLP de la cuenca austral argentina.
incrementar los márgenes de refinación.
De acuerdo con el objetivo estratégico de internacionalización,
la Línea de Negocios Refinación, Logística y Comercialización
El total empleado en los proyectos de inversión durante 2003 en
en Magallanes continuó desarrollando las relaciones comerciales
Magallanes fue de US$ 6,4 millones, que correspondieron a recursos
propios de ENAP.
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LÍNEAS DE NEGOCIOS
REFINERÍA ACONCAGUA
REFINERÍA DE PE TRÓLEO CONCÓN S. A .
DIRECTORIO
Síntesis de la gestión
Pese a que el consumo nacional de productos refinados de petróleo
Presidente
DANIEL FERNÁNDEZ KOPRICH (1)
disminuyó en 0,5% en 2003, respecto al año anterior, en este
Ingeniero Civil
ejercicio RPC S.A. logró incrementar sus utilidades en relación a
2002, reduciendo levemente su volumen de producción en 1,8%.
Vicepresidente y
Director Ejecutivo
ENRIQUE DÁVILA ALVEAL
En este ejercicio la empresa inauguró una nueva Planta
Economista
Recuperadora de Azufre, la que había comenzado a construirse el
año anterior. La unidad posee una capacidad de producción de 45
Directores
PEDRO CALVO MARTÍNEZ
toneladas de azufre por día. La mayor capacidad de recuperación
Ingeniero Civil
permitirá enfrentar las nuevas especificaciones de contenido de este
elemento en los combustibles, lo que asegurará una reducción de
GUILLERMO DEL VALLE DE LA CRUZ
las emisiones de la refinería, generando un producto de alta calidad,
Comunicador Social
que se comercializará como insumo en el sector agroindustrial del
país. Con esta planta se concluyó un nuevo proyecto desarrollado con
ALEJANDRO FERNÁNDEZ KOKICH
terceros, por medio de la sociedad Petrosul S.A..
Contador
Resultados
RENÉ ORMEÑO PALACIOS
Empresario
Los resultados de RPC S.A. para este período arrojaron una utilidad
de $ 55.763 millones, lo que representa el mayor monto obtenido
MANUEL SÁNCHEZ CEBALLOS,
por la empresa desde su creación en 1981, y un incremento de
Ingeniero Civil Industrial
$ 26.086 millones respecto del año 2002. Esto se explica por un
resultado operacional positivo de $ 47.756 millones, un resultado
DAVID JANA BITRÁN (2)
no operacional también positivo de $ 19.251 millones, impulsado
Economista
fundamentalmente por la apreciación de la moneda nacional,
totalizando un resultado antes de impuesto a la renta de
GABRIEL ALDONEY VARGAS (3)
$ 67.007 millones, a lo que se deduce la provisión de impuesto a la
Ingeniero Mecánico
renta que alcanzó a $ 11.244 millones.
En el ámbito de la producción, el volumen obtenido fue de 5,7
millones de m3, lo que representa una baja de 1,8% respecto del año
Gerente General
SERGIO ARÉVALO ESPINOZA
anterior. Por su parte, el volumen de refinación, incluyendo crudos y
Ingeniero Civil Químico y Metalúrgico
cargas complementarias, alcanzó a 5,6 millones de m3, esto es un
2,1% menos que en el año 2002. El rendimiento volumétrico fue de
100,9% y la disponibilidad de plantas de 97,8%.
Con respecto a las ventas, en 2003 el volumen entregado al mercado
nacional fue de 4,8 millones de m3, esto es 7,4% menos que en
(1) En Junta Ordinaria de accionistas del 23 de abril de 2003, se designaron como
2002. Esta situación obedece tanto a la disminución en el consumo
directores por un período de tres años a los señores Daniel Fernández K., Enrique Dávila
nacional como al aumento de las importaciones de las compañías
A., Pedro Calvo M., Guillermo del Valle de la C., Alejandro Fernández K., René Ormeño P.,
Manuel Sánchez C., David Jana B., Gonzalo Martner F.. En sesión ordinaria N° 432 del
distribuidoras.
Directorio de fecha 29 de abril de 2003, se acordó designar como presidente a don Daniel
Fernández Koprich.
(2) En sesión ordinaria N° 430 del Directorio, de fecha 28 de febrero de 2003, se designa
director a don David Jana Bitrán.
(3) Con fecha 30 de mayo de 2003, renunció don Gonzalo Martner Fanta a su cargo de
director, designándose en su reemplazo en sesión ordinaria N° 434 del Directorio, de
fecha 26 de junio del mismo año, a don Gabriel Aldoney Vargas.
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LÍNEAS DE NEGOCIOS
Gestión de personas y organización
Proyectos terminados en 2003
Durante el período, la gestión de recursos humanos continuó
Reducción de Benceno en Gasolinas. Este proyecto permite reducir el
orientada al fortalecimiento de las capacidades de sus trabajadores
contenido de benceno en las gasolinas. Implicó una inversión de
y a reforzar la gestión participativa, entendiendo a ambos como
US$ 3,1 millones.
elementos esenciales de competitividad de la empresa. Esta labor se
ha desarrollado en un clima de mutuo respeto, propio de la gestión
Unidad de Remoción de Fenoles. Esta unidad tiene por objetivo
impulsada por la administración de ENAP.
remover los compuestos fenólicos, lo que permite reducir las
emisiones de los mismos en los efluentes. Se invirtieron
En el plano de la capacitación, RPC logró la tasa más alta desde
US$ 2,7 millones.
1990, con 4,1%. Las actividades se orientaron a aquéllas con
mayor impacto en el negocio, enfatizando aspectos de prevención de
Nueva línea de diesel para fondeadero de GLP en Terminal Quintero.
riesgos y optimización de procesos.
Su construcción aumentó la flexibilidad operativa del Terminal
Quintero, en cuanto a descarga de productos limpios. La inversión
Mención especial requiere el trabajo realizado con el conjunto del
ascendió a US$ 1,2 millones.
personal de la empresa, así como con las organizaciones sindicales,
en todo lo que dice relación con la información e implementación
Sistema de seguridad en hornos de Topping y Vacío II. El proyecto
del proceso de fusión de las refinerías de ENAP, lo que concluyó
contempló la implementación de un sistema de seguridad basado en
exitosamente el 31 de diciembre del 2003, cuando se dio inicio a
PLC, que permite tomar acciones automáticas de protección en el
la nueva empresa ENAP Refinerías S.A., que es la sucesora legal
caso que ocurran condiciones de riesgo. La inversión ascendió
de RPC S.A.
a US$ 500.000.
Negociación colectiva
Proyectos en desarrollo
Entre los meses de abril y mayo de 2003 se efectuó el proceso
de negociación colectiva correspondiente al Sindicato de Turnos.
Remodelación de unidad de FCC. Contempla el aumento de la
La negociación se llevó a cabo en una atmósfera de colaboración
capacidad de la unidad de Cracking Catalítico de 4.000 m3 /d a
y franqueza, logrando celebrar un nuevo Contrato Colectivo en los
5.000 m3 /d. Durante 2003 este proyecto demandó un desembolso
plazos legales. La prioridad del proceso estuvo orientada a unificar
de US$ 2,8 millones.
criterios, parámetros y metas de una renta variable única para todos
los trabajadores de la empresa que negocian colectivamente.
Unidad de desulfurización de nafta de FCCU. Esta unidad permitirá
reducir el contenido de azufre en la gasolina de la Unidad de
La aplicación de beneficios ligados al logro de un conjunto de
Cracking. En 2003 este proyecto tuvo un desembolso de
metas cuatrimestrales, establecidas en cada período, ha sido
US$ 11,1 millones.
una importante experiencia, en que empresa y trabajadores
han comprometido su esfuerzo por mejorar resultados en forma
Precalentadores de aire en hornos de proceso. El objetivo del
permanente.
proyecto es utilizar los gases de las chimeneas de los hornos de
las unidades de Topping y Vacío I y II, para precalentar el aire de
Proyectos de inversión
combustión que es utilizado en los mismos hornos. La inversión
asciende a US$ 2,3 millones.
Durante 2003 RPC continuó desarrollando importantes obras para el
52
mejoramiento y ampliación de sus plantas, manteniendo el alto nivel
Adecuación de las unidades de fraccionamiento. Las unidades de
de inversiones de los últimos tres años. El desembolso en inversiones
Topping y Vacío I y Topping y Vacío II deberán procesar 16.000
alcanzó los US $ 39,5 millones, incluyendo proyectos financiados
m3 /d de una mezcla de crudos tipo 29-30º API. Durante el ejercicio
con recursos propios y en asociación con terceros.
2003 la inversión fue de US$ 4,8 millones.
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CONTROL DE CALIDAD EN REFINERIAS DE ENAP.
Ingeniería básica de unidades de fraccionamiento. Se continúan
los gases de refinería, incorporando la última tecnología disponible
efectuando estudios de ingeniería que permitan precisar las
para mitigar las emisiones de SO2. Su capacidad de producción es
inversiones requeridas para la adecuación de las unidades de
de 45 toneladas de azufre por día y su puesta en servicio se realizó
fraccionamiento en el procesamiento de crudos regionales. En 2003
en octubre de 2003.
se invirtieron US$ 580.000 en este proyecto.
Gestión ambiental
Normalización Sistema de Tratamientos de Efluentes. Este proyecto
considera la adecuación de las instalaciones existentes para cumplir
En diciembre de 2003, se renovó el contrato para la operación,
con la nueva norma de emisión de residuos industriales líquidos. El
control y mantenimiento de la red de monitoreo ambiental. Este
financiamiento de este proyecto en 2003 llegó a US$ 1,2 millón.
contrato contempla la exigencia de colocar los datos que recolecten
las cuatro estaciones de monitoreo en línea para ser entregados a los
Proyectos iniciados en 2003
servicios fiscalizadores en tiempo real.
Mejoramiento de sistema de seguridad en Refinería. Contempla
El 26 de noviembre, RPC firmó un acuerdo tripartito con la Unión
mejorar y actualizar los sistemas de seguridad existentes. El costo
Comunal de Juntas de Vecinos de Concón y la Ilustre Municipalidad
total estimado para este proyecto es US$ 1,7 millón. Su puesta en
de Concón, cuyo objetivo es la creación de una mesa de trabajo en la
servicio está prevista para noviembre de 2004.
cual se pueda evaluar periódicamente el impacto de los procesos de
producción de la Refinería en el entorno.
Mejoramiento de confiabilidad sistema eléctrico de Refinería.
El objetivo es aumentar la confiabilidad del sistema eléctrico. La
Se continuó avanzando en la concreción del plan de manejo de
inversión total del proyecto es de US$ 1,7 millón.
residuos, el cual fue aceptado por el Servicio de Salud de Viña del
Mar y Quillota en junio de 2003. Este plan estableció un plazo de
Control avanzado en unidades de Hidrocracking e Isomerización. Este
tres años para dejar totalmente operativo un sistema de manejo de
proyecto contempla implementar estrategias avanzadas de control,
residuos sólidos, que debe cumplirse a fines de 2005.
que permitirán un mejor aprovechamiento de las instalaciones de
las unidades de Hidrocracking e Isomerización. La inversión total
En enero de 2003 se decidió continuar con el Programa de Vigilancia
asciende a US$ 661.000.
Ambiental Marino, ajustado a los nuevos requerimientos surgidos en
las resoluciones de calificación ambiental de los últimos proyectos
Proyectos en asociación con terceros
presentados por la empresa.
Nueva unidad Recuperadora de Azufre. Durante 2003 se completó la
construcción de una segunda Unidad de Recuperación de Azufre de
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LÍNEAS DE NEGOCIOS
REFINERÍA BÍO BÍO
PE TROX S. A . REFINERÍA DE PE TRÓLEO
DIRECTORIO
Síntesis de la gestión
Durante 2003 el aumento en el precio internacional del petróleo
Presidente
DANIEL FERNÁNDEZ KOPRICH (1)
y sus productos afectó la demanda de combustibles en el país,
Ingeniero Civil
neutralizando de paso el incremento del consumo que suele
observarse en períodos de crecimiento económico.
Vicepresidente y
Director Ejecutivo
ENRIQUE DÁVILA ALVEAL
No obstante lo anterior, Petrox S.A. alcanzó resultados positivos y un
Economista
aumento importante en su nivel de actividad, tanto en los aspectos
productivos como en el desarrollo en sus proyectos de inversión.
Directores
PEDRO CALVO MARTÍNEZ
Al igual que en años anteriores, la empresa continuó diversificando
Ingeniero Civil
su cartera de clientes, aumentó las exportaciones y mejoró la
optimización de la canasta de crudos y productos. Esto le permitió
GUILLERMO DEL VALLE DE LA CRUZ
alcanzar utilidades superiores a las logradas en 2002.
Comunicador Social
Resultados
ALEJANDRO FERNÁNDEZ KOKICH
Contador
Los resultados de Petrox S.A. para este período arrojaron una
utilidad de $ 57.003 millones, superior en 50% a la del año anterior,
RENÉ ORMEÑO PALACIOS
que alcanzó a $ 38.120 millones (moneda de diciembre 2003).
Empresario
Esta utilidad se origina en un resultado operacional positivo de
MANUEL SÁNCHEZ CEBALLOS
$ 39.114 millones y un resultado no operacional también positivo de
Ingeniero Civil Industrial
$ 29.087 millones, impulsado este último por la apreciación de la
moneda nacional.
DAVID JANA BITRÁN (2)
Economista
En el ámbito productivo, la refinación alcanzó un volumen de 6,7
millones de m3 y la producción neta 6,6 millones de m3. Ambas
GABRIEL ALDONEY VARGAS (3)
cifras no sólo superan en 14% las del año anterior sino que
Ingeniero Mecánico
constituyen récords históricos. El rendimiento volumétrico alcanzado
a finales de este año fue de 97,1% y la disponibilidad de plantas fue
de 96,7%.
Gerente General
ALFONSO YÁÑEZ MACÍAS
Con respecto a las ventas, en el período 2003 éstas alcanzaron en
Ingeniero Civil Químico
el mercado nacional a 5,5 millones de m3, lo que representa un
aumento de 2,6% respecto al año anterior.
Gestión de personas y organización
(1) En Junta Ordinaria de accionistas del 23 de abril de 2003, se designaron como
En el ámbito de los recursos humanos la actividad estuvo orientada
directores por un período de tres años a los señores Daniel Fernández K., Enrique Dávila
a profundizar la gestión participativa y a sentar las bases para definir
A., Pedro Calvo M., Guillermo del Valle de la C., Alejandro Fernández K., René Ormeño
P., Manuel Sánchez C., David Jana B., Gonzalo Martner F. En sesión ordinaria N° 374 del
un sistema de desarrollo basado en competencias, dirigido este año
Directorio de fecha 29 de abril de 2003, se acordó designar como presidente a don Daniel
al personal de las áreas de Mantenimiento y Control de Calidad.
Fernández Koprich.
En el año se impartió el Programa de Desarrollo de Supervisores,
(2) En sesión ordinaria N° 372 del Directorio, de fecha 28 de febrero de 2003, se designa
cuya finalidad fue el fortalecimiento de la línea de supervisión
director a don David Jana Bitrán.
(3) Con fecha 30 de mayo de 2003, renunció don Gonzalo Martner Fanta a su cargo de
mediante el desarrollo de habilidades y aplicación de herramientas
director, designándose en su reemplazo, en sesión ordinaria N° 376 del Directorio de
para fortalecer el liderazgo y el trabajo en equipo. Este programa
fecha 26 de Junio del mismo año, a don Gabriel Aldoney Vargas.
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LÍNEAS DE NEGOCIOS
fue impartido por ENAP conjuntamente con el Departamento de
Proyectos en desarrollo
Ingeniería Industrial de la Universidad de Chile.
Saturación de Bencenos. Tiene por objetivo reducir el contenido
En conjunto con ENAP Matriz, Petrox participó en el desarrollo de
de benceno en la gasolina, con el fin de cumplir con la norma
un nuevo modelo de evaluación de mejoramiento del desempeño,
ambiental futura. Su inversión alcanza los US$ 6,3 millones. El
basado en competencias y que se esperaba aplicar en el segundo
proyecto se inició en 2001 y se pondría en servicio en el segundo
semestre de 2004.
trimestre de 2004.
En 2003 y por segundo año consecutivo, Petrox participó en la
Depentanizadora de Gasolina de Cracking. Permite mejorar el
encuesta realizada por Great Place to Work Institute, obteniendo una
proceso de formulación de los distintos tipos de gasolina, con el
buena ubicación en el ranking de empresas mejor evaluadas para
fin de cumplir con las especificaciones futuras, en particular, el
trabajar, similar a la que se había logrado en el año anterior.
contenido de olefinas. El desembolso estimado es de US$ 5,4
millones. El proyecto se inició en 2001 y se pondrá en marcha en
Por otra parte, en mayo de 2003 Petrox recibió un diploma del Consejo
marzo de 2005.
Nacional de Seguridad por haber obtenido el índice de frecuencia de
accidentes más bajo, durante el año anterior en su grupo.
Reemplazo de Oleoducto en el tramo Refinería-Cosmito. Reemplazo
de 13,5 Km del Oleoducto que va a San Fernando, en el tramo San
Con el propósito de difundir internamente los conceptos y
Vicente-Cosmito, para normalizar el cumplimiento de normativas
actividades de prevención de riesgos, se activó en Intranet
vigentes. El monto de la inversión asciende a US$ 5,3 millones. Los
información estadística y programas de prevención de riesgos,
trabajos estarían terminados en abril de 2004.
logrando de este modo hacer más expeditas las consultas propias de
los trabajadores.
Uso de Tecnología RxCAT en el Cracking Catalítico. Este proyecto
persigue aumentar el rendimiento de productos de mayor valor
Proyectos de Inversión
agregado en la unidad de Cracking Catalítico, disminuyendo los de
fondo y mejorando al mismo tiempo el balance térmico de la Unidad.
Durante el ejercicio 2003, Petrox continuó desarrollando proyectos
El desembolso estimado es de US$ 3,96 millones. El proyecto
de inversión, orientados principalmente a afrontar el cambio
se inició en 2002 con la ingeniería básica y su puesta en marcha
de especificaciones de productos y a cubrir la demanda de
estaba prevista para septiembre de 2004.
combustibles del país. El desembolso en inversiones durante el año
alcanzó los US$ 70,4 millones, incluyendo proyectos financiados con
Proyectos iniciados en 2003
recursos propios y en asociación con terceros.
Estudios de ingeniería desulfurización profunda de diesel. Durante
Proyectos terminados en 2003
2003 se realizaron estudios de ingeniería con el fin de fijar las bases
para la producción de diesel de bajo azufre, de modo de cumplir con
Regeneración Continua de la Planta de Reformación Catalítica. El
las especificaciones ambientales, respecto del contenido de este
proyecto consistió en la instalación de un sistema de regeneración
elemento.
continua del catalizador en la Planta de Reformación Catalítica
original. Esto permite aumentar el octanaje de la gasolina
Proyectos en asociación con terceros
producida en la unidad, incrementando además la disponibilidad
de hidrógeno usado en otros procesos. El desembolso total fue de
Nueva Planta de Azufre. Desarrollado en asociación con Petrosul S.A.,
US$ 23,5 millones.
este proyecto culminó en septiembre de 2003. Consiste en una planta
recuperadora de azufre con una capacidad de producción de 45
toneladas por día. El uso del producto es principalmente como fungicida
y fertilizante para la agroindustria.
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VISTA GENERAL REFINERÍA BÍO BÍO
Hidrocracking Suave de Gas Oil. Durante 2003 se negociaron los
contratos comerciales y financieros y se inició la construcción
de esta unidad, cuyas obras finalizarán el último trimestre de
• Monitoreo continuo de las variables ambientales, destinado a
verificar el cumplimiento de la normativa aplicable.
• Puesta en marcha de la Planta de Azufre N° 2; de la red de
2004. El proyecto tiene como objetivo la producción de diesel de
monitoreo de ruido y la adquisición e instalación del sistema
bajo contenido de azufre a partir de gas oil, permitiendo además
de monitoreo continuo de pH, temperatura y concentración de
disminuir las emisiones de compuestos azufrados a la atmósfera.
hidrocarburos en el efluente al río Biobío.
• En el área de residuos sólidos se debe mencionar la eliminación
Nueva Planta de Hidrógeno. Su objetivo es suministrar el hidrógeno
del Landfill de borras, la puesta en marcha del Área de Manejo de
requerido para la operación de la Planta Hidrocracking Suave de
Residuos Sólidos y el envío de residuos sólidos peligrosos a relleno
Gas Oil y otras unidades productivas, mediante la instalación de una
de seguridad.
unidad productora de hidrógeno, a partir de gas natural. El proyecto
• Se obtuvo una resolución de calificación ambiental favorable para
implica una inversión de US$ 31 millones. El inicio de la operación
las nuevas unidades Depentanizadora, Hidrogenación de Benceno
de la planta está programado para el último trimestre de 2004.
y Prime G.
• Desarrollo de una política ambiental, así como de indicadores
Gestión ambiental
ambientales que permitan evaluar el desempeño en esta materia.
• En el período se cumplió con las metas ambientales establecidas
En este ámbito la empresa continuó con los esfuerzos para
y, conforme a la política de transparencia informativa, se
minimizar el impacto sobre el medio ambiente, desarrollando
mantuvieron reuniones tripartitas con la comunidad y las
nuevas actividades, entre las que destacan las siguientes:
autoridades ambientales.
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LÍNEAS DE NEGOCIOS
ESFERA DE ALMACENAMIENTO DE GLP EN PLANTA EMALCO MAIPÚ.
EMPRESA ALMACENAD OR A
DE COMBUSTIBLES S. A .
Síntesis de la gestión
DIRECTORIO
El año 2003 resultó de gran actividad para Emalco, consolidándose
su integración al sistema logístico de la Línea de Negocios RL&C de
Presidente
DANIEL FERNÁNDEZ KOPRICH (1)
Ingeniero Civil
ENRIQUE DÁVILA ALVEAL
Economista
Directores
de las instalaciones, especialmente de la Planta Maipú, la que pasó
a ser un punto de alta relevancia en el abastecimiento de la Región
Metropolitana, mejorando notablemente el servicio a los clientes de
Vicepresidente y
Director Ejecutivo
ENAP. Ello se tradujo en un importante incremento en la utilización
PEDRO CALVO MARTÍNEZ
Ingeniero Civil
GUILLERMO DEL VALLE DE LA CRUZ
Comunicador Social
ALEJANDRO FERNÁNDEZ KOKICH
Contador
RENÉ ORMEÑO PALACIOS
Empresario
MANUEL SÁNCHEZ CEBALLOS
Ingeniero Civil Industrial
DAVID JANA BITRÁN (2)
Economista
GABRIEL ALDONEY VARGAS (3)
Ingeniero Mecánico
ENAP por la mayor confiabilidad de las entregas. Esta se manifestó
en entregas oportunas de los productos, siempre dentro de los
niveles de calidad requeridos. La mayor utilización se reflejó en
un notable aumento de la rotación de los productos almacenados,
manteniéndose casi el mismo nivel en cuanto a contratación de
capacidad de almacenamiento.
Por otro lado, se completó con éxito el proceso de implementación
de un Sistema de Gestión de Calidad, basado en la norma ISO
9001-2000, alcanzándose en diciembre la recomendación para la
certificación correspondiente.
Por otra parte, Emalco culminó un nuevo año con elevados
estándares de seguridad, llegando en 2003 a mostrar con
satisfacción un ejercicio sin accidentes del trabajo.
Los resultados señalados se suman a muy buenos desempeños
en reducción de costos, aumento de ingresos y, en consecuencia,
aumento de las utilidades, producto de un trabajo mancomunado de
ejecutivos y trabajadores, con el compromiso y participación que
distingue a Emalco. Prueba de ello es el destacado resultado obtenido
en la encuesta realizada por Great Place to Work Institute, que ubicó
a Emalco en los primeros lugares del ranking de empresas con mejor
clima para trabajar en Chile.
Resultados
Gerente General
MARIO ARZE CONTRERAS
Ingeniero Civil Químico
Durante 2003 Emalco alcanzó utilidades, después de impuestos,
por $ 2.956 millones, superando en 10,6 % el resultado alcanzado
en 2002. El resultado operacional se incrementó en 12,7 % en
relación con el año anterior, lo que se explica por un aumento de
4,7 % en los ingresos, de 3,4 % en los costos de explotación y una
(1) En Junta Ordinaria de accionistas del 23 de abril de 2003, se designaron como
disminución del 18,9 % de los costos de administración y ventas.
directores por un período de tres años a los señores Daniel Fernández K., Enrique Dávila
A., Pedro Calvo M., Guillermo del Valle de la C., Alejandro Fernández K., René Ormeño
P., Manuel Sánchez C., David Jana B. y Gonzalo Martner F. En sesión ordinaria N° 51 del
La pérdida por resultado no operacional se incrementó en 27,6% aun
Directorio de fecha 29 de abril de 2003, se acordó designar como presidente a don Daniel
cuando su efecto en el resultado global resulta poco significativo.
Fernández Koprich.
(2) En sesión ordinaria N° 49 del Directorio, de fecha 28 de febrero de 2003, se designa
director a don David Jana Bitrán.
(3) Con fecha 30 de mayo de 2003 renunció don Gonzalo Martner Fanta a su cargo de
director, designándose en su reemplazo en sesión ordinaria N° 53 del Directorio, de fecha
26 de junio del mismo año, a don Gabriel Aldoney Vargas.
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LÍNEAS DE NEGOCIOS
Actividad logística
• Operación del poliducto San Vicente-San Fernando, de propiedad
La capacidad de almacenamiento contratada para productos limpios
• Servicios de inspección y mantenimiento de oleoductos, a través
de Petrox (hoy ENAP Refinerías S.A.).
(gasolinas, kerosenes y diesel) alcanzó en promedio a 146.300 m3,
de contratos con ENAP Refinerías y Oleoducto Transandino Chile,
lo que representa el 57% del total de la capacidad disponible y una
por inspección de la franja de servidumbre y mantenimiento de la
disminución de 0,8% con respecto del volumen contratado el año
2002. Lo anterior se explica en parte por el cierre de las operaciones
pista y los equipos e instalaciones asociados a los ductos.
• Trabajos especiales asociados a los oleoductos ya mencionados,
relativos a protección de las líneas en el paso de los ríos,
de Texaco en la Planta Linares.
reparación de defectos en las cañerías, mejoramiento de las
protecciones, etc.
Las compañías distribuidoras contrataron el 15,7% del total
señalado, correspondiendo el resto a los volúmenes contratados por
• Por último, durante el año aumentó el rol coordinador que efectúa
Emalco para apoyar la presencia de los productos de ENAP. Lo
Petrox (29,6%) y RPC (54,7%).
anterior incluye, entre otros, la coordinación por las entregas de
El almacenamiento promedio contratado de gas licuado fue de
gas licuado, la aplicación de marcador al kerosene despachado
33.978 m3, correspondiente al 56,6% de la capacidad disponible,
en las regiones VI, VII y Metropolitana y la coordinación de los
disminuyendo levemente con respecto al año anterior.
procesos de aseguramiento de calidad de las gasolinas, diesel y gas
licuado que la empresa entrega en Maipú y que cubre la importante
demanda de la Región Metropolitana. Esta certificación, adicional
a la que hacen las plantas de origen, es realizada por SGS Chile,
Capacidad logística de Emalco en 2003
compañía internacional especializada en certificación de calidad.
Productos
líquidos Gas licuado
Total
Gestión de personas y organización
Capacidad de almacenamiento (m3) 256.000
60.000 316.000
Capacidad contratada total (m3)
146.300
33.978 180.278
Capacidad contratada ENAP (m3)
123.300
33.978 157.278
Infraestructura contratada ENAP
48,1%
56,6%
49,8%
de la gestión participativa, con variadas actividades y reuniones
Infraestructura contratada total
57,1%
56,6%
57,0%
periódicas entre los ejecutivos, supervisores y trabajadores, en las que
La empresa continuó empeñada en reforzar los distintos aspectos
se trataron temas de mutuo interés y propios de las actividades de la
empresa. En este aspecto, cabe destacar el esfuerzo mancomunado
entre los diferentes estamentos para implementar un Sistema de
Otros servicios
Gestión de Calidad y lograr la certificación ISO 9001-2000. Ello
significó un exhaustivo trabajo para las áreas de operaciones,
Además de su servicio principal de almacenamiento, Emalco ha
mantenimiento, administración y capacitación, con participación
desarrollado diversos servicios vinculados a la logística de los
directa e intensiva de los propios trabajadores y que se vio coronado
combustibles.
con la satisfacción de alcanzar el objetivo en el mes de diciembre.
Entre otros, destacan los siguientes:
Durante el año 2003, las horas anuales de capacitación alcanzaron
a 10.177, de las cuales una parte importante estuvo destinada al
• Entrega de combustibles desde las instalaciones de Emalco a
programa de nivelación al personal de las áreas de operaciones y
los clientes, ya sea mediante bombeo por oleoductos hasta sus
mantenimiento, que contó con la participación de alrededor de 70
instalaciones o por carga de camiones.
trabajadores.
• En San Fernando y Linares se efectúan entregas de gas licuado
envasado en cilindros o mediante la carga de camiones graneleros.
De los 122 trabajadores de Emalco, el 70% participó en diversas
Adicionalmente se entregan algunos servicios complementarios a
acciones de capacitación y formación en áreas técnicas y en
los distribuidores de gas licuado, como arriendo de espacios para
materias de competencia laboral.
oficinas y para almacenamiento de cilindros.
• Gracias a inversiones realizadas durante 2002, se están efectuando
Proyectos de inversión
regularmente operaciones de manejo de interfaces en Maipú y
San Fernando, lo que ha permitido reducir significativamente los
Durante el presente ejercicio Emalco realizó inversiones por US$ 1,0
volúmenes reenviados a refinerías, permitiendo importantes ahorros
millón, de los cuales US$ 0,5 millón corresponden a proyectos de
para la Línea de Negocios de RL&C.
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ESTANQUES DE ALMACENAMIENTO DE COMBUSTIBLES EN PLANTA DE MAIPÚ.
arrastre y el resto a proyectos nuevos, todos ellos desarrollados con
implantado. El proceso involucró en sus distintas fases a todos los
recursos propios.
trabajadores y requirió su activa participación, lo que asegura un
gran compromiso de la organización con el Sistema.
Entre los proyectos realizados, se contempla el aumento de
El alcance de la certificación de Emalco comprende: Transporte
capacidad de almacenamiento de gas licuado en San Fernando y
por oleoductos; recepción, almacenamiento y entrega de productos
Linares, cuyo objetivo es optimizar la logística de gas licuado desde
derivados del petróleo; servicios de inspección y mantenimiento de
San Vicente a San Fernando, generando ahorros por reducción del
oleoductos.
número de embarques, entradas de buque a puerto y manejo de
interfaces con gas licuado.
Por otra parte, Emalco mantiene un fuerte impulso a la prevención
total de riesgos y a la acción sostenida de los comités paritarios de
Por otro lado, se completaron los trabajos para alcanzar la
higiene y seguridad.
operatividad total del nuevo Patio de Bombas, en servicio desde fines
del año 2002. Sólo resta validar y oficializar el sistema de medición
Al mismo tiempo, en la evaluación de la siniestralidad efectiva del
de las entregas, para lo cual se están realizando las acciones
período comprendido entre el 1 de julio de 2000 y 30 de junio de
necesarias.
2003 (según el D.S. Nº 67 y Ley 16.744) se alcanzaron excelentes
resultados, lo que implica no tener cotización adicional, manteniendo
Culminó en la Planta Maipú la implementación de las mejoras
sólo la cotización base obligatoria del 0,95% durante el período entre
realizadas al sistema contra incendio, según lo determinado por una
el 1 de enero de 2004 y el 31 de diciembre de 2005.
auditoría de normalización de estándares de diseño y operación.
Gestión ambiental
Por último, se construyó una nueva isla de carga y descarga de gas
licuado en la Planta Maipú, que permitirá recibir y entregar este
En cuanto al desempeño ambiental, Emalco ha continuado
producto desde o hacia camiones graneleros, incorporando un nuevo
implementando acciones tendientes a mejorar las condiciones
servicio en esta planta y que aportará flexibilidad a las operaciones
de sus operaciones e instalaciones. El año 2003 se puso énfasis
de nuestros clientes.
en mejorar los sistemas de recolección y manejo de aguas para
controlar eventuales contaminaciones con hidrocarburos; se definió
Gestión de calidad y prevención de riesgos
un proyecto para la eliminación definitiva de los PCB contenidos
en algunos equipos eléctricos (Askareles), que se pondrán en
Este año culminó con éxito el proceso iniciado el año 2000,
práctica durante el 2004, y se realizó un esfuerzo importante
para implementar un Sistema de Gestión de Calidad, bajo la
para mejorar el manejo, reducción y eliminación de los residuos
Norma ISO-9001-2000. En el mes de diciembre se desarrolló
industriales sólidos. Por último se puso en práctica un programa
satisfactoriamente la Auditoría de Certificación, que permitió
de visitas a todas las instalaciones para efectuar evaluaciones del
evidenciar que el Sistema de Calidad ha sido adecuadamente
desempeño ambiental de cada área.
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LÍNE A DE NEGO CIOS DE E XPLOR ACIÓN Y PRODUCCIÓN
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SIPETROL TIENE ENTRE SUS ÁREAS FOCO DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN LAS REGIONES DE NORTE DE AFRICA Y MEDIO ORIENTE
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Manuel Sánchez Ceballos
Ingeniero Civil Industrial
Gerente Línea de Negocios de Exploración y
Producción
Síntesis de la gestión
• La optimización de la producción de sus principales campos: los
grandes yacimientos del territorio nacional y Área Magallanes,
La Línea de Negocios de Exploración y Producción (E&P) es la
encargada de las actividades de upstream de la empresa y tiene
Pampa del Castillo, Guaduas, MDC y PBH en el exterior.
• En la ejecución del programa de inversiones, dando cumplimiento
como objetivo principal la agregación de valor, asociada a la
a los compromisos a firme y reprogramando aquellos casos en que
adición de reservas de hidrocarburos, mediante la exploración y la
las flexibilidades operativas permitían la implementación de planes
optimización de la explotación de sus yacimientos.
alternativos óptimos. Se descubre petróleo con el pozo Ganna 1,
Adicionalmente la línea se ocupa de la gestión de los activos
en el bloque North Bahariya en Egipto; se inician las actividades
geotérmicos de la compañía.
exploratorias en Yemen; se aumenta la participación de Sipetrol en
La Línea de Negocios E&P opera los yacimientos de la zona austral de
los bloques Dindal y Río Seco en Colombia, se toma el control de la
Chile y, a través de Sipetrol S.A., realiza actividades de exploración y
producción en las áreas definidas como foco por el Plan Estratégico
de Negocios de la compañía; vale decir, en Latinoamérica y la zona
conocida como MENA (Medio Oriente y Norte de África).
Durante el período el énfasis de la gestión fue:
• Realizar una transformación organizacional orientada a mejorar
el control de los procesos críticos del negocio, la adopción de
operación y se detiene un programa de desarrollo infructuoso.
• Se perforaron los pozos exploratorios exitosos XE-2 y XE-3, en
CAM-2A Sur, en Argentina, y el pozo descubridor Candelo 1, en el
bloque Acevedo de Colombia, en evaluación.
• Aumento de 1,5% con respecto al año anterior de las reservas
probadas y probables.
• Diluir la participación en los proyectos de energía geotérmica,
una nueva estructura para facilitar el trabajo de equipos de alto
por encontrarse éstos en una situación no competitiva con los
rendimiento, la incorporación de nuevas tecnologías y la creación
proyectos del core business de la empresa, por lo que se llevaron a
de una cultura interna orientada a la agregación de valor.
cabo gestiones para contactar a inversionistas privados interesados
• Renovación de la cartera de proyectos exploratorios, orientando
en desarrollar proyectos geotérmicos.
los recursos hacia las áreas donde la compañía posee mejores
competencias. Especial dedicación se otorgó a la Cuenca de
Producción y reservas
Magallanes. Se incorporaron los bloques exploratorios East Ras
Qattara, en Egipto; CAM 1 en Argentina; y Colombia Central en
En 2003 la producción total de crudo fue de 9,8 millones de
Colombia.
barriles, lo que prácticamente no representa variación frente a la
• Crear las flexibilidades que permitan un manejo óptimo de la
cartera de proyectos y los recursos de inversión asignados en el
producción del año anterior.
En tanto, la producción de gas natural alcanzó a 2.727 millones
Plan Estratégico de Negocios.
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LÍNEAS DE NEGOCIOS
ACTIVIDADES DE PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS EN MAGALLANES
de metros cúbicos (16 millones de barriles equivalentes), lo que
Operación Petrolera (CEOP) del Bloque Fell con Geopark, para una
representa una disminución de 8% frente a la producción registrada
siguiente etapa de Explotación y Desarrollo del bloque. Este plan
en el año anterior. Esta cifra estuvo influida por una producción
será presentado próximamente al Ministerio de Minería.
menor a lo pronosticado en CAM 2 A Sur, en Argentina, debido
La producción de petróleo en Magallanes fue de 1,32 millón de
al atraso de la puesta en marcha de la Plataforma Poseidón,
barriles (209.700 metros cúbicos), lo que, aunque representa una
amortiguado por un mejor manejo del consumo de gas en las
disminución de 18,5% frente a la producción del año anterior, resultó
operaciones nacionales y agudizado por una menor demanda de gas
en un déficit de sólo 3% con respecto a la meta del año. La razón de
en la zona de Magallanes, en Chile. En total se perforaron 29 pozos
la desviación fue la detención preventiva de plataformas costa afuera.
de desarrollo, siete de exploración y uno estratigráfico.
La producción neta de gas natural alcanzó los 2.181 millones de
metros cúbicos estándar (12,8 millones de barriles equivalentes) lo
Exploración y producción nacional
que representa una disminución de 14,2% frente a lo producido en
el ejercicio anterior. Dicha disminución se debe fundamentalmente
La exploración en Magallanes tuvo una importante actividad
a tres motivos: dificultades operativas en el sistema de proceso y
durante el período. Haciendo uso de la experiencia recogida en las
transporte –las que fueron resueltas con soluciones de largo plazo–,
operaciones internacionales y de la gran cantidad de información
menor demanda, contrarrestadas con optimizaciones en el consumo
acumulada en más de 50 años de labor, un importante grupo de
interno de gas.
geocientistas de Sipetrol, junto con los de ENAP Magallanes, se dio
Para apoyar la capacidad productiva en la zona se incorporaron 4
a la tarea de realizar estudios de síntesis de los sistemas petroleros
nuevos proyectos de infraestructura a la cartera de inversiones,
de la cuenca de Magallanes, de reinterpretar geológicamente el
donde 3 de ellos apuntan a la optimización del uso del gas natural
Bloque Lago Mercedes –ubicado en el extremo sur de Tierra del
y de mejoras extractivas y el otro tiene como objetivo asegurar la
Fuego– y de optimizar la terminación como productor del pozo
satisfacción de las demandas de gas en la zona.
Terciario Esperanza 4.
Paralelamente, se concretaron acuerdos de compraventa de gas
Los equipos de estudio de síntesis de la cuenca –que incorporaron
natural y petróleo con Sipetrol Argentina y con YPF, del yacimiento
análisis integrados de los plays y leads ubicados en el Precretácico,
CAM 2A Sur desde Tierra del Fuego.
Cretácico Inferior y Terciario– han evacuado sus informes y éstos
se encontraban en fase de validación. Se espera que a fines del
Exploración y producción internacional
primer trimestre de 2004 se traduzcan en planes y programas de
exploración.
Desde 1990 ENAP realiza sus actividades de upstream en el
Los estudios en Lago Mercedes finalizaron en forma muy
extranjero a través de su filial Sociedad Internacional Petrolera S.A.
positiva, ya que ellos indicaron la presencia de un importante
(Sipetrol), que actualmente posee filiales y sucursales en Argentina,
prospecto gasífero que debe ser investigado mayormente con
Colombia, Ecuador, Reino Unido y Egipto. Además, participa en
un levantamiento sísmico tridimensional, levantamiento cuya
actividades exploratorias en Yemen e Irán, a través de consorcios
adquisición se programó para 2004.
con otras empresas de la industria petrolera internacional.
En otro frente, se trabajó en la modificación del Contrato Especial de
Durante 2003 la producción de crudo en el extranjero alcanzó a 8,5
millones de barriles, lo que representa un incremento de 5% frente
a la producción del año anterior. Mientras que la producción de gas
natural llegó a 3,2 millones de barriles equivalentes (546 millones
de metros cúbicos), lo que representa un incremento de 32% frente
a la producción del año anterior.
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EN 2003 LA FILIAL SIPETROL S.A. CONCRETÓ UN IMPORTANTE HALLAZGO DE PETROLEO EN EGIPTO
SO CIEDAD INTERNACIONAL PE TROLER A S. A .
DIRECTORIO
Presidente
Síntesis de la gestión
DANIEL FERNÁNDEZ KOPRICH,
Entre las actividades e hitos más importantes de la empresa durante
Ingeniero Civil
el ejercicio se cuentan:
• El inicio de la operación de los bloques Mauro Dávalos Cordero
Vicepresidente
Manuel Sánchez Ceballos,
Ingeniero Civil Industrial
(MDC) y Paraíso, Biguno y Huachito (PBH), en Ecuador.
• Descubrimiento de petróleo en el pozo Ganna 1, en el Bloque
North Bahariya en Egipto. Se espera que durante 2004 este
Directores
Enrique Dávila Alveal,
Economista
descubrimiento sea puesto en producción.
• Designación como operador del bloque exploratorio El Diyur en Egipto.
• Entrada en los bloques exploratorios CAM 1 en Argentina, East Ras
Andrea Butelmann Peisajoff,
Qattara en Egipto y Colombia Central, en Colombia.
Ingeniero Comercial
• Inicio de las operaciones en el bloque 35 en Yemen, a través del
Alejandro Pérez Rojas,
• Inicio de la producción de crudo y gas natural en la plataforma
consorcio operado por Oil Search.
Geólogo
Poseidón, ubicada en el bloque CAM 2 A Sur, en la cuenca austral
de Argentina.
David Jana Bitrán,
Economista
• Adopción de una nueva estructura de gestión que en un esquema
matricial reconoce las unidades de activos enfocadas en los negocios
y las unidades de soporte funcional enfocadas en los procesos. Esta
Guillermo del Valle de la Cruz,
nueva estructura es común a todas las filiales y sucursales de la
Comunicador Social
empresa y es parte de la transformación organizacional adoptada por
la Línea de Negocios de Exploración y Producción.
• Sipetrol registró una tasa de éxito geológico de 57% en sus labores
Gerente General
Vicente Rodríguez Gaete,
de exploración. En el año se registraron cuatro descubrimientos de
Geólogo
hidrocarburos, el primero en Egipto en el Bloque North Bahariya,
el cual se encuentra en etapa de evaluación, con el objetivo de ser
puesto en producción durante 2004. El segundo descubrimiento se
realizó en el bloque Acevedo en Colombia, mediante el pozo Candelo
1, el cual se encuentra en evaluación. Los otros descubrimientos
corresponden a los pozos XE-2 y XE-3, en CAM2 A Sur en Argentina.
Resultados
El énfasis de la gestión de Sipetrol S.A. durante 2003 estuvo puesto en
maximizar el valor de la cartera de activos de la compañía, incorporando
proyectos con un alto valor agregado esperado. De esta forma se
incorporaron los bloques exploratorios CAM 1, East Ras Qattara y
Colombia Central y se aumentó la participación en los bloques Dindal y
Río Seco desde 32,7 a 90,6%. También se avanzó en las negociaciones
para incorporar nuevos prospectos exploratorios, como son el Bloque 1
Nota:
En Junta Ordinaria de Accionistas, llevada a cabo el 2 de abril de 2003, junto con
renovarse totalmente el Directorio por haberse producido vacantes en 2002, se procedió a
en Egipto y un conjunto de bloques en Libia.
Asimismo, se pusieron en marcha diferentes iniciativas destinadas
aumentar el número de directores, de cinco a siete miembros, de manera de uniformar la
a mantener la producción y un bajo nivel de costos operativos e
composición del mismo con las restantes empresas del Grupo ENAP.
incrementar las reservas.
En este sentido, y de conformidad con la Ley, se acordó proponer a la Junta Extraordinaria
de Accionistas modificar los estatutos en lo relativo a la integración del Directorio, para lo
En ese contexto, los ingresos de la sociedad ascendieron a
cual se designaron a los señores David Jana Bitrán y Guillermo del Valle de la Cruz, como
MM$ 140.848, lo que representa un incremento de 3% con
nuevos integrantes del mismo.
respecto a los ingresos del año anterior.
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LÍNEAS DE NEGOCIOS
ACTIVIDADES DE SIPETROL S.A. EN EGIPTO.
ascendente a MMUS$ 47 y se prepagó parte importante de la deuda
Análisis financiero
con Sipetrol S.A. (Chile).
El resultado neto (utilidad final después de impuestos) de Sipetrol
S.A. en 2003 ascendió a MM$ 3.810 (US$ 6,4 millones),
El pasivo circulante experimentó un aumento de MM$ 11.990,
compuesto por un Resultado Operacional de MM$ 12.168, un
equivalente a 15% respecto de 2002, debido principalmente al
Resultado No Operacional de MM$ -3.020 e Impuesto a la Renta de
aumento de la deuda con ENAP y la provisión de impuesto a la renta.
MM$ -5.239. Este resultado neto significó una disminución de 86%
El pasivo de largo plazo experimentó una disminución de MM$ 17.959,
respecto al resultado de 2002.
equivalente al 16%, producto del pago de la deuda entre empresas
Comparado con 2002 el Resultado Operacional registró una
relacionadas.
disminución de 46%, producto principalmente del aumento en los
costos de exploración y al impairment de activos.
Liquidez
Al separar el efecto de los costos asociados a la exploración y al
El capital de trabajo durante 2003 fue de MM$ -41.291 comparado
impairment, el Resultado Operacional hubiese sido superior en
con MM$ -21.926 a igual período 2002, lo que se explica por
34% en comparación con el ejercicio 2002.
la disminución de los activos circulantes en valores negociables,
deudores varios e impuestos por recuperar. Los pasivos circulantes
se incrementaron respecto al período anterior, debido al aumento
Activos
de la deuda entre empresas relacionadas. El índice de liquidez en el
período 2003 fue de 0,6 en comparación con el 0,7 del año anterior.
El activo fijo experimentó una disminución durante 2003,
ascendente a MM$ 58.975, explicado principalmente por la
disminución en el tipo de cambio, reconocimiento del impairment y
Rentabilidad
por los castigos a los proyectos exploratorios en Colombia.
En el ítem Otros Activos, Sipetrol S.A. registró un incremento de
Los índices de rentabilidad en 2003 reflejan un descenso respecto
MM$ 5.735, equivalente al 44% en relación con igual período de
de 2002, debido principalmente a los ajustes realizados en la cartera
2002, dado por el aumento en los impuestos diferidos de largo
de proyectos vigente, lo que significó un mayor costo operacional y,
plazo, originados por la disminución de la pérdida tributaria.
por lo tanto, una menor utilidad neta.
Financiamiento
Endeudamiento
Hacia fines del ejercicio 2003 Sipetrol Argentina S.A. suscribió
El nivel de endeudamiento bancario experimentó un aumento
un crédito sindicado con un grupo de bancos internacionales por
respecto de 2002, debido a la suscripción del préstamo sindicado,
US$ 125 millones, destinado a Sipetrol Argentina S.A. Con dichos
mencionado anteriormente.
recursos se canceló la deuda bancaria que vencía a finales del 2003
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Resumen por países
Pampa del Castillo
De acuerdo con el mandato del Plan Estratégico de Negocios de
Exploraciones: Se realizó un estudio del potencial exploratorio de niveles
ENAP, Sipetrol S.A. concentra sus actividades de exploración y
más profundos a los ya productivos en los yacimientos denominados
producción en América Latina en el Medio Oriente y Norte de África
Formación Neocomiano y D 129, productores en áreas vecinas. Los
(MENA).
resultados finales serían presentados a comienzos de 2004.
América Latina
Incorporación de reservas: Estudios realizados en 2003, con
la información existente y la aportada por las actividades de
Argentina
perforación programadas, han permitido un incremento de reservas
probadas desarrolladas y no desarrolladas estimadas en 660 Mm3
Sipetrol Argentina S.A. actúa como operador con el 50% de
respecto de la estimación de diciembre de 2002.
participación en las concesiones de explotación del Área Magallanes
y del CAM 2 A Sur, y en los permisos de exploración de las áreas
Prevención de riesgos y medio ambiente: Durante el ejercicio se comenzó
CAM 1 y CAM 3, en la Cuenca Austral.
con el proceso para lograr la certificación ISO 14001 de Sistemas de
Gestión Ambiental, la cual se esperaba obtener durante 2004.
En la Cuenca del Golfo San Jorge, Sipetrol Argentina S.A. es titular
del 100% de la concesión de explotación del Área Pampa del
Campamento Central–Cañadón Perdido
Castillo y participa con el 50% en la concesión de explotación del
Área Campamento Central-Cañadón Perdido.
Nuevos Reservorios: Se logró una producción de petróleo y gas
en niveles más profundos (formación D-129), los cuales están en
Comercial: Durante todo 2003 se mantuvo vigente, a solicitud del
evaluación y abren expectativas para futuros desarrollos en este
gobierno argentino, un “Acuerdo entre Productores y Refinadores
antiguo yacimiento, donde fue descubierto el petróleo en Argentina.
para la Estabilidad de Precios para el Petróleo Crudo, Nafta y
Gasoil”. Este fue suscrito entre las empresas productoras de
CAM 2A Sur
hidrocarburos y las compañías refinadoras, en el cual el upstream se
comprometió a facturar ciertas cantidades al mercado local, tomando
Inicio de la Producción: El 22 de diciembre se dio inicio a la
como base en el precio WTI de US$ 28,50 el barril.
producción de petróleo y gas.
Nuevos negocios: Durante el año se revisó una serie de
CAM 1/CAM 3
oportunidades de negocios y antecedentes exploratorios de
Argentina, evaluándose 12 de ellas. Nueve oportunidades
Adjudicación Área CAM 1: La Secretaría de Energía adjudicó el 4
fueron generadas por Sipetrol Argentina, dos de las cuales están
de septiembre de 2003 el área CAM 1 a Sipetrol Argentina S.A. y
actualmente en evaluación y otras dos se concretaron en adquisición
a Repsol YPF S.A. Asimismo, se obtuvo un permiso para el ingreso
de participación de áreas de exploración: CAM-1 y otra en proceso
anticipado al área.
de asignación.
Compromisos: Se cumplieron los compromisos con la Secretaría de
Área Magallanes
Energía. Las Unidades de Trabajo remanentes son 789 para CAM 1
y 594 para CAM 3. Las mismas se aplicarán a los compromisos para
Venta de gas: Respondiendo a las exigencias del mercado, el
el segundo período de Exploración.
esfuerzo estuvo centrado en dar satisfacción a la mayor demanda
de gas natural en Magallanes, aumentando las exportaciones en
Ecuador
un promedio diario de 200 Mm3/d (participación Sipetrol S.A.),
respecto al año anterior.
Yacimientos MDC y PBH
El 1 de enero de 2003, la sucursal Ecuador de la Sociedad
Internacional Petrolera, SIPEC, tomó control de la operación de los
campos Mauro Dávalos Cordero (MDC) y Paraíso, Biguno y Huachito
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(PBH), en virtud del Contrato de Servicios Específicos para el
Bloque Acevedo
Desarrollo y Confirmación de Reservas, firmado en octubre de 2002
Este se ubica en el extremo sur de la Cuenca del Valle Superior del
con la empresa estatal ecuatoriana PetroEcuador.
Río Magdalena, con una extensión de 75.868 hectáreas. Sipetrol
Las principales actividades de inversión giraron alrededor de los
siguientes puntos: la adquisición de 167
Km2
de sísmica 3D;
S.A. es operador a partir de enero de 2003, con una participación
del 30%. Se perforó el pozo Candelo-1, con el objetivo de probar
el inicio de la campaña de perforación, que contempla 16 pozos
el sistema petrolífero en la subcuenca de Acevedo, donde se
hasta el 2005; la adecuación de instalaciones de producción; y el
encontró petróleo de 21° API. Actualmente se está evaluando este
manejo ambiental y de las relaciones con las comunidades de la
descubrimiento.
zona. Además, se dio inicio al proceso para la construcción del
campamento y de nuevas instalaciones de producción.
Bloque Huila Norte
La gestión de producción se orientó a implementar un programa de
Este bloque está ubicado en la Cuenca del Valle Superior del Río
reacondicionamiento de pozos y de instalaciones, con lo cual se logró
Magdalena. Tiene una extensión de 47.900 hectáreas y Sipetrol
reactivar cinco pozos, reinyectar totalmente el agua de formación
es operador con una participación del 54%. En 2003 se perforó
e incrementar la producción en alrededor de 30%. Para 2004 se
el pozo El Encanto-2, con el propósito de definir el límite norte del
esperaba un incremento adicional de la producción en 50%.
prospecto El Encanto. Este pozo perforó dos estructuras adicionales
ubicadas al norte de dicho prospecto, definiendo un potencial
Colombia
adicional en el área.
Cuenca del Valle Superior del Magdalena
Bloque Colombia Central
Bloque Altamizal
Está ubicado al oriente de la Cuenca del Valle Superior del Río
Magdalena, con una extensión de 162.274 hectáreas. Aquí Sipetrol
Este bloque se encuentra ubicado en la Cuenca Valle Superior
es operador con una participación de 34%.En diciembre de 2003 se
del Río Magdalena, al norte del bloque Huila Norte. Tiene una
iniciaron los trabajos exploratorios, con el desarrollo de la geología
extensión de 56.502 hectáreas. Sipetrol S.A. es el operador, con una
de superficie (cartografía y estratigrafía), adquisición de sensores
participación de 54%. En 2003 se llevó a cabo la perforación del
remotos y estudios geoquímicos.
pozo estratigráfico Altamizal-1, con el objetivo de conocer la sucesión
estratigráfica por debajo de la falla de Andalucía. Adicionalmente,
Bloque Tafura
se llevó a cabo la caracterización del Jurásico, con base en estudios
Este bloque está ubicado en la Cuenca del Valle Superior del Río
petrográficos, AFTA y geoquímica de elementos mayores.
Magdalena con una extensión de 35.232 hectáreas. Sipetrol participa
Bloque Caguán
con el 50%. En 2003 se llevaron a cabo los trabajos de geología de
campo y la adquisición de 58.49 Km de sísmica 2D. Los resultados
Este bloque se ubica en la Cuenca del Valle Superior del
obtenidos de la evaluación del bloque demostraron que no contaba
Río Magdalena y delimita con el campo Río Ceibas. Produce
con méritos exploratorios, por lo que se decidió devolverlo a Ecopetrol.
hidrocarburos de areniscas del Terciario Superior de la Formación
Honda. En este campo Sipetrol tiene una participación de 27,27%.
Bloque Doima
En 2003 se perforó el pozo Río Ceibas-10, con el objetivo de
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incrementar el barrido por inyección de agua. Este pozo y las
Está ubicado al noreste de la Cuenca del Valle Superior del Río
inversiones en instalaciones y líneas de superficie han permitido
Magdalena, con una extensión de 144.910 hectáreas. Sipetrol S.A.
fortalecer el proyecto de recobro secundario, manteniendo una
participa con el 50%. En 2003 se llevó a cabo la perforación del
producción con una declinación estable, la cual facilitará alcanzar
pozo Tetuán West-1, cuyo objetivo fue la formación Monserrate en la
las metas de recobro programadas.
cual se encontró agua. En el mes de noviembre se iniciaron las obras
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SIPETROL S.A. EN ARGENTINA.
civiles para la perforación del pozo Calarma-1, cuyo objetivo es la
formación Caballos.
Medio Oriente y Norte de África
Cuenca del Valle Medio del Magdalena
Sipetrol S.A. desarrolla actividades de exploración y explotación en
esta área foco, a través de su filial extranjera Sipetrol International
Bloques Dindal y Río Seco
S.A. Durante 2003 y conforme con el objetivo de crecer en
reservas mediante la exploración, se analizó la información de una
Los bloques Dindal y Río Seco están ubicados en el extremo sur
serie de prospectos disponibles en el área y se continuó con las
de la Cuenca del Valle Medio del Río Magdalena, sobre el flanco
negociaciones para el ingreso a un grupo de bloques en Libia como
occidental de la Cordillera Oriental.
parte de un consorcio de empresas petroleras.
En 2003 se llevó a cabo la compra de la participación de GHK
en dichos bloques, donde Sipetrol es operador a partir de
Egipto
febrero de 2003, con el 90,6% de participación. Con el fin de
aumentar la producción del campo se planteó un programa de
La sucursal en Egipto de Sipetrol International S. A. tuvo
reacondicionamiento de pozos en producción y de perforación de
importantes progresos durante 2003. En las concesiones operadas
pozos de desarrollo. Los resultados obtenidos del programa no fueron
se perforaron dos pozos exploratorios, uno de los cuales fue
los esperados, por lo que se decidió suspenderlo y llevar a cabo un
descubridor de petróleo, el primer hallazgo realizado en la zona
estudio integrado de reservorios que definiera un plan de desarrollo
MENA en un bloque operado por la empresa.
óptimo del campo.
Bloque North Bahariya
Paralelamente se realizaron grandes esfuerzos para frenar la curva de
declinación que traía el campo, pasando de 45% a 30%. Se inició
Durante 2003, Sipetrol realizó una reevaluación del bloque North
el proyecto de inyección de agua para represurizar el yacimiento. Se
Bahariya, sobre la base de nueva información sísmica adquirida
cambiaron generadores de diesel rentados por generadores propios
en 2002 y de un vasto programa de reprocesamiento de la
a gas, alimentados con gas de los pozos existentes en el campo, lo
información existente. Este trabajo permitió identificar nuevos
que representó un considerable ahorro de costos. Adicionalmente se
prospectos en el bloque.
automatizaron dos válvulas en el oleoducto Guaduas-La Dorada, con
En agosto de 2003 Sipetrol comenzó la perforación del pozo
el objetivo de disminuir potenciales problemas ambientales en caso
exploratorio Ganna 1, en un prospecto claramente definido en la zona
de un derrame de crudo.
sureste del bloque. El pozo fue descubridor y probó petróleo en tres
horizontes separados en reservorios de arenas de edad cretácico.
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LÍNEAS DE NEGOCIOS
Actualmente se está afinando el plan de desarrollo de este
y un consorcio integrado por OMV, que posee el 34% y es el
descubrimiento, con la finalidad de iniciar su explotación comercial
operador de la concesión; Repsol YPF, que posee el 33%; y Sipetrol
durante 2004. Otros prospectos cercanos al pozo Ganna 1 se están
International S.A., que participa con otro 33%.
evaluando para ser perforados durante 2004.
El bloque está situado en una de las provincias más ricas en petróleo
en el mundo y rodea la parte noroeste del yacimiento gigante
Bloque El Diyur
Ahwaz. Sólo dos pozos relativamente superficiales fueron perforados
previamente en este bloque durante la década de los años ‘60.
En febrero de 2003 el gobierno egipcio aprobó la transferencia de la
Un programa de adquisición de información sísmica se realizó
operación de la concesión El Diyur a Sipetrol International S.A.
durante los primeros meses del año, para posteriormente procesar e
Después de completar el reprocesamiento e interpretación de nueva
interpretar esa información. Sobre la base de ese trabajo se escogió
información sísmica adquirida en 2002, se identificó una serie de
la ubicación de pozos exploratorios y se espera comenzar la campaña
prospectos y se seleccionó al prospecto Baraka para ser perforado.
de perforación durante el primer trimestre de 2004.
La perforación se inició en julio y fue declarado pozo seco y
abandonado en agosto.
Yemen
A pesar de este resultado, sobre la base de la información
disponible, se decidió entrar en el segundo período exploratorio de
Bloque 35
este bloque.
El Directorio de Sipetrol S.A. aprobó durante 2002 la participación
East Ras Qattara
de la compañía en actividades exploratorias en Yemen y durante
2003 las autoridades yemeníes ratificaron la autorización para que
Se inició el trabajo exploratorio preliminar en el bloque bajo la
Sipetrol participara en la exploración del bloque 35.
operación de Sipetrol, y cuya concesión está en las etapas finales de
Este bloque está situado en la zona centroeste del país, en el borde
aprobación por parte de las autoridades egipcias.
de la cuenca Masilah y al noreste de los yacimientos del mismo
nombre.
Irán
El bloque 35 es operado por Oil Search Ltd. y Sipetrol International
S.A. posee una participación de 30% en el consorcio.
Bloque Mehr
Durante el cuarto trimestre de 2003 se inició una campaña de
adquisición de información sísmica 2D, lo que se esperaba estuviera
72
Sipetrol participa en Irán en la exploración del bloque Mehr, que
terminado en el primer trimestre de 2004. Luego del procesamiento
está situado en la parte oeste del país. El contrato de exploración
e interpretación de la información adquirida, se esperaba perforar el
fue firmado en 2001 entre la NIOC (National Iranian Oil Company)
primer pozo en el último trimestre de 2004.
M E M O R I A
A N U A L
2 0 0 3
G R U P O
D E
E M P R E S A S
E N A P
ENAP EN EL MUND O
SIPETROL Subsidiaria,
Londres, Reino Unido
COLOMBIA, Cuenca Magdalena Medio
Bloque Dindal
Bloque Río Seco
COLOMBIA
Cuenca del Valle Superior
del Magdalena
Bloque Caguán
Bloque Huila Norte
Bloque Altamizal
Bloque Acevedo
Bloque Colombia Central
Bloque Tafura
Bloque Doima
ECUADOR
Bloque MDC y PBH
YEMEN
Bloque 35
SIPETROL Subsidiaria Buenos
Aires, Argentina.
ENAP/SIPETROL Casa
Matriz, Santiago, Chile
ENAP, Punta Arenas, Chile
ENAP/SIPETROL Oficinas,
Río Gallegos, Argentina
IRAN, Bloque Mehr
ARGENTINA, Cuenca Golfo de San Jorge
Bloque Cañadón Perdido - Campamento Central
Bloque Pampa del Castillo
ARGENTINA, Cuenca Austral
Bloque Area Magallanes
Bloque CAM 2-A Sur
Bloque CAM 3
Bloque CAM 1
EGIPTO, Cuenca Desierto Occidental
Bloque North Bahariya
Bloque El Diyur
Bloque East Ras Qattara
LÍNEAS DE NEGOCIOS
ENAP DESARROLLA ACTIVIDADES
DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN
DE HIDROCARBUROS
EN EL EXTRANJERO, A TRAVÉS DE SU
FILIAL INTERNACIONAL SIPETROL S.A.
PRODUCTOS DE ENAP
Gasolina
97 octanos
Gasolina aviación
(100 / 130)
Gasolina
93 octanos
Solventes para
minería
Diluyentes
Diesel Ciudad
Lu b
tes
Gas
Oil
n
rica
Propelente
Xileno
as
lin
so
Ga
Combustible para
encendedores y aerosoles
Benceno
Solv
ente
s
Gasolina
95 octanos
Bencina blanca
Aguarrás
Diesel B
el
es
Di
Polipropileno
Polietileno
Petroquímicos
Gas Licuado
Butano
Fuel Oil Nº6
Ke
ros
en
es
Gas natural
industrial y domiciliario
Coque
Cemento
asfáltico
Kerosenne
doméstico
Metanol
Kerosene de
aviación JET A1
Impermeabilizantes
HIDROCARBUROS
Combustible
marino IFO 380
As
fal
tos
Combustible
marino IFO 180
mb
co
s
leo
tró
Pe
re
uf
Az
Propano
l es
tib
s
u
Petróleo Crudo
Gas Natural
Productos de terceros
Productos de empresas asociadas
EMPRESAS RELACIONADAS
Gasoducto del Pacífico (Chile) S.A.
Sociedad Nacional de Oleoductos S.A.
Gasoducto del Pacífico (Argentina) S.A.
Petropower Energía Ltda.
Oleoducto Trasandino (Argentina) S.A.
Terminales Marítimas Patagónicas S.A.
Petroquim S.A.
Oleoducto Trasandino (Chile) S.A.
Compañía Latinoamericana Petrolera Nº 2 S.A.
Inversiones Electrogas S.A.
Petrosul S.A.
Compañía Latinoamericana Petrolera S.A.
Petroquímica Dow S.A.
Éteres y Alcoholes S.A.
Norgas S.A.
Geotérmica del Norte S.A.
Innergy Holding S.A.
Depósitos Asfálticos S.A.
A & C Pipeline Holding
Gas de Chile S.A.
Energía Concón S.A.
Electrogas S.A.
US$ 87.374.321
US$70.460.824
$45.400.000
(Pesos
Argentinos)
$14.360.000 *
(Pesos
Argentinos)
U$46.521.975
M$ 22.530.189
22 de agosto de
1995
22 de diciembre
de 1992
22 de diciembre
de 1992
6 de enero
de 1994
20 de julio
de 1990
11 de diciembre
de 1992
GASODUCTO
DEL PACÍFICO
(ARGENTINA) S.A.
PETROPOWER
ENERGÍA LTDA.
OLEODUCTO
TRASANDINO
(ARGENTINA) S.A.
TERMINALES
MARÍTIMAS
PATAGÓNICAS S.A.
PETROQUIM S.A.
OLEODUCTO
TRASANDINO
(CHILE) S.A.
M$10.442.621
M$ 3.519.367
11 de marzo de
1999
17 de octubre de
2001
INVERSIONES
ELECTROGAS S.A.
PETROSUL S.A.
M$4.184.431
M$ 51.538.749
31 de mayo de
1957
SOCIEDAD
NACIONAL DE
OLEDUCTOS S.A.
17 de noviembre
COMPAÑÍA
LATINOAMERICANA de 1992
PETROLERA
N° 2 S.A.
US$137.841.819
CAPITAL
SUSCRITO Y
PAGADO
7 de agosto de
1995
FECHA DE
CONSTITUCIÓN
GASODUCTO DEL
PACÍFICO
(CHILE) S.A.
EMPRESA
La construcción operación de dos plantas, una en
terrenos de propiedad de Petrox S.A. Refinería de
Petróleo y otra en terrenos de propiedad de Refinería de
Petróleo Concón S.A., con la finalidad de prestarles en
forma exclusiva, a dichas refinerías, servicios de
procesamiento de su corriente de gas ácido.
El objeto de la sociedad es comprar vender invertir y
mantener acciones de la Sociedad Anónima cerrada
ELECTROGAS S.A.
Realizar en el extranjero por cuenta propia o ajena
proyectos de exploración y explotación de petróleo, gas y
derivados, así como compraventa, importación,
exportación y comercialización de dichos productos.
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.
Fabricación de materias plásticas, exportaciones
procesamiento de propileno para transformarlo en pellets
de polipropileno que se vende en el mercado nacional y
se exporta principalmente a los países de la costa del
Pacífico de América del Sur.
Prestar servicios de almacenaje y embarques de
hidrocarburos y cualquier otra operación complementaria
de su actividad que resulte necesaria para facilitar la
consecución de su objeto.
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.
Producción de energía y procesamiento de combustibles
mediante el desarrollo, construcción, mantenimiento,
operación y explotación de una planta de coquización
retardada, incluyendo una unidad de hidrotratamiento,
de cogeneración de energía eléctrica, vapor y agua de
refrigeración.
Construcción, propiedad, explotación y operación técnica
y comercial de un sistema de ductos en la República de
Argentina, para transportar gas natural desde la provincia
de Neuquén, República de Argentina hasta la VIII Región
de Chile.
Adquirir, construir, mantener, operar y explotar uno o
más oleoductos para transportar, por cuenta de uno o
más de sus socios o terceros, gasolina, kerosene,
petróleo, otros productos que sean suceptibles de ser
conducidos por tales oleoductos. Efectuar en naves
propias o ajenas y por cuenta propia o de terceros, el
transporte de crudo y de uno o más de los productos
mencionados anteriormente.
Prestar servicios de transporte de gas natural y realizar
inversiones en todo lo relacionado con la industria de
servicios de gas natural de Chile o en el extranjero, por
cuenta propia o asociado, o por cuenta de terceros
pudiendo solicitar las concesiones y permisos que se
requieran para estos efectos.
OBJETO SOCIAL
Carlos Cabeza
Faúndez
Jaime Fuenzalida
Alessandri
Jorge Bunster
Betteley
Gastón Ramos
González
Roberto Izquierdo
Alberto Gil
Antonio Allegretta
Martin Karpenski
Hugo C. Martelli
Jorge Garnham
Abboot
Richard Gateman
Presidente
Claudio Iglesis
Guillard
Gastón Ramos
González
Celestino
Antonio
Allegretta
Gastón Ramos
González
Vicepresidente
- Antonio Allegreta,
- Gabriel Kaspar
- Vicente Izquierdo,
- Gastón Ramos
- Paulo Magalhaes
- Fernando Abrante
- Gastón Ramos
- Raúl Rodríguez
- Celestino Allegretta
- Jorge Brizuela
- Gastón Ramos
- Francisco Macias
- Carlos Cabeza
- David Roberts
- Bruce C. Studley
- Richard Gateman
- Javier Frontaura
- Eduardo Karrer
- Eduardo Tapia
- Dante Kogan
- Francisco Mualim
- Arturo Natho
- Ricardo Budinich
- Mario Arze
- David Montemurro
- Antonio Bacigalupo
- Carlos Rocca
- Víctor Briano
- Dante Kogan
- Claudio Iglesis
- Pedro Gatica
- Carlos Cabeza
- Niels Hoffmann
- Hernán Aguila
- Edzard zu Knyphausen
- Sergio Arévalo
- Jaime Fuenzalida
- Gabriel Marcuz
- Víctor Briano
- Jorge Bunster
- Arturo Natho
- Salvador Harambour - Vicente Rodríguez
- Manuel Sánchez
- Gastón Ramos
- Paul Reimer
- Anthony Dimaio
- Roberto Izquierdo
- Fernando Izquierdo
- Daniel Ibarra
- José Brandi
- Alberto Gil
- Pablo Varetto
- Horacio Pujol
- Oscar Oroná
- Jorge Jurado
- Antonio Allegreta
- Fernando Aguilar
- Gabriel Kaspar
- Martín Karpenski
- Enrique Dávila
- Tony Scerbo
- Frank Taibi
- Hugo C. Martelli
- Pablo De Rosso
- Jaime Alamos
- Antonio Bacigalupo
- Víctor Briano
- Jorge Bunster B.
- Jorge Garnham
- Juan Piñeiro
- Juan Juanet
- Ernesto Ramírez
- Richard Gateman
- José M. Eyzaguirre
- Eduardo Karrer
- Carmen Figueroa
- Gastón Ramos
Directores Titulares
DIRECTORIO DE LA SOCIEDAD
- Fabio de Assis
- Arturo Wechsler
- Daniel Martínez
- Francisco Courbis
- Gustavo Rioseco
- Felipe Aldunate
- Pedro Cruz
- Renato Sepúlveda
- Ramiro Méndez
- Gonzalo Aspillaga
- Claudio Aldana
- Víctor Briano
- Andrew Fawthrop
- Francisco Macías
- Santiago Izquierdo
- Diego Izquierdo
- Roberto Dora
- Mario Arze
- Roberto Hopson
- Pablo Alvarez
- Alejandro Götz
- Daniel Sanca
-Germán Fernández
- Daniel Rellan
- Víctor Briano
- Stephen W. Green
- Jaime Carey
- Juan Levín
- Robert Tracy
- José M. Eyzaguirre
- Rodrigo Ochagavia
- Carmen Figueroa
- William Collins
- Víctor Arancibia
- Juan Carrasco
- Lorenzo Gazmuri
- Daniel Ramírez
- Ramiro Méndez
- Alan Sherwin
- Federico Lange
- Adolfo Sabando
- Ricardo Budinich
- Julio Mayanz
- Daniel Rellán
- Fernando Aguilar
- Gonzalo Izquierdo
- Elizabeth Tellechea
- Eduardo Tergolina
- Ernesto Ramírez
- Sergio J.D. Galán
- Daniel Rellán
- Gabriel Grzona
- Fabiana López
- Paul Reimer
- Anthony Dimaio
- Henry Somerville
- Robert Roche
- Alejandro Candioti
- Carlos Rocca
- Ricardo Peña
- Gastón Ramos
- Gustavo Di Luzio
- Alfredo Diez
- Carlos Lonza
- Héctor Silva
- Hugo Fuentes
- Rodrigo Ochagavia
- William Collins
- Erick Saphores
-Víctor Arancibia
Directores Suplentes
- Donald Wishart
- Donald DeGrandis
- Ricardo Peña
- Francisco Gazmuri
- Gustavo Di Luzio
Gerente General:
Juan Muñoz Cerna
Gerente General:
Carlos Andreani Luco
Gerente General:
Ramón Concha
Barrientos
Gerente General:
Jaime Pulido Espinosa
Gerente General:
Marcos Segal S.
Gerente de Planta:
Claudio Sandoval
Gerente de Adm. y
Finanzas:
Jorge García
Gerente General:
Alfredo Sabatini
Gerente General:
Eduardo Fernández
Gerente General:
Ramón Zubizarreta
Salvatierra
Gerente General:
John Scott
Gerente General:
Roberto Hetz Vorpahl
Gerente General:
John Scott
EJECUTIVOS
PRINCIPALES
Directores:
Mario Arze
Ernesto Ramírez
22.10%
Directores:
Víctor Briano
Eduardo Tapia
Gastón Ramos
Director Suplente:
Víctor Arancibia
Directores Titulares:
Carlos Cabeza
Enrique Dávila
Director:
Gastón Ramos
Director Suplente:
Victor Briano
Director:
Gastón Ramos
Director Suplente:
Sergio J.D. Galán
Directores Titulares:
Gastón Ramos
Daniel Ibarra
Director:
Gastón Ramos
Director Suplente:
Victor Briano
Directores Titulares:
Vicente Rodríguez
Manuel Sánchez
Directores Suplentes:
Ju lio Mayanz Csato
Claudio Aldana
Director:
Victor Briano
Director Suplente:
Renato Sepúlveda
Directores Titulares:
Sergio Arévalo
Carlos Cabeza
Hernán Aguila
Directores Suplentes:
Adolfo Sabando y
Daniel Martínez
Gerente general:
Juan Muñoz C.
18.20%
15%*
18,09%
13,79%**
15,00%*
18,04%
40,00%*
15,00%
47,39%*
Directores Suplentes:
Daniel Ramírez
Hugo Fuentes
Directores:
Víctor Briano
Gastón Ramos
Víctor Arancibia
EJECUTIVOS DE ENAP
EN COLIGADAS
18.20%
VPP ENAP
Servicio de procesamiento
de materias primas a
Refinería de Petróleo
Concón S.A. y Petrox S.A.
Socios comerciales en
proyectos de exploración y
producción de
hidrocarburos en el
exterior. Al 31 de
diciembre de 2003 no hay
proyectos en ejecución.
Servicio de transporte de
crudo, servicios de carga,
arriendo de oleoducto.
Venta de materia prima,
productos, hidrógeno,
vapor. Servicios de
mantenimiento y otros
servicios administrativos.
Prestar sercicios de
almacenaje y embarques
de hidrocarburos.
Venta de energía eléctrica
agua, comisión
procesamiento coker,
derecho de propiedad,
garantías.
Servicio de transporte de
productos por sus
oleoductos servicios de
fletamento y transporte
marítimo.
RELACIONES
COMERCIALES
Contrato de servicios de procesamiento,
contrato de comodato de terreno y
contrato de operación, mantenimiento y
administración de la planta con Refinería
de Petróleo Concón S.A. y Petrox S.A.
Contrato por el servicio de carguío de
naves para exportación de crudo, contrato
de mantenimiento e inspección del
oleoducto.Uso del oleoducto de 30” (OT)
para descarga de crudo. Contrato para
tratamiento de aguas residuales y
protección contra incendios.
Contrato de suministros de materias
primas, contrato de servicios de
mantenimiento.
No existe relación contractual ya que sus
tarifas son fijadas por la Secretaría de
Energía de la Nación Argentina.
1- Partners Agreement
2- Processing Service and Supply
Agreement ambos del 15 de enero 1996
3- Usufrut Ans Easement Agreement
4- Arbitration Agreement ambos de 7 de
febrero de 1996
5.-Electric Energy Agreement del 2 de
mayo del 2000.
Contrato de transporte de productos,
Contratos de fletamentos varios
ACTOS O CONTRATOS CELEBRADOS
0,18709%
0,18740%
0,24831%
0,31004%
0,31030%
0,34774%
0,37600%
0,41829%
0,80421%
1,07071%
1,07121%
PROPORCION
DE LA
INVERSION
SOBRE TOTAL
DE ACTIVOS
DE ENAP
M$ 1.142.815
14 de noviembre
de 1967
10 de marzo del
2000
12 de agosto de
1996
5 de diciembre de M$4.224.896
2001
23 de e nero de
1998
15 de noviembre
de 1996
22 de diciembre
de 1992
15 de marzo de
1994
25 de noviembre
de 2002
14 de octubre de
1996
PETROQUÍMICA
DOW S.A.
ÉTERES Y
ALCOHOLES S.A.
NORGAS S.A.
GEOTÉRMICA DEL
NORTE S.A.
INNERGY
HOLDING S.A.
DEPÓSITOS
ASFÁLTICOS S.A.
A & C PIPELINE
HOLDING
GAS DE CHILE S.A.
ENERGÍA CONCON
S.A.
ELECTROGAS S.A.
Prestar servicios de transporte de gas natural y otros
combustibles, por cuenta propia o ajena para lo cual podrá
construir operar y mantener gasoductos, oleoductos,
poliductos e instalaciones complementarias.
Desarrollar los aspectos contractuales, financieros y
comerciales necesarios para determinar la factibilidad de
la construcción y operación de un complejo industrial
en terrenos de Refinería de Petróleo Concón S.A.,
destinado a prestar a ésta en forma exclusiva, servicios
de procesamiento de fondos de barril de petróleo crudo
para transformarlos en productos livianos.
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 de 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.
Compañía dedicada a la inversión y financiamiento en
general. Controla a Oleoducto Trasandino (Argentina)
S.A. Y Oleoducto Trasandino (Chile) S.A.
Construcción, operación y desarrollo de una planta de
almacenamiento de distribución y despacho de bases de
asfaltos procesados por Refinería de Petróleo Concón
S.A.
Compraventa, comercialización y suministro de gas
natural.
Investigación, exploración y explotación de los yacimientos
geotermales ubicados en las regiones I, II, III del país.
Comercialización a través de cualquiera de sus formas de
todos los productos, subproductos, materias primas
elaboradas, semielaboradas o no, que deriven directa o
indirectamente de las actividades señaladas con
anterioridad. Realizar cualquier otra actividad relacionada
directa e indirectamente con lo anterior que permita un
mejor aprovechamiento de los recursos.
Importación exportación y compra de gas licuado de
petróleo y su venta a granel a distribuidores mayoristas
en la Primera y Segunda regiones del país y todas las
gestiones técnicas y comerciales relacionadas
directamente con las operaciones antes dichas.
Construcción y operación de una planta de DIPE (di-isopropil-éter) en terrenos de Refinería de Petróleo Concón
S.A. para prestar en forma exclusiva a ésta servicios a
sus corrientes de propano-propileno.
Producción, transformación, conversión y comercialización
de toda clase de productos químicos plásticos, subproductos
y derivados de la industria petroquímica, incluyéndose la
elaboración de materias primas, de productos semi
terminados y de aditivos de cualquier tipo, además de la
complementación industrial con otras sociedades, siempre
que se relacionen directamente con la materia.
Realizar 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.
* Incluye participación de ENAP y sus Filiales. ** Empresa coligada de la filial Sipetrol S.A.
M$ 10.406.747
M$ 50.500
M$503.104
US$ 900.000
M$ 455.191
M$42.460.441
M$2.175.255
M$ 3.730.095
M$6.719.177
31 de diciembre
COMPAÑÍA
LATINOAMERICANA de 1992
PETROLERA S.A.
Jaime Fuenzalida
Alessandri
Paul Raimer
Víctor Briano
Peralta
Antonio Allegretta
Claudia Núñez
Muñoz
Carlos Rocca
Righton
Ricardo Campano
Gándara
Mario Fernández
Astudillo
Edgard zu
Knyphausen
Alberto Orrego
Jorge Bunster
Betteley
- Alberto Orrego
- Ricardo Bridger
- Carlos Cabeza
- Alfonso Yáñez
Claudio Iglesis
Guillard
Eduardo Karrer
Gastón Ramos
González
Gastón Ramos
González
- Gastón Ramos,
- Francisco Macías
Hugo Fuentes
Nelson King
Tomás Brenner
- Matías Pérez
- Richard Gateman
- Víctor Briano
- Gastón Ramos
- Ricardo Campano
- Claudio Aldana
- Gastón Ramos
- Ernesto Ramírez
- Luis Cid
- Sergio Arévalo
- Oscar Vignart
- Jorge Marty
- Benjamín Valdivieso
- Jaime Fuenzalida
- Gabriel Marcuz
- Víctor Briano
- Helmut Mühlemeier
- Martin Karpensky,
- Robert Laidlaw
- Paul Raimer
- Gastón Ramos
- Sergio Arévalo
- Claudio Iglesis
- Pedro Gatica
- Víctor Briano Peralta
- Mario Arze Contreras
- Antonio Bacigalupo Gittins,
- Eduardo Karrer
- Antonio Allegreta
- Fernando Aguilar
- Gabriel Kaspar
- Claudia Núñez
- Luis Gutiérrez
- Patricio Seguel
- Jaime Castillo
- Carlos Rocca
- Jaime Retamal
- Felipe Bahamóndez
- Eduardo Cabello
- César Contreras
- Alex Acosta
- Julio Mayanz
- Álvaro Araya
- Mario Fernández
- Patricio Dalton
- Juan Santa Cruz
Sergio Arévalo E. - Edgard zu
Knyphausen
- Mario Cúneo
- Niels Hoffmann
Jorge Marty C.
- Jorge Bunster
- Arturo Natho
- Salvador Harambour - Vicente Rodríguez
- Manuel Sánchez
- Paul Raimer
- Anthony Dimaio
- Carmen Figueroa
- Rodrigo Álvarez
- Renato Sepúlveda
- Víctor Arancibia
- Roberto Piriz
- Víctor Muñoz
- Daniel Martínez
- Hernán Águila
- Óscar López
- José Luis Marcer
- Adolfo Sabando
- Ricardo Budinich
- Julio Mayanz
- Francisco Courbis
- Felipe Aldunate
- Renato Sepúlveda
- Gustavo Rioseco
- Pedro Cruz Vine
- Edgard zu Knyphausen
- Bruce Studley
- Walt Madro
- Barry Gilchrist
- Guillermo Caballero
- Carlos Cabeza
- Alfonso Yáñez
- Renato Sepúlveda
- William Collins,
- Ricardo Peña Vial
- Daniel Rellan
- Víctor Briano
- Stephen W. Green
- Gerardo Cood S.
- Francisco Bosselin
- María Allende
- Roberto Piriz
- Jacob Calderón
- Felix Lagreze
- Felipe Silva
- Hugo Fuentes
- Fabio de Assis
- Daniel Ramírez
- Federico Lange
- Fernando Hurtado
- Jaime Campos,
- Renato Sepúlveda
- Ángela Díaz
- Ramiro Méndez
- Gonzalo Aspillaga
- Claudio Aldana
Gerente General:
Carlos Andreani Luco
Gerente General:
Ramón Zubizarreta
Gerente General:
Antonio Bacigalupo
Gittins
Administrador
General:
Arturo Bello Plaza
Gerente General:
José Luis Hernández
Vidal
Gerente General:
José Manuel Soffia
Celis
Gerente General:
Luis Felipe Silva
Labbé
Gerente General:
Federico Lange
Gerente General:
Jorge Marty Ciocca
Gerente General:
Ramón Concha
Barrientos
0,0076%
35,00%*
50,00%
18,25%
25,00%*
25,00%
49,90%
42,00%
41,74%*
20,47%
40,00%*
Director
Víctor Briano
Director Suplente:
Renato Sepúlveda
Directores Titulares:
Sergio Arévalo
Gastón Ramos
Directores Suplentes:
Carlos Cabeza
Guillermo Caballero
Presidente:
Víctor Briano
Director:
Mario Arze
Director Suplente:
Alfonso Yáñez
Renato Sepúlveda
Director Titular:
Gastón Ramos
Director Suplente:
Víctor Briano
Presidente:
Claudia Núñez
Director Titular:
Hugo Fuentes
Víctor Briano
Renato Sepúlveda
Gastón Ramos
Víctor Arancibia
Directores:
Julio Mayanz
Claudio Aldana
Alvaro Araya
Gerente General:
José Manuel Soffia
Vicepresidente:
Gastón Ramos
Director:
Ernesto Ramírez
Director Suplente:
Hugo Fuentes
Víctor Muñoz
Directores Titulares:
Sergio Arévalo
Mario Cúneo
Directores Suplentes:
Daniel Martínez
Daniel Ramírez
Hernán Aguila
Directores Titulares:
Carlos Cabeza
Alfonso Yáñez
Directores Suplentes:
Renato Sepúlveda
Adolfo Sabando
Directores Titulares:
Vicente Rodríguez
Manuel Sánchez
Directores Suplentes:
Julio Mayanz Csato
Claudio Aldana
Transporte de gas, operación
y mantenimiento de
instalaciones, arriendo RAC y
otros servicios y asesorías
No hay relaciones
comerciales.
Presta servicio de
almacenamiento y entrega de
asfalto de producción propia
de la Refinería de Petróleo
Concón S.A.
Compra de gas natural,
incluyendo servicio de
transporte.
Venta de gas a granel.
Servicio de procesamiento de
materias primas para
la producción de DIPE
a Refinería de Petróleo
Concón S.A.
Venta de etileno y otros
productos
Socios comerciales en
proyectos de exploración y
producción de hidrocarburos
en el exterior. Al 31de
diciembre de 2003
participan en proyectos en
Colombia.
Contrato de transporte de gas.
Contrato de operación, mantenimiento y
arriendo RAC a Refinería de Petróleo
Concón S.A.
Pacto de accionistas
Contrato de compra de gas natural y
transporte.
Contrato que establece la posibilidad de
desarrollar ciertas tareas por parte de
Codelco, previa solicitud de la filial
mediantes órdenes de trabajo, las cuales
pueden ser aceptadas o no.
Contrato de venta de gas licuado.
Contrato de servicios de procesamiento,
contrato de comodato y contrato de
operación, mantenimiento y
administración de la planta con Refinería
de Petróleo Concón S.A.
Contrato comercial de suministro de
etileno y otros insumos para la producción
de polietileno de baja densidad
Contrato Huila Norte Contrato Altamizal
0.00009%
0.00011%
0,00141%
0,00607%
0,00783%
0,03019%
0,04584%
0,07673%
0,07747%
0,11236%
0,18334%
BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
82
M E M O R I A
A N U A L
2 0 0 3
G R U P O
D E
E M P R E S A S
E N A P
BAL ANCE Y ESTAD OS
FINANCIEROS CONSOLIDAD OS
31 D E D I CIEMB RE D E 2 0 0 3
CONTENID O
INFORME DE LOS AUDITORES INDEPENDIENTES _____________________ 85
BALANCE GENERAL CONSOLIDADO __________________________________ 86
ESTADO DE RESULTADOS CONSOLIDADO ____________________________ 88
ESTADO DE FLUJOS DE EFECTIVO CONSOLIDADO _____________________ 89
NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS ________________ 91
ANALISIS RAZONADO ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS ________ 135
HECHOS RELEVANTES _____________________________________________ 140
$
P e s o s chil e n o s
M$
Mil e s d e p e s o s chil e n o s
UF
Unid a d e s d e f o m e n t o
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D ó la r e s e s t a d o unid e n s e s
Mil e s d e d ó la r e s e s t a d o unid e n s e s
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INFO RME D E LOS AUDITO RES INDEPENDIENTES
Santiago, 12 de febrero de 2004
Señores Presidente y Directores
Emp re s a Na cional del Pe tróle o
Hemos efectuado una auditoría al balance general consolidado de Empresa Nacional del Petróleo y filiales
al 31 de diciembre de 2003 y a los correspondientes estados consolidados de resultados y de flujos de
efectivo por el año terminado en esa fecha. La preparación de dichos 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 financieros, con base en la auditoría
que efectuamos. Los estados financieros consolidados de Empresa Nacional del Petróleo y filiales por el
año terminado al 31 de diciembre de 2002 fueron auditados por otros auditores, quienes emitieron una
opinión sin salvedades sobre los mismos en su informe de fecha 5 de febrero de 2003.
Nuestra auditoría fue efectuada 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 y las informaciones
revelados en los estados financieros. Una auditoría comprende, también, una evaluación de los principios
de contabilidad utilizados y de las estimaciones significativas hechas por la administración de la Empresa,
así como una evaluación de la presentación general de los estados financieros. Consideramos que nuestra
auditoría constituye una base razonable para fundamentar nuestra opinión.
En nuestra opinión, los estados financieros consolidados al 31 de diciembre de 2003 presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación financiera de Empresa Nacional del Petróleo
y filiales al 31 de diciembre de 2003, los resultados de sus operaciones y los flujos de efectivo por el año
terminado en esa fecha, de acuerdo con principios de contabilidad generalmente aceptados en Chile.
Renzo Corona Spedaliere
RUT: 6.373.028–9
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EMPRESA NACIONAL DEL PETROLEO
BAL ANCE GENER AL CONSOLIDAD O
Al 31 de diciembre de
ACTIVOS
2003
2002
M$
M$
Disponible
28.152.066
21.081.430
Depósitos a plazo
23.328.909
2.823.325
—
10.567.932
173.960.197
205.621.254
21.728.437
24.133.419
8.257.937
6.280.276
228.291.072
239.834.621
31.673.800
60.130.238
ACTIVO CIRCULANTE
Valores negociables
Deudores por ventas
Deudores varios
Documentos y cuentas por cobrar
a empresas relacionadas
Existencias
Impuestos por recuperar
Gastos pagados por anticipado
4.467.982
5.610.663
Impuestos diferidos
13.403.983
3.964.823
Otros activos circulantes
26.668.920
2.780.743
559.933.303
582.828.724
Total activo circulante
ACTIVO FIJO
Terrenos
Construcciones y obras de infraestructura
Maquinarias y equipos
Otros activos fijos
Menos: Depreciación acumulada
Total activo fijo
8.958.215
9.073.658
2.313.195.989
2.294.294.859
48.132.553
45.137.690
103.265.140
84.525.843
(1.662.491.986)
(1.612.866.400)
811.059.911
820.165.650
88.358.815
101.516.047
28.969
26.126
OTROS ACTIVOS
Inversiones en empresas relacionadas
Inversiones en otras sociedades
Menor valor de inversiones
Deudores a largo plazo
Documentos y cuentas por cobrar
a empresas relacionadas largo plazo
Impuestos diferidos
Otros
Total otros activos
TOTAL ACTIVOS
441.806
839.130
13.246.438
14.363.403
4.850.768
4.354.317
5.866.116
7.480.507
20.773.726
16.525.410
133.566.638
145.104.940
1.504.559.852
1.548.099.314
L a s N o t a s a djunt a s 1 a 3 4 fo r man p a r te inte g r al d e e s to s e s t a d o s finan cie r o s .
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Al 31 de diciembre de
PASIVOS Y PATRIMONIO
2003
2002
M$
M$
50.089.890
55.612.042
2.031.143
2.353.833
PASIVO CIRCULANTE
Obligaciones con bancos e instituciones financieras
largo plazo – porción corto plazo
Obligaciones con el público – porción corto plazo
(bonos)
Obligaciones largo plazo con vencimiento dentro
de un año
325.853
401.475
Cuentas por pagar
173.024.481
163.923.139
Documentos por pagar
152.106.586
217.119.232
5.276.924
4.560.788
Acreedores varios
Documentos y cuentas por pagar a empresas
relacionadas
13.261.876
21.371.021
Provisiones
28.315.834
20.802.261
Retenciones
19.992.812
35.726.858
Impuesto a la renta
18.743.454
—
2.233.559
114.681
157.596
880
465.560.008
521.986.210
Ingresos percibidos por adelantado
Otros pasivos circulantes
Total pasivo circulante
PASIVO A LARGO PLAZO
Obligaciones con bancos e instituciones financieras
192.526.073
95.487.915
Obligaciones con el público largo plazo (bonos)
227.192.000
265.443.443
Documentos por pagar largo plazo
4.009.958
51.436.597
Acreedores varios largo plazo
9.651.581
10.215.681
Documentos y cuentas por pagar a empresas
relacionadas
Provisiones largo plazo
Impuestos diferidos a largo plazo
42.839.692
24.383.204
140.182.736
106.406.584
—
—
Otros pasivos a largo plazo
2.100.238
1.906.337
Total pasivos a largo plazo
618.502.278
555.279.761
136.831
119.208
Capital pagado
409.545.545
409.545.545
Otras reservas
(17.748.853)
25.161.534
INTERES MINORITARIO
PATRIMONIO
Utilidades acumuladas
27.482.141
27.373.947
Utilidad del ejercicio
87.858.462
59.451.515
Traspaso de utilidades al Fisco
(86.776.560)
(50.818.406)
Total patrimonio
420.360.735
470.714.135
1.504.559.852
1.548.099.314
TOTAL PASIVOS Y PATRIMONIO
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EMPRESA NACIONAL DEL PETROLEO
ESTAD O DE RESULTAD OS CONSOLIDAD O
Por el ejercicio terminado al 31 de diciembre de
2003
2002
M$
M$
RESULTADO OPERACIONAL
Ingresos de explotación
Costos de explotación
2.312.329.374
1.896.427.131
(2.130.911.468)
(1.668.733.057)
Margen de explotación
181.417.906
227.694.074
Gastos de administración y ventas
(51.802.179)
(50.526.046)
Resultado de explotación
129.615.727
177.168.028
1.394.766
6.985.867
12.383.481
14.617.949
RESULTADO FUERA DE EXPLOTACION
Ingresos financieros
Utilidad devengada por inversión en empresas
relacionadas
Otros ingresos fuera de la explotación
Pérdida devengada por inversión en empresas
relacionadas
Amortización menor valor de inversiones
6.383.764
10.157.380
(2.850.109)
(5.346.468)
(288.792)
(196.527)
Gastos financieros
(34.340.034)
(29.985.758)
Otros egresos fuera de la explotación
(24.043.030)
(4.141.731)
(5.720.797)
(3.955.445)
114.118.140
(58.002.560)
67.037.389
(69.867.293)
Corrección monetaria
Diferencias de cambio
Resultado no operacional
Resultado antes de impuesto a la renta
Impuesto a la renta
Utilidad antes de interés minoritario
Interés minoritario
UTILIDAD DEL EJERCICIO
196.653.116
107.300.735
(108.749.260)
(47.821.543)
87.903.856
59.479.192
(45.394)
(27.677)
87.858.462
59.451.515
L a s N o t a s a djunt a s 1 a 3 4 fo r man p a r te inte g r al d e e s to s e s t a d o s finan cie r o s .
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EMPRESA NACIONAL DEL PETROLEO
ESTAD O DE FLUJO DE EFECTIVO CONSOLIDAD O
Por el ejercicio terminado al 31 de diciembre de
2003
2002
M$
M$
FLUJO NETO ORIGINADO POR ACTIVIDADES DE LA OPERACION
Recaudación de deudores por venta
Ingresos financieros percibidos
Dividendos y otros repartos percibidos
Otros ingresos percibidos
Pago a proveedores y personal
3.559.178.229
2.964.415.400
821.982
6.956.688
9.943.552
8.221.076
23.318.971
21.311.823
(3.305.970.557)
(2.737.480.790)
Intereses pagados
(33.395.348)
(19.086.428)
Impuesto a la renta pagado
(42.231.096)
(92.685.214)
Otros gastos pagados
(2.051.964)
(3.044.449)
Impuesto al Valor Agregado y otros similares pagados
(33.035.624)
(20.399.980)
Flujo neto originado por actividades de la operación
176.578.145
128.208.126
177.994.789
115.787.612
–
256.812.937
FLUJO NETO ORIGINADO POR ACTIVIDADES DE FINANCIAMIENTO
Obtención de préstamos
Obligaciones con el público
Otras fuentes de financiamiento
2.163.686
2.456.823
Pago de dividendos
(95.491.000)
(52.512.903)
Pago de préstamos
(51.108.307)
(347.361.421)
(162.507)
(5.690.062)
Pago de gastos por emisión y colocación
de obligaciones con el público
Otros desembolsos por financiamiento
Flujo neto originado por actividades de financiamiento
–
(269.336)
33.396.661
(30.776.350)
5.688.046
21.662.005
FLUJO NETO ORIGINADO POR ACTIVIDADES DE INVERSION
Ventas de activo fijo
Otros ingresos de inversión
Incorporación de activos fijos
Inversiones permanentes
Otros préstamos a empresas relacionadas
Otros desembolsos de inversión
Flujo neto total originado por actividades de inversión
FLUJO NETO TOTAL DEL PERIODO
–
1.292.216
(150.859.842)
(139.408.834)
(3.643.386)
(6.291.186)
(498.843)
(533.634)
(6.531.800)
(78.653)
(155.845.825)
(123.358.086)
54.128.981
(25.926.310)
(13.152.627)
(2.969.459)
VARIACION NETA DEL EFECTIVO Y EFECTIVO EQUIVALENTE
40.976.344
(28.895.769)
SALDO INICIAL DEL EFECTIVO Y EFECTIVO EQUIVALENTE
34.707.936
63.603.705
SALDO FINAL DEL EFECTIVO Y EFECTIVO EQUIVALENTE
75.684.290
34.707.936
EFECTO DE LA INFLACION SOBRE EL EFECTIVO Y EFECTIVO EQUIVALENTE
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CONCILIACION ENTRE EL FLUJO NETO
ORIGINAD O POR ACTIVIDADES DE L A OPER ACION
Y EL RESULTAD O DEL E JERCICIO
Por el ejercicio terminados al 31 de diciembre de
2003
2002
M$
M$
UTILIDAD DEL EJERCICIO
87.858.462
59.451.515
RESULTADO EN VENTA DE ACTIVOS
(2.450.903)
(7.568.483)
Utilidad en venta de activo fijo
(2.450.903)
(4.526.399)
–
(3.042.084)
CARGOS (ABONOS) A RESULTADO QUE NO REPRESENTAN FLUJO DE
EFECTIVO:
21.279.114
164.073.729
Depreciación del ejercicio
86.708.729
93.628.758
Castigos y provisiones
31.064.692
13.880.401
Utilidad devengada en inversiones en empresas relacionadas
(12.383.481)
(14.617.949)
Pérdida devengada en inversiones en empresas relacionadas
2.850.109
5.346.468
Utilidad en venta de otros activos
Amortización menor valor de inversiones
288.792
196.527
Corrección monetaria neta
5.720.797
3.955.445
Diferencia de cambio neta
(114.118.140)
58.002.560
Otros abonos a resultado que no representan flujo de efectivo
(1.757.176)
(2.212.357)
Otros cargos a resultado que no representan flujo de efectivo
22.904.792
5.893.876
VARIACION DE ACTIVOS QUE AFECTAN AL FLUJO
DE EFECTIVO (AUMENTOS) DISMINUCIONES:
41.559.179
(141.429.480)
Deudores por ventas
24.266.528
(54.675.287)
Existencias
9.722.617
(80.049.855)
Otros activos
7.570.034
(6.704.338)
VARIACION DE PASIVOS, QUE AFECTAN AL FLUJO
DE EFECTIVO AUMENTOS (DISMINUCIONES):
28.286.899
53.653.168
Cuentas por pagar relacionadas
con el resultado de la explotación
12.806.418
41.339.076
Intereses por pagar
16.800.791
8.183.073
Impuestos a la renta por pagar
57.152.354
(3.834.926)
Otras cuentas por pagar relacionadas
con el resultado fuera de la explotación
(58.472.664)
7.965.945
UTILIDAD DEL INTERES MINORITARIO:
45.394
27.677
176.578.145
128.208.126
FLUJO NETO ORIGINADO POR ACTIVIDADES DE LA OPERACIÓN
L a s N o t a s a djunt a s 1 a 3 4 fo r man p a r te inte g r al d e e s to s e s t a d o s finan cie r o s .
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NOTAS A LOS ESTAD OS FINANCIEROS CONSOLIDAD OS
AL 31 DE DICIEMBRE DE 2003 Y 2002
N OTA 1:
INS CRIP CIO N EN EL REGIS TRO D E VA LO RE S
La Empresa Nacional del Petróleo (ENAP), es la matriz del grupo
La Sociedad Internacional Petrolera S.A. (SIPETROL S.A) posee
de empresas a que se refieren los presentes estados financieros
sucursales en Ecuador, Colombia, Argentina y Venezuela.
consolidados.
N OTA 2 :
CRITERIO S C O NTA BLE S A PLIC A D OS
Con fecha 4 de octubre de 2002, la Empresa fue inscrita en el
Registro de Valores de la Superintendencia de Valores y Seguros,
a) Período contable
bajo el Nº783. De acuerdo a lo anterior, la Empresa se encuentra
sujeta a las normas de la citada Superintendencia.
Los estados financieros consolidados comprenden los años
terminados el 31 de diciembre de 2003 y 2002.
Las filiales cuyos estados financieros se incluyen en la
consolidación, corresponden tanto a empresas situadas en Chile
b) Bases de preparación
como en el exterior.
Los estados financieros consolidados han sido preparados de
Las filiales constituidas en el país están representadas por
acuerdo con principios de contabilidad generalmente aceptados en
sociedades anónimas cerradas, no sujetas a la fiscalización de la
Chile, emitidos por el Colegio de Contadores de Chile A.G., los cuales
Superintendencia de Valores y Seguros, no obligadas a inscribirse en
concuerdan con las normas impartidas por la Superintendencia de
el Registro de Valores.
Valores y Seguros.
La Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) fue creada por la Ley
c) Bases de presentación
9.618 de fecha 19 de junio de 1950 y es propiedad del Estado
de Chile. Su actividad principal, de acuerdo con dicha Ley y
Para fines comparativos, las cifras de los estados financieros
modificaciones posteriores, es la exploración, explotación o
consolidados y notas explicativas del año anterior han sido
beneficio de yacimientos que contengan hidrocarburos, actividad que
actualizados extracontablemente en el porcentaje de la variación del
está facultada para desarrollar dentro y fuera del territorio nacional.
índice de precios al consumidor (IPC), que para el ejercicio 2003
Además, es holding de las filiales: Refinería de Petróleo Concón
ascendió a un 1,0%.
S.A., Petrox S.A. Refinería de Petróleo, Empresa Almacenadora de
Combustibles S.A., Sociedad Internacional Petrolera S.A. y Petro
d) Bases de consolidación
Servicio Corp. S.A.
Estos estados financieros consolidados incluyen los saldos de todas
Las refinerías refinan el petróleo crudo tanto nacional como
las filiales, en las que se posee más del 50% del capital pagado.
importado, el que adquieren a ENAP. La Empresa Almacenadora de
Combustibles S.A. presta servicios de recepción y almacenamiento
En cuadro adjunto (página 94) se presentan las filiales que se han
de hidrocarburos, a través de terminales y estanques, y las
consolidado.
Sociedades Petro Servicio Corp. S.A. y Sociedad Internacional
Petrolera S.A. realizan fuera del territorio nacional una o más de las
Todas las transacciones, resultados no realizados y los saldos
actividades de exploración, explotación o beneficio de yacimientos
significativos entre compañías han sido eliminados y se ha
que contengan hidrocarburos.
reconocido la participación de los inversionistas minoritarios,
presentada como interés minoritario.
Con el objeto de prestar apoyo administrativo a sus filiales Sociedad
Internacional Petrolera S.A. (SIPETROL S.A) y Petro Servicio
e) Corrección monetaria
Corp. S.A., la Empresa Nacional del Petróleo tiene constituida una
Sucursal en la República Argentina.
Los activos y pasivos no monetarios, el patrimonio y las cuentas
de ingresos, costos y gastos, han sido corregidos monetariamente
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a objeto de reflejar en los estados financieros el efecto de las
k) Existencias
variaciones en el poder adquisitivo de la moneda. Para estos
efectos, se ha considerado el porcentaje de variación del Indice de
Las existencias de petróleo crudo y productos terminados han sido
Precios al Consumidor (IPC), que ascendió a 1,0% para el ejercicio
valorizadas a sus costos de adquisición o producción corregido
terminado al 31 de diciembre de 2003 (3,0% para el ejercicio
monetariamente. Los valores así determinados no exceden a los
2002).
respectivos valores netos de realización. Para estos efectos se han
considerado los precios de venta de los productos terminados y los
f) Bases de conversión
costos de reposición del petróleo crudo.
Los saldos en moneda extranjera y en unidades de fomento han sido
Las existencias de insumos en bodega se valorizan a sus costos de
traducidos a pesos chilenos al cierre de cada ejercicio de acuerdo
adquisición corregidos monetariamente, deducidas las provisiones
al tipo de cambio determinado por el Banco Central de Chile y al
estimadas para obsolescencia.
valor de cierre de la unidad reajustable de acuerdo a las siguientes
paridades:
La provisión de obsolescencia está constituida basada en una
estimación técnica sobre los insumos que se estima no tendrán una
2003
2002
$
$
Dólar estadounidense
593,80
718,61
Dólar canadiense
459,53
455,62
1.056,21
1.152,91
5,55
6,07
Euro
744,95
752,55
Peso argentino
202,32
219,09
16.920,00
16.744,12
Libra esterlina
Yen japonés
Unidad de fomento
utilización futura en las actividades de producción de la Empresa.
La Empresa ha definido un sistema de costeo por absorción, por
proceso de producción conjunta.
l) Activo fijo
El activo fijo se presenta a su costo de adquisición corregido
monetariamente.
Las inversiones en campos petrolíferos en explotación y
g) Depósitos a plazo
desarrollo, se presentan clasificadas en construcciones y obras de
infraestructura.
Los depósitos a plazo se presentan a su valor de inversión más
intereses y reajustes devengados.
Los materiales y repuestos que se estima se incorporarán al activo
fijo, se presentan en el rubro Otros activos fijos, al costo corregido
h) Valores negociables
monetariamente, netos de provisión por obsolescencia.
Corresponden a inversiones en cuotas de fondos mutuos, valorizados
Las inversiones en exploración comprenden desembolsos y aportes
al valor de rescate al cierre de cada ejercicio.
destinados a cubrir la adquisición de bienes de uso y el desarrollo
de pozos exploratorios. Estos costos se mantienen como inversión
i) Instrumentos adquiridos con pacto de retroventa
en exploración hasta que se concluya sobre la existencia de
hidrocarburos que permitan su recupero. Los costos geológicos y
Las inversiones adquiridas con pacto de retroventa se valúan en
geofísicos son cargados directo a resultados.
forma similar a una inversión o depósito a plazo y se presentan en el
rubro otros activos circulantes.
Los costos e inversiones correspondientes a exploraciones exitosas
son traspasados a campos petrolíferos y los no exitosos se cargan a
j) Estimación de deudores incobrables
resultados.
Los deudores por ventas se presentan netos de una provisión
Las inversiones en campos petrolíferos se encuentran sujetas a
de deudores incobrables. Esta provisión ha sido determinada,
permanentes evaluaciones de sus ingresos futuros. En aquellos
principalmente, considerando la antigüedad de las cuentas por
casos en que los flujos futuros estimados sean menores a las
cobrar vencidas.
inversiones efectuadas, los valores de éstas últimas son ajustados a
la estimación de flujos futuros.
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m) Depreciación activo fijo
y el valor patrimonial proporcional a la fecha de la compra. Los
plazos de amortización se determinan considerando el tiempo
La depreciación se calcula en forma lineal sobre la base de los años
esperado de retorno de la inversión.
de vida útil estimada de los bienes, excepto los campos petrolíferos,
cuya depreciación se calcula por el método unidad de producción
q) Cargos financieros
considerando la producción del año y reservas estimadas (probadas–
desarrolladas) de petróleo crudo y otros hidrocarburos, de acuerdo
Los desembolsos asociados directamente a la obtención de
con informes técnicos preparados por especialistas de las Empresas.
préstamos, se difieren y amortizan en el plazo de la obligación que le
La depreciación de oleoductos y gasoductos marinos se calcula por
dio origen. Estos se presentan en el rubro Otros activos circulantes y
el método de unidad de producción, considerando además de la
Otros del activo a largo plazo.
producción del año y de las reservas probadas–desarrolladas, las
reservas probables del área en explotación.
r) Impuestos a la renta e impuestos diferidos
n) Activos en leasing
La Empresa provisiona los impuestos a la renta sobre base
devengada, de conformidad a las disposiciones legales vigentes.
Los bienes recibidos en arrendamiento con opción de compra, cuyos
Estos comprenden el impuesto de primera categoría y un impuesto
contratos reúnen las características de un leasing financiero, son
adicional incorporado por el artículo Nº2 del D.L. Nº2.398.
contabilizados en forma similar a la adquisición de un activo fijo
reconociendo la obligación total y los intereses sobre la base de
Los impuestos diferidos originados por las diferencias entre el
lo devengado. La valorización y depreciación de estos activos se
balance financiero y el balance tributario, se registran por todas
efectúan bajo las normas generales que afectan al activo fijo. Estos
las diferencias temporarias, considerando la tasa de impuesto
activos no son jurídicamente propiedad de la Empresa, por lo que
que estará vigente a la fecha estimada de reverso, conforme a lo
mientras no se ejerza la opción de compra no se puede disponer
establecido en el Boletín Técnico Nº60 del Colegio de Contadores
libremente de ellos.
de Chile A.G. Los efectos derivados de los impuestos diferidos
existentes a la fecha de implantación del referido boletín técnico y
ñ) Inversiones en empresas relacionadas
no reconocidos anteriormente, se reconocen en resultados sólo a
medida que las diferencias temporales se reversen.
Estas inversiones, se presentan valorizadas de acuerdo a la
metodología del Valor Patrimonial Proporcional (VPP) de las
s) Documentos por pagar
respectivas sociedades, calculados al cierre de cada ejercicio.
Este rubro incluye, entre otros, obligaciones con pago confirmado
La valorización de las filiales y empresas relacionadas extranjeras
a proveedores de petróleo crudo y otros productos, a través de
se basa en las normas y procedimientos contables contenidos en
instituciones financieras.
el Boletín Técnico Nº64 del Colegio de Contadores de Chile A.G.,
que establecen que las inversiones en el extranjero, en países
t) Obligaciones con el público
no estables, y que no son una extensión de las operaciones de la
inversora, se controlan en dólares estadounidenses, ajustándose
Las obligaciones por emisión de bonos se presentan de acuerdo a los
los estados financieros de la Sociedad extranjera a principios de
montos comprometidos a desembolsar, incluyendo el valor de capital
contabilidad generalmente aceptados en Chile. Los ajustes de
e intereses devengados hasta la fecha de cierre de los estados
cambio por conversión se cargan o abonan a Otras reservas en el
financieros. El menor valor determinado en la colocación de los
patrimonio.
bonos es activado y amortizado linealmente en el plazo estipulado
de vigencia de los instrumentos de deuda y se presenta en los rubros
o) Inversión en otras sociedades
Otros activos circulantes y Otros activos de largo plazo, el cargo a
resultado por amortización se presenta en el rubro Gastos financieros
Las inversiones en otras sociedades se presentan valorizadas al costo
del Estado de resultados.
de adquisición corregido monetariamente.
Los costos de emisión de títulos de deuda son activados y se
p) Menor valor de inversiones
presentan en los rubros Otros activos circulantes y Otros activos
de largo plazo y son amortizados linealmente durante el plazo de
Corresponde a la diferencia entre el valor de adquisición de acciones
vigencia de la obligación. El cargo a resultado por amortización se
presenta en el rubro Gastos Financieros.
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BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
u) Contratos de derivados
x) Ingresos de explotación
La Empresa mantiene contratos de derivados que corresponden a
Los ingresos provenientes de la explotación del giro se registran
operaciones de cobertura tanto de transacciones esperadas como de
sobre base devengada. Estos ingresos se reconocen al momento del
partidas existentes.
despacho físico de los productos, conjuntamente con la transferencia
de su dominio.
En el caso de instrumentos de cobertura de transacciones
esperadas, el mismo se presenta a su valor justo y los cambios en
y) Software computacional
dicho valor son reconocidos como resultado no realizado hasta su
vencimiento, momento en el cual se reconocen como otros ingresos o
El software se registra a valor de costo más corrección monetaria y
egresos no operacionales, según corresponda.
se amortiza linealmente en períodos que varían entre 1 y 4 años.
En el caso de instrumento de cobertura de partidas existentes, el
z) Estado de flujo de efectivo
mismo se ha valorizado al valor justo. El efecto de dicha valorización
se reconoce en resultados en caso de ser pérdida y se difiere en caso
La Empresa ha considerado como efectivo y efectivo equivalente
de ser utilidad.
el disponible y todas aquellas inversiones de corto plazo que se
efectúan como parte de la administración habitual de los excedentes
v) Vacaciones del personal
de caja, de acuerdo con lo señalado por el Boletín Técnico Nº50 del
Colegio de Contadores de Chile A.G., y comprende el disponible,
El costo de las vacaciones del personal se carga a resultados en el
depósitos a plazo, valores negociables (no accionarios) y pactos de
ejercicio en que se devenga.
retroventa, los cuales son clasificados bajo el rubro Otros activos
circulantes.
w) Indemnización por años de servicio
Bajo el concepto “Flujo originado por actividades de la operación”
La provisión para cubrir la obligación por concepto de indemnización
se incluye todos aquellos flujos de efectivo relacionados con el giro
por años de servicio del personal, de acuerdo con los convenios y
social, incluyendo además, los intereses pagados, los ingresos
contratos vigentes, se registra a su valor corriente.
financieros y, en general, todos aquellos flujos que no están
definidos 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.
Sociedades incluidas en la consolidación
Porcentaje de participación
2003
RUT
Nombre Sociedad
Directo
%
94
87.913.400–5
Empresa Almacenadora de Combustibles S.A.
87.756.500–9
87.770.100–K
Extranjera
Petro Servicio Corp. S.A. (Argentina)
96.579.730–0
Sociedad Internacional Petrolera S.A. (Sipetrol S.A.)
Extranjera
Sipetrol Argentina S.A. (Filial de Sipetrol S.A.)
Extranjera
Indirecto
%
2002
Total
Total
%
%
100,00
100,00
98,00
2,00
Petrox S.A. Refinería de Petróleo
99,95
0,00
99,95
99,95
Refinería de Petróleo Concón S.A.
99,96
0,00
99,96
99,96
99,99
0,01
100,00
100,00
99,50
0,50
100,00
100,00
0,50
99,50
100,00
100,00
Sipetrol Brasil Ltda. (Filial de Sipetrol S.A.)
0,00
100,00
100,00
100,00
Extranjera
Sipetrol (UK) Limited (Filial de Sipetrol S.A.)
0,00
100,00
100,00
100,00
Extranjera
Sipetrol USA Inc. (Filial de Sipetrol S.A.)
0,00
100,00
100,00
100,00
Extranjera
Sipetrol Internacional S.A. (Uruguay)
(Filial de Sipetrol S.A.)
0,00
100,00
100,00
100,00
Extranjera
Sociedad Internacional Petrolera Enap Ecuador S.A.
(Filial de Sipetrol S.A.)
0,00
100,00
100,00
100,00
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N OTA 3 :
C AMBIO S C O NTA BLE S
Durante el ejercicio 2003, no se efectuaron cambios contables con respecto al ejercicio anterior.
N OTA 4 :
VA LO RE S NEG O CIA BLE S
El detalle de los valores negociables, es el siguiente:
Valores negociables
Instrumentos
N OTA 5 :
2003
2002
M$
M$
Acciones
–
Bonos
–
–
–
Cuotas de fondos mutuos
–
10.567.932
Cuotas de fondos de inversión
–
–
Pagarés de oferta pública
–
–
Letras hipotecarias
–
–
Total Valores Negociables
–
10.567.932
D EUD O RE S C O RTO Y L A RG O PL A ZO
El detalle de los deudores de corto y largo plazo, es el siguiente:
Deudores de corto y largo plazo
Circulante
Rubro
Hasta 90 días
2003
M$
Deudores por ventas
Estimación
deudores incobrables
Deudores varios
Estimación
deudores incobrables
Total
Más de 90 días
1 año
2002
M$
174.159.712
2003
M$
205.621.254
hasta
Subtotal
2002
M$
–
2003
M$
–
174.159.712
Total circulante (neto)
2003
M$
Total largo plazo
2002
M$
2003
M$
173.960.197
205.621.254
2002
M$
–
–
–
–
–
–
(199.515)
–
–
–
15.856.671
18.630.579
6.478.275
5.502.840
22.334.946
21.728.437
24.133.419
13.246.438
14.363.403
–
–
–
–
(606.509)
–
–
–
–
190.016.383
224.251.833
6.478.275
5.502.840
195.688.634
195.688.634
229.754.673
13.246.438
14.363.403
Los deudores varios corresponden principalmente a cuentas por cobrar al personal por préstamos habitacionales, médico dental, anticipos de
remuneraciones y anticipos a proveedores.
El detalle de los deudores por ventas, es el siguiente:
Deudores por ventas
2003
M$
2002
%
M$
%
Nacionales:
Distribuidores
Consumidores directos
Servicios de almacenamiento
Otros servicios de explotación
112.895.890
9.717.718
64,90
145.177.215
5,59
70,60
5.667.699
2,76
110.472
0,06
81.688
0,04
–
0,00
164.516
0,08
Extranjeros:
Deudores extranjeros
Total
51.236.117
29,45
54.530.136
26,52
173.960.197
100,00
205.621.254
100.00
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BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
N OTA 6 :
SA LD O S Y TR A NSAC CIO NE S C O N ENTIDA D E S REL ACIO N A DA S
Los saldos y principales transacciones se presentan en cuadros adjuntos:
a) Documentos y cuentas por cobrar
Corto plazo
RUT
Sociedad
92.933.000–5
Petroquímica Dow S.A. (2)
81.095.400–0
Sociedad Nacional de Oleoductos S.A.(2)
96.655.490–8
Oleoducto Trasandino Chile S.A. (2)
78.021.560–7
Petroquim S. A. (2)
96.806.130–5
Electrogas S.A. (2)
96.694.400–5
Gas de Chile S.A. (6)
78.889.940–8
Norgas S.A. (2)
96.856.650–4
Innergy Holding S.A. (6)
Extranjera
Gasoducto del Pacífico Argentina S.A. (1)
96.668.110–1
Cía. Latinoamericana Petrolera S.A. (2)
96.913.550–7
Eteres y Alcoholes S.A. (2)
96.971.330–6
Geotérmica del Norte S.A. (2)
Total
Largo plazo
2003
2002
2003
M$
M$
M$
2002
1.362.645
1.672.420
–
–
21.779
142.270
–
–
M$
492.126
71.667
–
–
3.197.563
3.616.192
–
–
33.760
37.176
–
–
–
–
118.181
116.032
207.660
133.289
–
–
–
–
4.732.575
4.238.270
1.319.342
–
12
15
170.644
141.999
–
–
1.452.418
–
–
–
–
465.263
–
–
8.257.937
6.280.276
4.850.768
4.354.317
2002
2003
M$
M$
b) Documentos y cuentas por pagar
Corto plazo
RUT
Sociedad
2003
M$
92.933.000–5
Petroquimica Dow S.A. (2)
96.655.490–8
Largo plazo
2002
M$
69.390
185.895
–
–
Oleoducto Trasandino Chile S.A. (2)
1.404.846
1.774.687
–
–
81.095.400–0
Sociedad Nacional de Oleoductos S.A. (2)
1.094.399
1.853.634
–
–
96.668.110–1
Cía. Latinoamerica Petrolera S.A. (3)
–
1.332.562
3.112.591
1.270.496
96.656.810–0
Cía. Latinoamerica Petrolera N 2 S.A. (3)
–
1.964.730
3.112.590
1.873.221
78.335.760–7
Petropower Energía Ltda. (2)
8.852.442
11.195.823
–
–
96.762.250–8
Gasoducto del Pacífico (Chile) S.A. (5)
–
2.311.295
–
–
78.021.560–7
Petroquim S.A. (2)
519.914
431.038
–
–
96.913.550–7
Eteres y Alcoholes S.A. (4)
556.300
157.261
17.801.196
21.239.487
96.861.390–1
Innergy Holding S.A. (2)
692.167
–
–
–
96.969.000–4
Petrosul S.A. (4)
72.418
–
18.813.315
–
Extranjera
Terminales Maritímas Patagónicas S.A.
–
164.096
–
–
13.261.876
21.371.021
42.839.692
24.383.204
Total
(1) Durante el ejercicio 2003, Gasoducto del Pacífico (Argentina) S.A.
realizó una reducción de capital generándose una cuenta por cobrar
(3) Corresponden a contratos de “compraventa de divisas” (dólares)
efectuados entre las sociedades coligadas y ENAP.
a corto plazo. Al 31 de diciembre de 2003 y 2002 los saldos por
cobrar a largo plazo corresponden a futuros aportes de capital.
(4) Corresponde a deuda por compra de activos fijos a través de un
contrato de leasing financiero con Eteres y Alcoholes S.A. y Petrosul
(2) Los saldos por cobrar y pagar a corto plazo corresponden principal-
S.A. con vencimiento el año 2017 y 2019, respectivamente.
mente a operaciones comerciales, las cuales no generan interés ni
reajuste.
(5) Corresponde a un traspaso de fondos, el cual no devenga reajustes
ni intereses.
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(6) Los saldos por cobrar a largo plazo corresponden a futuros aportes
de capital en las empresas relacionadas, los cuales no tienen plazo
de vencimiento.
c) Transacciones
2003
Sociedad
RUT
78.021.560–7
Petroquim S.A.
Naturaleza
de la
relación
Coligada
Descripción de la transacción
Compra de productos
Venta de productos
92.933.000–5
Coligada
81.095.400–0
Coligada
M$
M$
Monto
M$
M$
–
3.532.179
–
31.508.029
1.302.665
22.897.424
1.271.747
941.926
130.226
1.363.365
194.282
Compra de productos
1.772.811
–
2.013.572
–
16.507.338
2.403.866
16.356.933
2.585.176
Compra de Servicios
1.482.624
–
833.236
–
Compras varias
9.918.336
–
9.032.096
–
16.422.495
–
17.357.669
–
3.389.285
161.821
3.584.164
226.607
–
–
1.128.497
–
1.450.458
–
1.541.114
–
Venta de productos
Soc. Nacional de Oleoductos S.A.
Monto
Efecto en
resultados
(cargo)/
abono)
6.271.831
Venta otros servicios
Petroquímica Dow S.A.
2002
Efecto en
resultados
(cargo)/
abono)
Servicio transporte por oleoducto
Norgas S.A.
78.889.940–8
Coligada
Venta de productos
Cía. Latinoamerica Petrolera S.A.
96.656.810–0
Coligada
Operación de financiamiento
Electrogas S.A.
96.806.130–5
Coligada
Servicio de transporte gas natural
Petropower Energía Ltda.
78.335.760–7
Coligada
Compra de servicios
24.646.634
–
26.479.216
–
Oleoducto Trasandino Chile S.A.
96.655.490–8
Coligada
Servicios transporte por oleoducto
17.155.623
–
18.085.150
–
Eteres y Alcoholes S.A.
96.913.550–7
Coligada
Recuperación inversión en proyectos
1.339.650
–
–
–
Compras varias
2.228.289
–
–
–
Cía. Latinoamerica Petrolera Nº2 S.A.
96.656.810–0
Coligada
Operación de financiamiento
–
–
1.873.221
–
Gasoducto del Pacifico Chile S.A.
96.762.250–8
Coligada
Operación de financiamiento
2.402.538
–
2.311.295
–
Disminución de capital
2.352.387
–
–
–
N OTA 7:
E XISTEN CIA S
El detalle de las existencias se presenta en el siguiente cuadro:
Existencias
2003
Petróleo crudo
Petróleo crudo en tránsito
Productos terminados
M$
56.773.907
78.611.464
43.134.851
25.569.241
115.569.281
119.114.493
Productos terminados en tránsito
Materiales en bodega (neto)
Materiales en tránsito
Total
2002
M$
–
6.612.855
12.051.984
9.231.063
761.049
695.505
228.291.072
239.834.621
Los materiales en bodega se presentan al 31 de diciembre de 2002 netos de provisión de obsolescencia por M$ 50.339.
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BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
NOTA 8: IMPUESTOS DIFERIDOS E IMPUESTO A LA RENTA
a) Impuestos diferidos
El detalle de los saldos acumulados por impuestos diferidos al 31 de diciembre de 2003 y 2002 es el siguiente:
a) Impuestos diferidos
2003
2002
Activo
Conceptos
Pasivo
Activo
Pasivo
Corto plazo
Largo plazo
Corto plazo
Largo plazo
Corto plazo
Largo plazo
Corto plazo
Largo plazo
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
Diferencias temporarias
Provisión deudores incobrables
Ingresos anticipados
197.634
5.475
–
–
4.119
9.773
–
–
1.217.346
–
–
–
5.421
–
–
–
–
–
Los
materiales
en bodega se presentan
al 31 de diciembre
por
M$50.339.
Provisión
de vacaciones
2.677.169
157.905 de 2002, netos
– de provisión
– de obsolescencia
2.349.839
114.768
Gastos de fabricación
–
–
733.499
–
–
–
551.541
–
Otros eventos
497.384
176.732
34.942
692.323
–
–
13.292
212.839
Utilidades no realizadas
venta de crudo
770.402
–
–
–
443.377
–
–
–
–
–
–
–
143.265
–
–
–
310.642
4.454.288
–
–
4.153
3.844.261
–
–
Provisión retiro plataformas
y normalización de pozos
–
10.847.379
–
–
–
10.590.745
–
–
Contratos de derivados
–
–
–
550.602
–
1.548.266
–
–
Pérdida tributaria
1.202.964
6.943.541
–
–
1.630.761
23.867.527
–
–
Contratos leasing
–
–
–
361.085
–
–
–
128.795
Utilidades no realizadas activo fijo
Provisión obsolescencia materiales
Activo fijo
1.375.728
2.515.367
–
195.239
–
–
–
3.272.168
Gastos diferidos bonos
–
–
–
3.211.177
–
–
–
3.533.987
Menor valor bonos
–
–
–
2.056.855
–
–
–
2.429.120
Gastos financieros diferidos
–
–
–
1.967.190
–
–
–
1.084.460
5.923.155
2.538.495
–
–
–
–
–
–
–
2.697.568
–
–
–
–
–
–
14.172.424
30.336.750
768.441
9.034.471
4.580.935
39.975.340
564.833
10.661.369
Provisión desvinculación
Provisión valuación inversiones
Total
Otros
Cuentas complementarias–neto
de amortización
–
(9.810.934)
–
(17.951)
(51.279)
(13.087.904)
–
(19.187)
Provisión de valuación
–
(5.643.180)
–
–
–
(8.764.747)
–
–
14.172.424
14.882.636
768.441
9.016.520
4.529.656
18.122.689
564.833
10.642.182
Saldo neto según balance
(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. Para los contratos de leasing el plazo remanente es
de 16 años.
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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:
b) Impuesto a la renta
Provisión impuesto renta (impuestos por recuperar)
Circulante
Provisiones de impuestos a la renta al 31 de diciembre
16,5% de primera categoría
A largo plazo
2003
2002
2003
M$
M$
M$
2002
M$
30.162.077
13.299.172
–
–
336.608
308.093
–
–
15.511.229
–
–
–
40% DL–2.398 sobre dividendos coligadas (2)
1.744.658
2.445.262
–
–
40% DL–2.398 sobre utilidades de filiales (2)
10.417.912
9.182.466
46.246.997
28.155.518
Impuesto único
40% DL–2.398 sobre utilidades de Enap (1)
Impuesto proveniente del exterior
12.156.637
1.551.583
–
–
Total cargos por impuestos del año
70.329.121
26.786.576
46.246.997
28.155.518
Saldos de provisiones de impuestos del año anterior
27.636.488
5.436.689
–
–
Total
97.965.609
32.223.265
46.246.997
28.155.518
(76.263.490)
(31.954.268)
–
–
(2.642.485)
–
–
–
(316.180)
(268.997)
–
–
18.743.454
–
46.246.997
28.155.518
Menos:
Pagos provisionales del año
Crédito de Ley Austral
Crédito de capacitación
Saldos netos al 31 de diciembre
2003
2002
M$
Gasto tributario corriente (provisión impuesto)
M$
(104.082.873)
(53.082.418)
Efecto por activos o pasivos por impuesto diferido del ejercicio
1.379.200
7.296.024
Efecto por amortización de cuentas complementarias
de activos y pasivos diferidos
3.326.091
2.467.833
Efecto en activos o pasivos por impuesto diferido por cambios en la
provisión valuación
Otros cargos o abonos en la cuenta
Total
3.121.567
(2.643.306)
(12.493.245)
(1.859.676)
(108.749.260)
(47.821.543)
(1) ENAP constituyó provisión impuesto renta de 16,5% y 40% sobre
(2) El D.L. N° 2.398 establece un impuesto con tasa de 40% respecto
renta imponible de M$38.778.073. Al 31 de diciembre de 2002 la
de los dividendos que la empresa reciba de las filiales sociedades
Empresa no constituyó provisión de impuesto a la renta por pre-
anónimas y coligadas directas.
sentar en dicho año una pérdida tributaria de M$18.035.456 (valor
sobre la base de las utilidades devengadas que se estima serán
histórico).
distribuidas. Por la utilidad al 31 de diciembre de 2003 y 2002, de
ENAP provisiona este impuesto
las filiales Refinería de Petróleo Concón S.A., Petrox S.A. Refinería
Los impuestos devengados por operaciones en el exterior compren-
de Petróleo y Empresa Almacenadora de Combustibles S.A., se ha
den impuestos a la renta en Argentina, Ecuador, Uruguay, Estados
constituido una provisión por este impuesto, en base a una distribu-
Unidos de Norteamérica, Brasil y Colombia, e impuestos a los ingre-
ción de utilidades de un 100%.
sos brutos, de acuerdo a la normativa de cada país y deducidos los
respectivos créditos por pagos provisionales mensuales.
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BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
c) Gasto por Impuesto a la Renta
El efecto en la utilidad por impuesto a la renta e impuesto diferido, considerando la tasa del impuesto de primera categoría establecido en la
Ley de la Renta y la tasa del impuesto a la renta incorporado en el artículo N° 2 del D.L. N° 2.398 es el siguiente:
Gasto por Impuesto a la Renta
2003
2002
M$
Utilidad antes de impuesto a la renta e impuestos diferidos
M$
196.653.116
Impuesto diferido (16,5%)
Impuesto a la Renta (16,5%)
107.300.735
7.776.778
3.356.807
(30.162.077)
(13.299.172)
Impuesto Unico Art. 21
(336.608)
(308.093)
Impuesto proveniente del exterior
(12.156.637)
(1.551.583)
Utilidad antes de impuesto a la renta e impuestos diferidos
según artículo N°2 del D.L. N°2.398
161.774.572
95.498.694
Impuesto diferido (tasa 40%)
Impuesto a la Renta (tasa 40%)
50.080
3.763.744
(73.920.796)
(39.783.246)
87.903.856
59.479.192
Utilidad antes de amortización mayor valor de inversiones
N OTA 9 :
AC TIVO FI J O
El detalle del activo fijo y sus respectivas depreciaciones acumuladas es el siguiente:
Activo fijo
Terrenos
Construcciones y obras
de infraestructura
Maquinarias y equipos
Otros activos fijos
Totales
100
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2003
2002
Saldo bruto
Depreciación
acumulada
M$
M$
Saldo neto
Saldo bruto
Depreciación
acumulada
M$
M$
M$
Saldo neto
M$
8.958.215
–
8.958.215
9.073.658
–
9.073.658
2.313.195.989
(1.617.309.874)
695.886.115
2.294.294.859
(1.573.612.224)
720.682.635
48.132.553
(34.669.880)
13.462.673
45.137.690
(31.576.452)
13.561.238
103.265.140
(10.512.232)
97.752.908
84.525.843
(7.677.724)
76.848.119
2.473.551.897
(1.662.491.986)
811.059.911
2.433.032.050
(1.612.866.400)
820.165.650
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El detalle de construcciones y obras infraestructura es el siguiente:
Construcciones y obras de infraestructura
2003
2002
M$
M$
Campos petrolíferos (1)
976.561.633
1.140.209.717
Plataformas petroleras
405.189.450
289.858.067
Proyectos de exploración
7.940.405
27.395.324
Refinerías y plantas de gasolina
527.447.654
490.830.998
Oleoductos y gasoductos
158.397.649
151.490.501
47.011.960
36.405.852
9.161.626
8.685.905
Plantas de almacenamiento e instalaciones
marítimas
Instalaciones de producción
Sistemas de reinyección
24.913.361
23.153.137
Edificios, poblaciones y campamentos
30.003.633
29.935.928
Caminos y aeródromos
1.930.807
1.862.860
124.637.811
94.466.570
Total
2.313.195.989
2.294.294.859
Menos: Depreciación acumulada
(1.617.309.874)
(1.573.612.224)
695.886.115
720.682.635
Obras en construcción y sondajes
Valor neto
(1) Las inversiones en campos petrolíferos tuvieron el siguiente
movimiento:
Venta Bloque 7 y Bloque 21
Posteriormente, y de acuerdo a lo establecido en la escritura de
Durante febrero de 2002, la filial Sipetrol S.A., concretó el proceso
cesión, se detectaron diferencias en la valorización de los activos a
de venta de los activos Bloque 7 y Bloque 21 en Ecuador con
favor de Burglinton Resources por US$ 0,6 millones (M$ 434.609),
la firma de la escritura de cesión realizada en Quito por parte
los que fueron cancelados en el año 2003.
de Sipetrol S.A., Clapsa, Clapsa Nº2, Burlington Resources y el
Estado ecuatoriano. Con fecha 28 de febrero, se llevó a cabo la
Con fecha 4 de abril de 2003, se firmó el Post Closing Statement
inscripción de la cesión de los derechos de Sipetrol S.A. en la
entre Sipetrol, Burlington Resources Oriente Limited (Burlington) y
Dirección Nacional de Hidrocarburos (DNH), enviándose las cartas
Burlington Resources International Inc. (Burlington´s Guarantor).
de notificación al Operador y las otras compañías del Consorcio,
indicando que legalmente el proceso de traspaso se había
En el siguientes Post Closing, las partes acuerdan que el precio total
completado y a partir del 1 de marzo de 2002, Sipetrol S.A. dejaba
de venta, se ajustará con los intereses a la fecha del cierre de la
de pertenecer al Consorcio.
operación, es decir, 8 de febrero 2002 al 7 febrero de 2003 con un
3% por año.
El precio de la operación se fijó en la suma de US$ 24,4 millones
al día 1º de julio del 2001, “effective date”, el cual se encontraba
Conforme a lo anterior, el ajuste al precio final fue pagado por
sujeto a ajuste según los movimientos de fondos por las operaciones
Sipetrol S.A., el 4 de abril de 2003, ascendió a US$601.926,24.
propias del Consorcio entre el 1 de julio del 2001 y el 8 de febrero
del 2002, “closing date”, generando un diferencial de US$ 1,9
Inversión en Ecuador
millones a favor de la Empresa y un monto final de la transacción
de US$ 26,3 millones (M$ 18.140.079 histórico). La utilidad
Con fecha 7 de octubre de 2002, la filial Sipetrol S.A. firmó un
antes de impuesto generada por la venta de estos Bloques ascendió
contrato con la Empresa de Petróleos del Ecuador, PetroEcuador, y
inicialmente a US$ 6,5 millones (M$ 4.449.057 histórico).
su filial la Empresa Estatal de Exploración y Producción de Petróleos
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BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
del Ecuador, Petroproducción, para explotar y desarrollar los campos
Paraíso, Huachito, Biguno y Mauro Dávalos Cordero, ubicados en
la cuenca oriente del Ecuador y que cuentan con reservas con más
de 50 millones de barriles de petróleo recuperables. Por medio de
este contrato de Servicios Específicos, la Sociedad se comprometió
a realizar inversiones para el desarrollo de los campos. A la vez,
adquiere el derecho de explotación y operación, asumiendo el 100%
de los costos de operación y administración de los campos.
El detalle de otros activos fijos es el siguiente:
Detalle de otros activos fijos
2003
M$
2.279.063
2.179.167
Activos en leasing (2)
51.738.892
32.927.870
Materiales en bodega (3)
Muebles, útiles y enseres
38.946.519
38.433.208
Softwares
4.260.812
4.148.821
Materiales importados en tránsito
4.795.737
5.618.714
Otros activos
1.244.117
1.218.063
Total
103.265.140
84.525.843
Menos: Depreciación acumulada
(10.512.232)
(7.677.724)
92.752.908
76.848.119
Valor neto
(2)
2002
M$
Otros activos fijos:
2002 ), reflejándose las obligaciones contraídas, neta de intereses
En el rubro “Otros activos fijos” se incluyen las oficinas corporativas
no devengados, bajo el rubro Documentos y cuentas por pagar a
aquiridas mediante un contrato de leasing con opción de compra con
empresas relacionadas del pasivo circulante y Documentos y cuentas
la Compañía de Seguros Vida Consorcio Nacional de Seguros S.A.,
por pagar a empresas relacionadas del pasivo a largo plazo. Los
por un monto neto de M$8.953.501 (M$9.205.214 en 2002). Este
contratos suscritos tienen vigencia hasta el año 2017 con Eteres y
contrato tiene vencimientos mensuales y finaliza en agosto de 2018.
Alcoholes S.A. y hasta el 2019 con Petrosul S.A., siendo la tasa de
interés promedio de los proyectos de 8,5%.
Con fecha 19 de julio de 1994, Sipetrol S.A. suscribió un contrato de
arrendamiento con la Compañía de Seguros de Vida Santander S.A.,
La filial Petrox S.A. Refinería de Petróleo incluye en el año 2003
hoy Metlife Chile Seguros de Vida S.A., sobre las oficinas Nº 401,
un monto ascendente a M$ 8.156.154, correspondiente a la
Nº402 y Nº501, 5 bodegas y 27 estacionamientos del edificio
Planta de Azufre que fue incorporada bajo el régimen de activos
ubicado en calle Avenida Tajamar Nº183, comuna de Las Condes en
en leasing, reflejándose la obligación contraída, neta de intereses
Santiago. La duración del contrato es de 240 meses con fecha de
no devengados bajo el rubro Documentos y cuentas por pagar
término el 11 de julio de 2014.
a empresas relacionadas del pasivo a largo plazo. Los contratos
suscritos con la sociedad coligada Petrosul S.A. establecen una
En el año 2003, la filial Refinería de Petróleo Concón S.A. incluye
vigencia hasta el año 2019, siendo la tasa de interés de un 6,2%
en el rubro Otros activos fijos, M$32.053.910 valor correspondiente
promedio anual.
a las plantas DIPE y Azufre que fueron incorporadas bajo el régimen
de activos en leasing (M$21.396.748 al 31 de diciembre de
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Adicionalmente, Petrox S.A. tiene un contrato de leasing financiero
por la adquisición de vehículos por M$18.968. Este contrato está
expresado en UF y vence en mayo de 2004.
(3)
Materiales en bodega
Los materiales en bodega para activo fijo se muestran netos
de provisión de obsolescencia por un monto ascendente a
M$ 8.295.972 (M$ 6.374.618 en 2002).
El cargo a resultados por concepto de depreciación del activo fijo, incluido en los costos de explotación y gastos de administración,
es el siguiente:
2003
Costos de explotación
Gasto de administración
Totales
2002
M$
M$
84.549.728
90.837.464
2.159.001
2.791.294
86.708.729
93.628.758
M E M O R I A
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2 0 0 3
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103
104
IN V ERSIO NE S EN EMPRE SA S REL ACIO N A DA S
M E M O R I A
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2 0 0 3
G R U P O
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E N A P
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
96.889.570–2 Inversiones Electrogas S.A.
96.969.000–4 Petrosul S.A.
96.668.110–1 Compañía Latinoamericana Petrolera S.A.
92.933.000–5 Petroquímica Dow S.A.
96.913.550–7 Eteres y Alcoholes S.A.
78.889.940–8 Norgas S.A.
96.971.330–6 Geotérmica del Norte S.A.
96.856.650–4 Innergy Holding S.A.
96.807.740–6 Depósitos Asfálticos S.A.
Chile
Chile
99.519.820–7 Enercón (1)
96.806.130–5 Electrogas S.A.
Peso
Peso
Peso
US$
Peso
Peso
Peso
Peso
Peso
Peso
Peso
Peso
Peso
Peso
Peso
US$
US$
US$
US$
US$
Peso
US$
Moneda de
control de la
inversión
0,0076
35,00
50,00
18,25
25,00
25,00
49,90
42,00
41,74
20,47
40,00
47,39
15,00
40,00
18,04
15,00
13,79
18,09
15,00
18,20
22,10
0,0076
35,00
50,00
18,25
25,00
25,00
49,90
42,00
41,74
20,47
40,00
47,39
15,00
40,00
18,04
15,00
13,79
18,09
15,00
18,20
22,10
18,20
%
%
18,20
2002
2003
Porcentaje de
participación
17.267.942
4.861
42.372
500.439
471.094
1.816.908
1.382.274
2.748.575
2.792.349
8.258.263
6.896.071
5.939.837
18.797.232
9.339.796
25.858.034
31.124.357
37.940.138
31.272.477
41.955.785
66.482.530
72.893.697
88.555.175
M$
11.302.024
–
47.153
671.156
460.885
2.178.759
(1.244.373)
2.744.348
2.106.888
9.316.332
8.080.720
3.753.989
15.869.870
9.501.780
32.708.247
29.070.269
32.292.203
42.091.094
53.450.634
86.625.216
67.961.026
134.223.650
M$
2002
Patrimonio sociedades
2003
Esta nota debe analizarse en conjunto con lo indicado en Nota 34 relativa a las inversiones en América Latina.
30
1.750
2.973.170
164.250
250
10.377.051
2.096.965.185
420.000
4.174
2.858.374
44.224
4.739
150
2.466.792
3.134.113
18.000
198.025
8.211.770
–
15.900.586
22.100.000
38.592.313
Número de
acciones
(1) La coligada ENERCON S.A. se encuentra en período de desarrollo.
Totales
Chile
96.694.400–5 Gas de Chile S.A.
I. Caymán
Chile
96.656.810–0 Compañía Latinoamericana Petrolera N°2 S.A.
Extranjera A&C Pipeline Holding
Chile
96.655.490–8 Oleoducto Trasandino (Chile) S.A.
Chile
Argentina
78.021.560–7 Petroquim S.A.
Argentina
Extranjera Terminales Marítimas Patagónicas S.A.
Chile
Extranjera Oleoducto Trasandino (Argentina) S.A.
78.335.760–7 Petropower Energía Ltda.
Argentina
Chile
Extranjera Gasoducto del Pacífico (Argentina) S.A.
Chile
País de
origen
96.762.250–8 Gasoducto del Pacífico (Chile) S.A.
Sociedad
81.095.400–0 Sociedad Nacional de Oleoductos S.A.
RUT
El detalle de las inversiones en empresas relacionadas es el siguiente:
N OTA 10 :
5.965.918
(45.634)
(4.781)
23.158
10.208
(8.297.242)
(699.080)
1.061.675
685.460
896.961
(848.584)
2.185.849
5.856.912
(172.900)
8.214.212
6.896.046
4.346.616
6.452.231
4.957.758
3.646.413
12.834.348
5.602.503
M$
1.613.238
–
(16.364)
14.516
5.366
(13.932.127)
(2.153.939)
568.518
(1.827.889)
1.501.555
9.331.113
(36.884)
1.517.084
447.681
11.050.800
1.932.732
11.893.601
11.284.677
5.699.438
60.241
10.119.780
4.732.195
M$
2002
Resultado del período
2003
453
(15.972)
(2.391)
4.226
2.552
(2.074.311)
(348.841)
445.904
286.111
183.608
(339.434)
1.035.874
878.537
(69.160)
1.481.844
1.034.407
599.398
1.167.209
743.664
663.647
2.836.391
1.019.656
M$
122
–
(8.182)
2.649
1.342
(3.483.031)
(1.074.816)
238.777
(762.960)
307.368
3.732.445
(17.479)
227.562
179.073
1.993.564
289.910
1.640.128
2.041.398
854.917
10.964
2.236.471
861.259
M$
2002
Resultado devengado
2003
VPP
88.358.815
1.312
1.701
21.186
91.330
117.774
454.227
689.755
1.154.402
1.165.526
1.690.466
2.758.428
2.814.889
2.819.585
3.735.918
4.664.789
4.668.654
5.231.945
5.657.191
6.293.368
12.099.820
16.109.507
16.117.042
M$
2003
101.516.047
859
17.666
23.576
122.486
115.222
544.690
1
1.152.626
879.415
1.907.053
3.232.289
1.779.016
2.380.480
3.800.712
5.900.567
4.360.540
4.453.095
7.614.279
8.017.595
15.765.789
15.019.387
24.428.704
M$
2002
88.358.815
1.312
1.701
21.186
91.330
117.774
454.227
689.755
1.154.402
1.165.526
1.690.466
2.758.428
2.814.889
2.819.585
3.735.918
4.664.789
4.668.654
5.231.945
5.657.191
6.293.368
12.099.820
16.109.507
16.117.042
M$
2003
101.516.047
859
17.666
23.576
122.486
115.222
544.690
1
1.152.626
879.415
1.907.053
3.232.289
1.779.016
2.380.480
3.800.712
5.900.567
4.360.540
4.453.095
7.614.279
8.017.595
15.765.789
15.019.387
24.428.704
M$
2002
Valor contable de la inversión
BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
N OTA 11:
MEN O R Y M AYO R VA LO R D E IN V ERSIO NE S
El detalle del menor valor de inversiones es el siguiente:
31/12/2003
RUT
Sociedad
31/12/2002
Monto amortizado
en el periodo
Saldo menor valor
Monto amortizado
en el periodo
M$
M$
M$
Saldo menor valor
M$
96.913.550–7
Eteres y Alcoholes S.A. (1)
102.947
–
7.339
102.744
Extranjera
Terminales Marítimas Patagónicas S.A.
185.845
441.806
189.188
736.386
288.792
441.806
196.527
839.130
Total
(1) Durante el 2003, RPC S.A. amortizó completamente el saldo de menor valor de inversión por ETALSA.
N OTA 12 :
OTRO S ( AC TIVO S )
El detalle de los otros activos de largo plazo es el siguiente:
2003
M$
Gastos asociados a la obtención de préstamos
2.542.996
1.446.874
Gastos en emisión de bonos y descuento en colocación
8.193.711
9.479.377
444.186
528.279
Depósitos bancarios (Argentina)
Depósito a plazo (1)
6.531.800
–
–
1.008.254
Otros Impuestos por recuperar (Argentina)
Impuestos por amortizar (Colombia) (2)
1.340.100
545.502
Materiales de operación de baja rotación (3)
1.704.881
3.509.612
16.052
7.512
20.773.726
16.525.410
Otros
Totales
(1)
2002
M$
Corresponde a depósito tomado en el Banco Security a una
tasa de interés de 1,2125% anual, destinado a efectuar aportes de
cede a un tercero los derechos y obligaciones derivados de este
programa.
capital en sociedad coligada, destinada a proyectos petroquímicos.
3) Los materiales de baja rotación se presentan netos de provisión
(2)
De acuerdo a las normas que regulan los Sistemas Especiales
de Importación/Exportación se creó el Plan Vallejo, normativa que
de obsolescencia por un monto ascendente a M$ 4.733.927
(M$ 1.006.672 en 2002).
fomenta la exención de gravamen arancelario y diferimiento de las
causaciones del pago de IVA por las importaciones. Además, autoriza una subrogación de este beneficio, mediante la cual un usuario
M E M O R I A
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E N A P
105
BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
N OTA 13 :
O BLIG ACIO NE S C O N BA N C O S E INS TITUCIO NE S FIN A N CIER A S
L A RG O PL A ZO – P O RCIO N C O RTO PL A ZO
El detalle de obligaciones con bancos e instituciones financieras a largo plazo con vencimiento en el corto plazo es el siguiente:
Obligaciones con bancos e instituciones financieras a largo plazo con vencimiento en el corto plazo
Tipos de monedas
Dólares
RUT
Banco o Institución
financiera
Euros
Yenes
Otras monedas extrajeras
Totales
2003
2002
2003
2002
2003
2002
2003
2002
2003
2002
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
Extranjero
JP Morgan
Chase Bank (1)
4.032.066
4.954.871
–
–
–
–
–
–
4.032.066
4.954.871
Extranjero
Banco Santander
New York Branch
1.054.639
1.291.936
–
–
–
–
–
–
1.054.639
1.291.936
Extranjero
Bank of America
Nacional Trust (2)
378.732
469.366
342.638
361.229
22.951
25.778
19.284
20.002
763.605
876.375
–
34.119.988
–
–
–
–
–
–
–
34.119.988
19.364.272
–
–
–
–
–
–
–
19.364.272
–
Extranjero
Royal Bank
Canada (4)
Extranjero
JP Morgan
Chase Bank (5)
Extranjero
Banque Nationale
de Paris
Extranjero
Citibank N.A. (3)
1.305.475
1.608.021
–
–
–
–
–
–
1.305.475
1.608.021
23.569.833
12.760.851
–
–
–
–
–
–
23.569.833
12.760.851
Total
49.705.017
55.205.033
342.638
361.229
22.951
25.778
19.284
20.002
50.089.890
55.612.042
Monto capital adeudado
48.636.242
54.211.517
334.941
341.742
22.787
25.186
18.994
19.021
49.012.964
54.597.466
1,83%
2,31%
3,19%
4,25%
0,94%
1,35%
2,84%
3,46%
Tasa de interés promedio anual
%
100
Porcentaje obligaciones moneda extranjera:
–
Porcentaje obligaciones moneda nacional:
(1) JP Morgan Chase Bank:
(3) Citibank NA:
La Empresa contrató dos créditos que originalmente fueron avalados
Durante 1998, la Empresa obtuvo un crédito por un monto de
por el Gobierno de Chile en 1987 y 1991, otorgado por un sindicato
US$90.000.000, otorgado por un consorcio de bancos actuando
de bancos para el cual J.P. Morgan Chase Bank actuó como agente.
como agente el Banco Citibank N.A. Dicho préstamo tiene venci-
Las obligaciones de ENAP bajo estos créditos están garantizadas en
mientos anuales a contar del año 2000 hasta el 2005.
un 100% por el Gobierno de Chile. Los créditos devengan intereses a
tasa Libo + 0,8125%, con amortizaciones del principal semestrales,
Con fecha 25 de enero de 2002, la Empresa suscribió un contrato
pagaderas en marzo y septiembre y en mayo y noviembre para los
de crédito por US$ 170.000.000 con un grupo de cinco bancos.
créditos de 1987 y 1991, los cuales vencen en septiembre de 2005
Dicho crédito tiene un plazo de vencimiento de cinco años, con
y noviembre de 2005, respectivamente.
pagos del principal a partir de enero de 2004, con amortizaciones
semestrales y pago de intereses semestrales. Para este crédito
(2) Bank of America National Trust:
el Agente Administrador (“Administrative Agent”) es el Banco
La Empresa contrató un crédito que originalmente fue avalado por
Citibank NA. El 18 de diciembre de 2002 se efectúo un prepago de
el Gobierno de Chile en 1984, otorgado por un sindicato de bancos
US$ 94.000.000.
para el cual Bank of America National Trust actuó como agente. Las
106
obligaciones de ENAP bajo dicho crédito están garantizadas en un
En agosto de 2003, la Empresa obtuvo un crédito por un monto
100% por el Gobierno de Chile. El crédito devenga intereses a tasa
de US$ 150.000.000, otorgado por un grupo de bancos, actuando
Libo + 0,8125%, con amortizaciones del principal semestrales,
como agente el Banco Citibank N.A. Dicho crédito tiene vencimiento
pagaderas en febrero y agosto de cada año. Este crédito vence en
de cinco años, con pagos del principal a contar del 4 de septiembre
agosto de 2005.
de 2006, con amortizaciones e intereses semestrales.
M E M O R I A
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2 0 0 3
G R U P O
D E
E M P R E S A S
E N A P
(5) JP Morgan Chase Bank:
(4) Royal Bank of Canada:
En junio de 2000, Sipetrol S.A., a través de su filial en Argentina, ob-
Con fecha 18 de diciembre de 2003, Sipetrol Argentina S.A. obtuvo
tuvo un crédito por un monto de US$47.000.000, con vencimiento
un préstamo sindicado por US$ 125.000.000, a 5 años plazo, con
en una cuota en junio 2003, teniendo una primera prórroga hasta el
pago de capital e intereses mensuales. Se garantizó con las expor-
27 de octubre de 2003, que finalmente fue extendida hasta el día 18
taciones de petróleo y gas de la Cuenca Austral y con una garantía
de diciembre de 2003, fecha en la cual se canceló.
contingente de ENAP. Este préstamo fue sindicado por el JP Morgan
Chase Bank, en él participaron 10 bancos extranjeros con una tasa
de interés pactada Libo más un spread anual de 0,75%.
N OTA 14 :
O BLIG ACIO NE S C O N BA N C O S E INS TITUCIO NE S FIN A N CIER A S A L A RG O PL A ZO
El detalle y vencimientos de las obligaciones con bancos e instituciones financieras a largo plazo es el siguiente:
2003
2002
Años al vencimiento
RUT
Extranjero
Banco o institución
financiera
Bank Of America
National Trust (2)
Moneda o índice
de reajuste
Más de 1 hasta 2
Más de 2 hasta 3
Más de 3 hasta 5
Total largo plazo
Tasa de
interés
promedio
anual
M$
M$
M$
M$
%
Dólares
373.013
–
–
373.013
Euros
334.941
–
–
Yenes
22.788
–
–
Otras monedas
18.994
–
–
Total largo plazo
M$
2,09
911.860
334.941
3,19
683.483
22.788
0,94
50.373
18.994
2,84
38.043
Extranjero
J.P. Morgan
Chase Bank (1)
Dólares
4.006.869
–
–
4.006.869
2,05
9.795.101
Extranjero
Citibank Agenciado (3)
Dólares
22.610.669
30.707.943
77.702.971
131.021.583
1,69
78.913.831
Extranjero
Banco Santander
New York Branch
Dólares
525.821
–
–
525.821
1,34
1.928.114
Extranjero
Banque Nationale
De Paris
Dólares
1.295.564
–
–
1.295.564
1,56
3.167.110
Extranjero
J.P. Morgan
Chase Bank (5)
Dólares
15.735.700
13.360.500
25.830.300
54.926.500
1,9
–
44.924.359
44.068.443
103.533.271
192.526.073
Total
95.487.915
%
Porcentaje obligaciones moneda extranjera:
Porcentaje obligaciones moneda nacional:
100
–
M E M O R I A
A N U A L
2 0 0 3
G R U P O
D E
E M P R E S A S
E N A P
107
BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
N OTA 15 :
O BLIG ACIO NE S C O N EL PUBLIC O C O RTO Y L A RG O PL A ZO ( BO N O S )
El detalle y vencimientos de las obligaciones con el público es el siguiente:
Periodicidad
Número de
inscripción o
identificación
del instrumento
Serie
Monto nominal
colocado vigente
Unidad
de
reajuste
del bono
Tasa de
interés
Plazo final
Pago de
intereses
Valor par
Pago de
amortización
%
2003
2002
M$
M$
Colocación
en Chile
o en el en
extranjero
Bonos largo plazo – porción corto plazo
N° 303
A–1
N° 303
A–2
Tipo 144 A
Unica
1.000.000
2.250.000
290.000.000
UF
4,25
01/10/2012
Semestral
Al vencimiento
177.904
UF
4,25
01/10/2012
Semestral
Al vencimiento
400.284
400.085
US$
6,75
15/11/2012
Semestral
Al vencimiento
1.452.955
1.775.932
2.031.143
2.353.833
Total – porción corto plazo
177.816
Nacional
Nacional
Extranjera
Bonos largo plazo
N° 303
A–1
1.000.000
UF
4,25
01/10/2012
Semestral
Al vencimiento
16.920.000
16.911.561
N° 303
A–2
2.250.000
UF
4,25
01/10/2012
Semestral
Al vencimiento
38.070.000
38.051.013
US$
6,75
15/11/2012
Semestral
Al vencimiento
172.202.000
210.480.869
227.192.000
265.443.443
Tipo 144 A
Unica
290.000.000
Total – porción largo plazo
Nacional
Nacional
Extranjera
a) Bonos ENAP I–2002 Serie A Subseries A–1 y A–2:
b) Bono Internacional
Con fecha 4 de octubre de 2002, la Empresa inscribió en el
Con fecha 5 de noviembre de 2002, la Empresa efectuó la emisión
Registro de Valores de la Superintendencia de Valores y Seguros bajo
y colocación de bonos del tipo 144A en el mercado estadounidense,
el Nº303, la emisión de bonos reajustables en unidades de fomento
a una tasa de interés de 6,75% anual, por un monto de US$290
(U.F.), en el mercado local, la cual se efectuó con fecha 22 de
millones.
octubre de 2002. Esta colocación se efectuó en dos subseries A–1 y
A–2, cuyas características son las siguientes:
El plazo de vencimiento es de diez años. Los pagos de intereses son
semestrales y la amortización del capital corresponde a una sola
La colocación de bonos en el mercado local fue por UF 3.250.000.
cuota al término del período.
El plazo de vencimiento es de diez años, los pagos de intereses
son semestrales, la tasa de interés es de un 4,25% anual y la
c) Descuento y costos en colocación de bonos
amortización del capital es al final del plazo.
Los descuentos en las colocaciones de bonos, han sido diferidos en
los mismos períodos de las correspondientes emisiones. El saldo se
presenta en Otros activos corto y largo plazo, incluido con los gastos
de la emisión.
108
M E M O R I A
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2 0 0 3
G R U P O
D E
E M P R E S A S
E N A P
N OTA 16 :
PROVISIO NE S Y C A S TIG O S
El detalle de las provisiones es el siguiente:
2003
2002
M$
M$
Corto plazo:
Vacaciones
8.463.132
7.027.984
Compensaciones y beneficios al personal
6.351.406
6.253.717
Provisión proyectos
660.000
–
Indemnización años de servicio
886.383
2.372.073
Provisión carena barcaza Yagana
Fondo para plan de desvinculación
90.000
–
10.391.500
3.040.933
Provisión Geotérmica del Norte S.A.
689.754
620.943
Otros
783.659
1.486.611
Total
28.315.834
20.802.261
64.594.956
58.284.778
Largo plazo:
Indemnización años de servicio
Fondo para plan de desvinculación
4.453.500
–
Impuesto a la Renta
46.246.997
28.155.518
Provisión retiro de plataformas y normalización de pozos y yacimientos (1)
19.030.490
18.580.255
Provisión valuación inversiones
4.732.575
–
Otras provisiones a largo plazo
1.124.218
1.386.033
140.182.736
106.406.584
Total
Castigos: Durante el ejercicio se han efectuado castigos con cargo
(1) Provisión para cubrir los gastos estimados en los cuales deberá
incurrir la Empresa en el retiro de plataformas del Estrecho de
a resultados ascendentes a M$ 13.702.460 (M$ 539.620 en
Magallanes, y normalización de pozos en tierra.
2002)
N OTA 17:
IND EMNIZ ACIO NE S A L PERS O N A L P O R A Ñ O S D E SERVICIO
El movimiento de la provisión que cubre el beneficio de indemnización al personal por años de servicio es el siguiente:
2003
2002
M$
Saldo inicial al 1° de enero
Incremento de provisión
Pagos del año
Corrección monetaria
Totales
M$
60.056.287
59.277.001
7.333.690
4.554.973
(3.825.823)
(5.376.528)
1.917.185
2.201.405
65.481.339
60.656.851
M E M O R I A
A N U A L
2 0 0 3
G R U P O
D E
E M P R E S A S
E N A P
109
BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
N OTA 18 :
INTERE S MIN O RITA RIO
El interés minoritario corresponde a la participación de los accionistas minoritarios de las siguientes filiales:
2003
Patrimonio filial
2002
Participación minoritaria
Efectos en
resultados
(cargo) /abono
Patrimonio filial
M$
%
M$
M$
M$
Petrox S.A. Refinería de
Petróleo
179.080.106
0,0452
80.944
25.765
160.642.751
Refinería de Petróleo
Concón S.A.
158.772.117
0,0352
55.887
19.629
132.378.065
136.831
45.394
Totales
N OTA 19 :
Participación minoritaria
%
Efectos en
resultados
(cargo) /abono
M$
M$
0,0 452
72.611
17.231
0,0352
46.597
10.446
119.208
27.677
C AMBIO S EN EL PATRIM O NIO
a) Cambios en el patrimonio
El movimiento del patrimonio registrado en los ejercicios 2003 y 2002, a valores históricos, es el siguiente:
Capital pagado
Otras reservas
Utilidades
acumuladas
Traspaso de utilidades
al Fisco
Utilidad del ejercicio
M$
M$
M$
M$
M$
M$
Saldos al 1 de enero de 2002
393.680.232
19.641.525
26.300.845
(39.150.800)
40.792.322
441.264.124
Distribución utilidad año 2001
–
–
1.641.522
39.150.800
(40.792.322)
–
Traspaso utilidades al Fisco
–
–
(1.640.000)
(49.411.000)
–
(51.051.000)
Ajuste de conversión de
inversiones en el extranjero
–
4.681.639
–
–
–
4.681.639
Corrección monetaria
11.810.407
589.246
800.551
(904.253)
–
12.295.951
Utilidad del ejercicio
–
–
–
–
58.862.886
58.862.886
Saldos al 31 de diciembre
de 2002
405.490.639
24.912.410
27.102.918
(50.315.253)
58.862.886
466.053.600
Saldos actualizados
para fines comparativos
409.545.545
25.161.534
27.373.947
(50.818.406)
59.451.515
470.714.135
Saldos al 1 de enero de 2003
405.490.639
24.912.410
27.102.918
(50.315.253)
58.862.886
466.053.600
Distribución utilidad año 2002
–
–
8.547.633
50.315.253
(58.862.886)
–
Traspaso utilidades al Fisco (1)
–
–
(8.542.000)
(86.949.000)
–
(95.491.000)
Ajuste de conversión de
inversiones en el extranjero
(42.910.387)
–
–
Corrección monetaria
4.054.906
249.124
373.590
172.440
–
4.850.060
Utilidad del ejercicio
–
–
–
–
87.858.462
87.858.462
409.545.545
(17.748.853)
27.482.141
(86.776.560)
87.858.462
420.360.735
Saldos al 31 de diciembre
de 2003
(1) El Fisco de Chile, a través del Ministerio de Hacienda ordenó me-
110
Total
(42.910.387)
cendente a M$ 58.488.000, en virtud a lo establecido en el Artículo
diante el Decreto Nº 330 de fecha 30 de abril de 2003, el traspaso
29 del D.L. 1.263/75.
a rentas generales de la Nación, de utilidades del año 2002 por
Mediante Decreto Nº881 de fecha 15 de octubre de 2003 se fijó
M$ 8.542.000 (valor histórico). Además, en dicho Decreto se pro-
anticipo extraordinario de utilidades del año 2003, por un monto de
gramaron los anticipos de utilidades del año 2003 por un monto as-
M$ 28.461.000.
M E M O R I A
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2 0 0 3
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E N A P
b) El detalle de otras reservas es el siguiente:
Otras reservas
Ajuste acumulado por diferencia de conversión de filiales en el extranjero
Otras reservas
Total
2003
2002
M$
M$
(22.675.505)
20.234.882
4.926.652
4.926.652
(17.748.853)
25.161.534
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. El movimiento del año es el
siguiente:
Variación neta del período
Saldos al 01/01/2003
M$
Sipetrol S.A.
Inversión
Saldos al
Pasivo
M$
2003
M$
2002
M$
M$
8.295.747
7.335.438
(39.786.711)
(24.155.526)
8.295.747
Otras sociedades relacionadas
11.939.135
(10.459.114)
–
1.480.021
11.939.135
Total
20.234.882
(3.123.676)
(39.786.711)
(22.675.505)
20.234.882
N OTA 20 :
OTROS IN GRE S O S Y EGRE S O S FUER A D E L A E X PLOTACIO N
El detalle de los otros ingresos y egresos fuera de la explotación es el siguiente:
Otros ingresos y egresos fuera de la explotación
2003
2002
M$
M$
Otros ingresos:
Servicios de gestión
843.381
1.688.977
Resultado en venta de activo fijo
2.450.903
457.003
Ingresos por servicios varios
1.849.374
997.682
Intereses cuentas por cobrar préstamo habitacional
214.878
164.974
Recuperación seguro por siniestros
192.749
102.084
Utilidad por venta Bloque 7 y Bloque 21 – Ecuador
Otros ingresos
Total
–
4.069.396
832.479
2.677.264
6.383.764
10.157.380
Otros egresos:
Provisión para valuación de inversiones
Ajuste de inversiones
Bajas de activo fijo Proyecto Geotermia
Fondo para plan de desvinculación
Otros gastos de personal
Otros egresos
Total
(5.422.330)
–
(952.350)
(648.492)
(892.154)
–
(14.845.000)
(2.446.814)
(1.030.274)
–
(900.922)
(1.046.425)
(24.043.030)
(4.141.731)
M E M O R I A
A N U A L
2 0 0 3
G R U P O
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111
BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
N OTA 21:
C O RREC CIO N M O NE TA RIA
El detalle de la corrección monetaria abonada (debitada) a resultado es el siguiente:
Corrección monetaria
Indice de
reajustabilidad
2003
2002
M$
M$
Activo (cargos)/abonos:
Existencias
IPC
(1.436.838)
(1.229.819)
Activo fijo
IPC
4.299.416
14.496.894
Inversiones en empresas relacionadas
IPC
1.289.922
2.587.745
Deudores por venta y varios
IPC
192.517
384.854
Documentos y cuentas por cobrar empresas relacionadas corto plazo
IPC
–
38.634
Otros activos circulantes
IPC
677.928
1.409.935
Inversiones en otras sociedades
IPC
–
(2.332)
Documentos y cuentas por cobrar empresas relacionadas largo plazo
IPC
42.256
123.096
Otros activos largo plazo
IPC
374.550
869.669
Cuentas de gastos y costos
IPC
1.053.749
57.689.291
6.493.500
76.367.967
(12.418.911)
Total abonos
Pasivo (cargos)/abonos:
Patrimonio
IPC
(4.850.060)
Obligaciones con bancos e instituciones financieras corto plazo
IPC
372.696
(547.907)
Documentos por pagar corto plazo
IPC
(5.875.206)
(4.547.362)
Obligaciones con el público corto plazo
UF
151.740
1.863
Cuentas por pagar empresas relacionadas corto plazo
IPC
(19.544)
(23.698)
Otros pasivos circulantes
UF
(73.022)
(26.918)
Otros pasivos circulantes
IPC
(18.660)
(110.325)
Obligaciones con bancos e instituciones financieras largo plazo
IPC
(292.125)
(2.811.353)
Documentos por pagar largo plazo
UF
6.010.056
3.622.765
Obligaciones con el público largo plazo
UF
(2.567.410)
160.320
Otros pasivos largo plazo
UF
(90.323)
(432.247)
Otros pasivos largo plazo
IPC
(121.137)
(130.774)
Interés minoritario
IPC
(102.052)
14.037
Indemnización
IPC
(1.917.185)
(2.201.405)
Cuentas por pagar empresas relacionadas largo plazo
IPC
(288.320)
–
Cuentas de ingreso
IPC
(2.533.745)
(60.871.497)
(12.214.297)
(80.323.412)
(5.720.797)
(3.955.445)
Total (cargos)
Pérdida por corrección monetaria
112
M E M O R I A
A N U A L
2 0 0 3
G R U P O
D E
E M P R E S A S
E N A P
N OTA 22 :
DIFEREN CIA S D E C A MBIO
El detalle de las diferencias de cambio abonada (debitada) a
resultados se presenta en cuadro adjunto.
Diferencias de cambio
Moneda
2003
2002
M$
M$
Activo (cargos)/abonos:
Disponible
US$
(7.245.235)
1.234.398
Depósitos a plazo
US$
(6.628.822)
(1.320.091)
Valores negociables
US$
(1.324.056)
(3.361.515)
Deudores
US$
(6.953.377)
3.205.197
Documentos y cuentas por cobrar a empresas relacionadas corto plazo
US$
(177.737)
(10.356)
Otros activos circulantes
US$
1.003.407
(3.232.052)
Documentos y cuentas por cobrar a empresas relacionadas largo plazo
US$
(1.322)
790.075
Deudores largo plazo
US$
(579.109)
1.148.320
Otros activos largo plazo
US$
Total cargos
724.128
(2.099.060)
(21.182.123)
(3.645.084)
Pasivo y patrimonio (cargos)/abonos:
Obligaciones con bancos e instituciones financieras corto plazo
US$
34.602.214
(7.245.886)
Cuentas por pagar corto plazo
US$
22.374.893
(8.761.850)
Documentos por pagar corto plazo
US$
7.387.736
(17.277.266)
Documentos y cuentas por pagar a empresas relacionadas corto plazo
US$
1.114.153
(128.988)
Obligaciones con el público corto plazo
US$
748.269
5.866
Otros pasivos circulantes
US$
(527.507)
(2.978.612)
Obligaciones con bancos e instituciones financieras largo plazo
US$
25.506.299
(15.077.419)
Documentos por pagar largo plazo
US$
(799.087)
493.178
Obligaciones con el público largo plazo
US$
37.846.747
(1.981.533)
Documentos y cuentas por pagar a empresas relacionadas largo plazo
US$
3.834.760
–
Otros pasivos largo plazo
US$
3.211.786
(1.404.966)
Total abonos (cargos)
135.300.263
(54.357.476)
Utilidad (pérdida) por diferencia de cambio
114.118.140
(58.002.560)
NOTA 23:
GASTOS DE EMISION Y COLOCACION DE TITULOS ACCIONARIOS Y DE TITULOS DE DEUDA
El detalle de los gastos por emisión de bonos presentados en Otros activos circulantes y Otros de otros activos, se presenta en cuadro adjunto:
Gastos de emisión y colocación de títulos accionarios y títulos de deuda
Corto plazo
Largo plazo
2003
2002
2003
2002
M$
M$
M$
M$
Desembolso por emisión de colocación bonos– local (1)
115.862
115.904
897.933
1.022.421
Mayor tasa de descuento por colocación de bonos– local
282.279
282.138
2.187.661
2.468.708
Desembolso por emisión de colocación bonos– internacional (1)
522.019
519.945
4.097.830
4.596.575
Mayor tasa de descuento por colocación de bonos– internacional
128.290
156.809
1.010.287
1.391.673
1.048.450
1.074.796
8.193.711
9.479.377
Total
(1) Estos montos incluyen M$ 3.774.921 por concepto de impuesto de timbres y estampillas.
M E M O R I A
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G R U P O
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E N A P
113
BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
N OTA 24 :
E STA D O D E FLUJ O D E EFEC TIVO
El detalle del efectivo y efectivo equivalente es el siguiente:
a) Efectivo y efectivo equivalente
2003
2002
M$
M$
Disponible
28.152.066
21.081.430
Depósitos a plazo
23.328.909
2.823.325
–
10.399.141
Otros activos circulantes (1)
24.203.315
404.040
Total
75.684.290
34.707.936
Valores Negociables
(1) Corresponde a pactos de retroventa tomados con los siguientes bancos:
Otros activos circulantes
Fecha
Institución financiera
Inicio
Término
Moneda origen
Valor de suscripción
Valor contable Tasa
M$
%
Monto
M$
Banco Citibank
24/12/2003
05/01/2004
$
5.000.000
0,20
5.002.333
Banco BCI
30/12/2003
07/01/2004
$
3.000.000
0,14
3.000.140
Banco BCI
30/12/2003
07/01/2004
$
1.100.000
0,14
1.100.051
Banco Citibank
30/12/2003
07/01/2004
$
2.000.000
0,19
2.000.127
Banco Estado
30/12/2003
07/01/2004
$
7.000.000
0,12
7.000.280
Banco Estado
30/12/2003
07/01/2004
$
1.900.000
0,12
1.900.076
Banco HSBC
30/12/2003
07/01/2004
$
1.000.000
0,12
1.000.040
JP Morgan Chase Bank
30/12/2003
07/01/2004
$
3.000.000
0,14
3.000.140
Banco Santander
23/12/2003
09/01/2004
$
200.000
0,24
200.128
Totales
24.200.000
24.203.315
Bajo Otros cargos a resultado que no representan flujo de efectivo se incluyen M$ 14.845.000, por concepto de fondo creado para futuro
plan de desvinculación del personal.
N OTA 25 :
C O NTR ATO S D E D ERIVA D O S
Desde octubre de 2002 ENAP mantiene un Cross Currency Swap
Con el fin de cubrir los riesgos provenientes de las fluctuaciones en
UF/USD con vencimiento a 10 años por un monto equivalente a
la tasa de interés de los préstamos bancarios, ENAP suscribió en los
66,5 millones de dólares como instrumento de cobertura. Este
meses de junio y septiembre de 2003 contratos de swap de tasa de
instrumento cubre un 91% de la deuda en UF asumida con la
interés.
emisión de bonos en el mercado local.
El detalle de los contratos derivados se presenta en la página
Por efecto de valorización de este instrumento a valor de mercado,
al 31 de diciembre de 2002 la cuenta Gastos Financieros incluye
un cargo de M$2.716.258 y en el ejercicio, se efectuó un abono de
M$ 965.969, que no representan flujo de efectivo.
114
M E M O R I A
A N U A L
2 0 0 3
G R U P O
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E M P R E S A S
E N A P
siguiente:
M E M O R I A
A N U A L
2 0 0 3
G R U P O
D E
E M P R E S A S
E N A P
115
Tipo de
contrato
CCPE
CCTE
CCTE
CCTE
CCTE
CCTE
CCTE
CCTE
Tipo de
derivado
Cross
Currency
Swap
S
S
S
S
S
S
S
33.554.000
33.554.000
33.554.000
23.478.545
25.826.400
14.348.000
14.348.000
48.877.500
Valor del
contrato
Contratos de derivados
III Trimestre 2008
III Trimestre 2008
III Trimestre 2008
III Trimestre 2005
I Trimestre 2007
I Trimestre 2007
I Trimestre 2007
IV Trimestre 2012
Plazo de
vencimiento o
expiración
Tasa de interés
Tasa de interés
Tasa de interés
Tasa de interés
Tasa de interés
Tasa de interés
Tasa de interés
Tipo de cambio
y tasas
Item específico
C
Posición
compra/
venta
Obligaciones con bancos en instituciones financieras
Obligaciones con bancos en instituciones financieras
Obligaciones con bancos en instituciones financieras
Obligaciones con bancos en instituciones financieras
Obligaciones con bancos en instituciones financieras
Obligaciones con bancos en instituciones financieras
Obligaciones con bancos en instituciones financieras
Obligaciones con el público (Bonos)
Nombre
Partida o transacción protegida
33.554.000
33.554.000
33.554.000
23.478.545
25.826.400
14.348.000
14.348.000
48.877.500
Monto
29.690.000
29.690.000
29.690.000
19.433.455
21.376.800
11.876.000
11.876.000
50.031.023
Valor de la partida protegida
Otros pasivos circulantes
Otros pasivos circulantes
Otros pasivos circulantes
Otros pasivos circulantes
Otros pasivos circulantes
Otros pasivos circulantes
196.354
191.374
193.864
77.440
215.499
121.102
122.942
4.253.911
Total
Otros pasivos circulantes
4.321.165
67.254
Monto
–
–
–
(1.004)
(42.487)
(23.210)
(22.685)
(67.254)
–
(67.254)
Realizado
Cuentas contables que afecta
Otros pasivos a largo plazo
Otros pasivos circulantes
Nombre
Activo/pasivo
Efecto en resultado
(196.354)
(191.374)
(193.864)
76.436
173.012
97.892
100.257
4.321.165
4.321.165
–
No realizado
BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
N OTA 26 :
C O NTIN GEN CIA S Y RE S TRIC CIO NE S
a. Juicios:
Actualmente la Empresa mantiene juicios laborales por un
casación en la forma, ante la I. Corte de Apelaciones de Santiago.
monto aproximado de M$ 73.062. No se ha constituido
provisión para tal efecto, dado que la Administración estima
Se mantienen juicios relativos a materias de constitución y ejercicio
que es improbable que se genere algún egreso para la
de servidumbres del Oleoducto Concon Maipú, cuya operación
empresa.
corresponde a la Sociedad Nacional de Oleoductos. ENAP, ya sea
actuando como demandante o demandada, no se verá afectada
ENAP es parte en un litigio en el que demanda el
desde el punto de vista económico, toda vez que, de acuerdo a los
cumplimiento forzado del contrato, relacionado con la venta
convenios suscritos con la sociedad mencionada, le corresponde
de los activos de su filial Petro Servicio Corp. S.A. a Missano
a ella efectuar aquellos pagos. También se mantinen juicios por el
Inc. Al 31 de diciembre de 2003 el saldo por cobrar asciende
mismo concepto en la región de Magallanes.
a M$593.800 (US$1.000.000). Por este concepto no se ha
constituido provisión, dado que la Administración estima que
Las filiales de la Empresa no mantienen juicios u otras acciones
su pérdida es poco probable, por cuanto con fecha 6 de agosto
legales que pudieran afectar en forma significativa los presentes
de 2002, ENAP fue notificada de la sentencia definitiva en
estados financieros consolidados.
primera instancia totalmente favorable en todas sus partes a
los intereses de ENAP. Dicha sentencia ha sido impugnada
b. Garantías directas
por Missano Inc., mediante los recursos de apelación y
Las garantías directas se detallan en el siguiente cuadro:
b. Garantías Directas
SIPETROL S.A.
Activos comprometidos
Acreedor de la Garantía
Tipo de Garantía
Ministerio de Economía/
Secretaría de Energía de la
Nación (Argentina)
Garantía de cumplimiento unidades de trabajo Area CAM 2A Sur
(Vigencia:hasta la extinción de las obligaciones, por un valor de
MUS$14.335)
OMV (Irán) Onshore
Exploration GmgH
Garantizar el fiel cumplimiento de obligaciones contraidas por el
contrato de servicios para la exploración y explotación del Bloque
Mehr en Irán. (Vigencia:hasta la extinción de las obligaciones, por un
valor de MUS$8.500)
Citibank, NA–NY Branch
Póliza de
Seguro de Caución
Fianza solidaria
Tipo
Valor
Contable
2003
2004
Activos
M$ 8.512.123
—
Cubrir trabajos comprometidos durante el periodo de desarrollo del
Bloque Acevedo 1era Fase (MUS$240)
Stand By
M$ 142.512
Union Banques Arabes
et Francaises
Cubrir trabajos comprometidos durante el periodo de exploración del
Bloque North Bahariya en Egipto (MUS$1.250)
Stand By
M$742.250
Egyptian General
Petroleum Corporated
Cubrir trabajos comprometidos durante el período de exploración del
Bloque El Diyur (MU$779)
Citibank N.A. – Egypt
Garantía por el compromiso mínimo para el segundo período
explratorio en el Bloque El Diyur, Egipto (MUS$ 615)
Stand By
M$ 365.187
Cubrir trabajos comprometidos durante el periodo de exploración del
Bloque North Bahariya en Egipto (MUS$1.100)
Stand By
M$653.180
Union Banques Arabes
et Francaises
116
Descripción
Liberación de garantías
Saldos
Pendientes
de Pago a
la fecha de
diciembre
2003
M E M O R I A
A N U A L
2 0 0 3
G R U P O
D E
E M P R E S A S
E N A P
M$ 462.570
2005 y
siguientes
Activos
M E M O R I A
A N U A L
2 0 0 3
G R U P O
D E
E M P R E S A S
E N A P
117
Banco KfW
Petroquim S.A.
J.P. Morgan Chase Bank
RPC S.A.
Petrox S.A.
Petroquim S.A.
Petroquim S.A.
Petrox S.A.
Petropower y tenedores de
certificados de deuda emitidos por
Petropower (Bonos Regla 144A).
J.P. Morgan Chase Bank
Petrox S.A.
Petropower y tenedores de
certificados de deuda emitidos por
Petropower (Bonos Regla 144A).
Sipetrol Argentina S.A.
y Sipetrol Internacional
Royal Bank of Canada
Deudor
Sipetrol Argentina S.A.
Nombre
Methanex
Acreedor de la garantía
c. Garantías Indirectas
detallan en el siguiente cuadro:
Filial
Filial
Relacionada
Relacionada
Filial
Filial
Filial
Filial
Relación
Garantiza las obligaciones de RPC S.A. en el Contrato de Servicios de Procesamiento,
hasta el año 2012. La obligación garantizada consiste en el pago de hasta el 90% del
valor de la tarifa anual (aproximadamente MUS$ 6.000, a contar del año 2003).
Garantiza las obligaciones de Petrox en el Contrato de Suministro de Propileno y Etileno
con vigencia hasta el año 2007. La obligación garantizada consiste en el suministro de
propileno y etileno de un valor anual de aproximadamente MUS$30.000.
Prenda de las acciones de Petroquim S.A de propiedad de ENAP, en garantía del pago
del crédito obtenido para el financiamiento del proyecto, ascendente a MUS$110.000,
cuya vigencia es hasta el año 2007.
Garantiza el cumplimiento del 15% (equivalente a su participación en el proyecto) del
contrato de fijación de parte variable de la tasa de interés del crédito obtenido para
el financiamiento del proyecto, cuya vigencia es hasta febrero del año 2003. El monto
máximo garantizado asciende a MUS$ 600.
Garantiza las obligaciones de Petrox 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 Petrox). La
obligación de efectuar aporte de capital ya está cumplida, las demás obligaciones no
son avaluables en dinero en forma anticipada. La vigencia de las garantías es hasta
el año 2018.
Garantiza las obligaciones de Petrox en el Contrato de Procesamiento suscrito con
Petropower, en vigencia hasta el año 2018. La obligación garantizada consiste en
el pago de servicios de procesamiento por un valor anual de aproximadamente
MUS$18.000
Crédito a 3 años plazo por MUS$ 47.000, pagadero en una sola cuota al final del
periodo (18.12.2003)
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 4.012.785.249 SCM(9300 Kcal/m3), a un precio base de 0,75 US$/MMBtu
(escala con el precio del metanol) y con una vigencia máxima de hasta el 08.08.2016).
Descripción
Solidaria
Solidaria
Prenda comercial
de acciones
Solidaria
Solidaria
Solidaria
Solidaria
Solidaria
Tipo de Garantía
9.000 acciones
de Petroquim
Tipo
M$ 2.334.327
Valor Contable
Activos comprometidos
2003
2002
Saldos Pendientes de Pago
a la fecha de diciembre
2003
Activos
(*)
(*)
(*)
(*)
(*)
(*)
(*)
(*)
2004 y siguientes
Liberación de garantías
Activos
Además de las garantías detalladas en planillas adjuntas, hay otras garantías recibidas por el giro normal del negocio, tanto para ENAP como para sus filiales. Las garantías indirectas se
c. Garantías indirectas
118
M E M O R I A
A N U A L
2 0 0 3
G R U P O
D E
E M P R E S A S
E N A P
Innergy Holding S.A.
Petrosul S.A.
Petrox S.A.
Sipetrol Argentina S.A.
Gasoducto del Pacífico S.A.
Banco KfW
Compañía de Hidrógeno
del Bio Bio S.A.
J.P. Morgan Chase Bank
Innergy Holding S.A.
Gasoducto del Pacífico S.A.
Deudor
Eteres y Alcoholes S.A.
Nombre
Banco KfW
Acreedor de la garantía
c. Garantías Indirectas
Filial
Filial
Relacionada
Relacionada
Relacionada
Relacionada
Relación
Sipetrol Argentina S.A., firmó junto a un grupo de bancos internacionales un préstamo
sindicado por MMU$125 a cinco años plazo, a una tasa de Libo + 0,75% al año. Para
dar soporte a la transacción, ENAP otorgó una garantía contingente que consiste en
cubrir una eventual diferencia que se produzca entre el valor de las exportaciones
canalizadas por Sipetrol Argentina para cubrir su obligación con los bancos y la
obligación misma.
Garantiza las obligaciones de Petrox S.A. estipuladas en el Contrato de procesamiento
(PSA). La obligación nace una vez que se produzca la aceptación de la planta (estimada
a diciembre de 2004) y se extingue el año 2015.
Prenda de las acciones de Petrosul S.A de propiedad de ENAP, en garantía del pago del
crédito obtenido para el financiamiento del proyecto, ascendente a MUS$ 21.763, cuya
vigencia es hasta el año 2012.
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.
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.
Prenda de las acciones de Etalsa S.A de propiedad de ENAP, en garantía del pago del
crédito obtenido para el financiamiento del proyecto, ascendente a MUS$ 30.500, cuya
vigencia es hasta el año 2012.
Descripción
Solidaria
Solidaria
Prenda comercial
de acciones
Solidaria
Solidaria
Prenda comercial
de acciones
1.579 acciones
de Petrosul S.A.
2.087 acciones
de Etalsa
Tipo
Activos comprometidos
Tipo de Garantía
M$ 937.900
M$ 582.763
Valor Contable
2003
2002
Saldos Pendientes de Pago a la fecha de diciembre
2003
Activos
(*)
(*)
(*)
(*)
(*)
(*)
Activos
Liberación de garantías
2004 y siguientes
BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
M E M O R I A
A N U A L
2 0 0 3
G R U P O
D E
E M P R E S A S
E N A P
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Petrosul S.A.
Banco KfW
Petrosul S.A.
Banco KfW
Relacionada
Relacionada
Relacionada
Relacionada
Relación
Prenda de las acciones de Petrosul S.A de propiedadde RPC, en garantía del pago del
crédito obtenido para el financiamiento del proyecto, ascendente a MUS$ 21.763, cuya
vigencia es hasta el año 2012.
Prenda de las acciones de Etalsa S.A de propiedad de RPC, en garantía del pago del
crédito obtenido para el financiamiento del proyecto, ascendente a MUS$ 30.500, cuya
vigencia es hasta el año 2012.
Prenda de las acciones de Petrosul S.A de propiedad de Petrox S.A., en garantía del
pago del crédito obtenido para el financiamiento del proyecto, ascendente a MUS$
29.361, cuya vigencia es hasta el año 2012 .
Prenda de las acciones de Petroquim S.A de propiedad de Petrox S.A., en garantía del
pago del crédito obtenido para el financiamiento del proyecto, ascendente a MUS$
110.000, cuya vigencia es hasta el año 2007.
Descripción
Prenda comercial
de acciones
Prenda comercial
de acciones
Prenda comercial
de acciones
1.580 acciones
de Petrosul S.A.
2.087 acciones
de Etalsa
1.580 acciones
de Petrosul S.A.
9.000 acciones
de Petroquim
Tipo
Activos comprometidos
Tipo de Garantía
Prenda comercial
de acciones
(*) La liberación de estas garantías está asociada al cumplimiento de los contratos que le dan origen.
Eteres y Alcoholes S.A.
Deudor
Banco KfW
RPC S.A.
Petroquim S.A.
Nombre
J.P. Morgan Chase Bank
Petrox S.A.
Acreedor de la garantía
c. Garantías Indirectas de filiales
M$ 938.495
M$ 582.763
M$ 938.494
M$ 2.331.327
Valor Contable
M$ 12.948.899
M$ 17.685.034
M$ 17.594.788
M$ 48.193.989
2003
2002
Saldos Pendientes de Pago a la fecha de diciembre
2003
Activos
M$ 938.495
M$ 582.763
M$ 17.594.788
M$ 39.235.661
Activos
Liberación de garantías
2004 y siguientes
BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
d. Compromisos Comerciales:
extendible hasta por un año adicional en los casos que en el propio
contrato se especifica. Después de este período, Petrox adquirirá
La Empresa y sus filiales mantienen los siguientes compromisos
la planta a su valor residual. ENAP garantizará las obligaciones de
comerciales con relación al desarrollo de sus operaciones:
Petrox bajo el Contrato de Servicios de Procesamiento.
(1) PETROPOWER
El financiamiento del proyecto corresponde a aportes de capital de
La Empresa, a través de su filial Petrox S.A. Refinería de Petróleo,
los socios (30% de la inversión total) y a un crédito a 12 años del
firmó en 1994 un contrato con Petropower donde se compromete
Banco Societé Generalé de Francia (70%).
a pagar una tarifa de procesamiento anual de aproximadamente
US$17,4 millones, a cambio del derecho de operar su planta de
(3) INNERGY HOLDING S.A.
coquización e hidrotratamiento, además de pagar una tarifa anual de
ENAP se ha comprometido a aportar del orden de los US$27,3
aproximadamente US$9,9 millones por el abastecimiento de ciertos
millones como participación en el capital de la coligada Innergy
productos energéticos. Este acuerdo está sujeto a escalamiento
Holding S.A. Asimismo, desde el comienzo del proyecto en
anual hasta el vencimiento del contrato en el año 2018.
1998 y hasta el 31 de diciembre de 2003, ENAP ha contribuido
aproximadamente con US$26,6 millones en la citada coligada, de
Otras condiciones de los acuerdos obligan a que, en caso de
los cuales US$18,9 millones han sido usados para cubrir su déficit
una reducción en los ingresos anuales definida en el contrato de
operacional.
procesamiento y demás acuerdos del negocio y después que el
Operador de la planta ha aportado con el 10% de dicho déficit, a
Los aportes futuros que la empresa tenga que efectuar, dependerán
que ENAP y su filial Petrox S.A. Refinería de Petróleo contribuyan
de las condiciones futuras del proyecto, considerando entre otros
con el 50% del saldo y Foster Wheeler con el otro 50% del saldo
aspectos, el cumplimiento en la demanda estimada, la instalación
de dicha reducción, que de ocurrir no debería exceder los US$1,4
de la nueva planta de Hidrógeno en Petrox S. A. que demandará
millones al año.
gas natural y la instalación de una planta termoeléctrica de ciclo
combinado y/o cambios en las condiciones contractuales vigentes.
Adicionalmente, al final del período del contrato, Petrox S.A.
Innergy se encuentra propiciando la instalación de dicha planta de
Refinería de Petróleo está obligada a comprar la planta o encontrar
ciclo combinado, la cual se espera consuma una mayor cantidad de
un comprador para ella, por un precio no inferior a US$43 millones.
gas que contribuya a mejorar los resultados de dicha empresa.
(2) PLANTA DE HIDROGENO
(4) PROYECTO MHC
Con fecha 7 de agosto de 2003, la Empresa Nacional del Petróleo
En febrero de 2003, los directorios de ENAP y Petrox S.A.
(ENAP) y Petrox S.A. Refinería de Petróleo han completado las
autorizaron la celebración de un compromiso formal con la Sociedad
negociaciones con el Grupo Sigdo Koppers para el financiamiento,
Técnicas Reunidas y DSD Construcciones y Montajes, para formar
construcción y operación de una nueva Planta de Hidrógeno en
en conjunto una Sociedad accionaria, que permita a esta última la
Petrox S.A. Refinería de Petróleo, en Talcahuano, proyecto que
construcción y operación de una Planta Industrial, para producir
representa una inversión total de aproximadamente US$32 millones.
diesel de alta calidad en las instalaciones de Petrox (Proyecto
La sociedad del proyecto es una Sociedad Anónima que se ha
MHC). Para este efecto, el Ministerio de Hacienda, mediante oficio
denominado “Compañía de Hidrógeno del Bio Bio S.A. (“CHBB”).
ordinario 896 de fecha 15 de septiembre de 2003, autorizó a ENAP,
ENAP y Petrox S.A. participarán con un 5% cada uno en el capital
en conjunto con su filial Petrox, a efectuar aportes de capital a
de la empresa, siendo el 90% restante propiedad del grupo Sigdo
la Sociedad del Proyecto por hasta 11 millones de dólares de los
Koppers. La incorporación de ENAP y Petrox S.A. a la sociedad se
Estados Unidos.
producirá una vez que la referida planta esté construida y entre en
operaciones. El aporte de capital de ENAP/Petrox será de un millón
Por Decreto Exento Nº490 del Ministerio de Hacienda, Economía,
de dólares.
Fomento y Reconstrucción de fecha 9 de septiembre de 2003,
se autoriza a ENAP y a Petrox a suscribir con la sociedad que se
Se estima que la planta, cuya construcción comenzó, iniciará su
constituirá, para implementar el proyecto, un Contrato de Servicios
operación a partir de diciembre del año 2004.
de Procesamiento y a ENAP a caucionar mediante la garantía
personal otorgada a favor de la sociedad a constituir las obligaciones
Todo el hidrógeno producido por CHBB será ocupado por Petrox
que emanan de dicho Contrato de Servicios de Procesamiento.
S.A. en sus instalaciones. De esta manera, existirá un Contrato
Con fecha 5 de junio de 2003, se firmó entre Técnicas Reunidas,
de Servicios de Procesamiento entre la Compañía de Hidrógeno de
DSD Construcciones y Montajes S.A. y Petrox S.A., un “Convenio de
Talcahuano y Petrox S.A. por un período de 15 años de operación
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Actividades Anticipadas”, mediante el cual se ha buscado avanzar
(7) ÁREA EXPLORACIÓN CAM–1, ADJUDICACIÓN – ARGENTINA
antes del cierre financiero de la implementación del Procesamiento.
El área CAM–1 (Cuenca Austral Marina 1) fue adjudicada, el día
4 de septiembre de 2003, a las empresas Sipetrol Argentina S.A.
Con fecha 3 de octubre de 2003, se estableció un mandato al Banco
y Repsol–YPF S.A., por la Secretaría de Energía del Ministerio de
BNP–Paribas por parte de los futuros socios de este proyecto, para
Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios, quien aceptó
que estructurara el financiamiento de terceras partes para el mismo
la oferta realizada por las empresas durante el Concurso Público
y, desde esa fecha, el banco señalado ha venido trabajando en el
Internacional convocado para esta licitación.
objetivo encomendado.
El área CAM–1 se encuentra ubicada en el océano Atlántico en la
En resumen, Técnicas Reunidas, DSD y ENAP/Petrox han venido
zona austral de Argentina y es contigua a otras concesiones donde
negociando los diversos documentos comerciales, los cuales se
actualmente Sipetrol Argentina S.A. explora y produce hidrocarburos
encuentran al 31 de diciembre, con un alto grado de avance.
(Área Magallanes, CAM 2A Sur y CAM 3). Esta zona está ubicada en
la boca oriental del Estrecho de Magallanes.
Finalmente, los aportes formales a la sociedad que se está
constituyendo según las leyes chilenas, se espera se efectúen en los
Sipetrol Argentina S.A. y Repsol–YPF han conformado una Unión
primeros dos meses del año 2004.
Transitoria de Empresas (UTE) (con una participación de 50% de
la propiedad cada empresa), destinado a realizar exploraciones de
Sipetrol S.A., a través de sus filiales mantiene al 31 de diciembre de
hidrocarburos en esta área y proceder a su explotación comercial
2003, los siguientes acuerdos comerciales:
en caso de que las exploraciones sean exitosas, siendo Sipetrol
Argentina S.A. la compañía operadora.
(5) BLOQUE 35, HOOD AREA–YEMEN
El Parlamento yemení, ratificó el Purchase and Sales Agreement
(8) CUENCA NEUQUÉN, AREA LA INVERNADA – ARGENTINA
(PSA) y la asignación del Bloque 35 a Oil Search y SABA, siendo
Bloque licitado por la Dirección de Hidrocarburos de la Provincia de
firmada la respectiva ley el día 29 de marzo de 2003 por parte
Neuquén el 9 de junio de 2003 y adjudicado a Wintershall Energía
de ese gobierno, con lo cual queda definida la fecha efectiva del
S.A. (WIAR) con fecha efectiva de 29 de Octubre del 2003.
Contrato de exploración del bloque.
El contrato de exploración se firmó entre WIAR y la Dirección de
Tras la finalización en el proceso de negociación para el acuerdo
Hidrocarburos el día 11 de Noviembre de 2003. Sipetrol, luego de
de cesión entre la filial Sipetrol International S.A. y la empresa
evaluar el potencial exploratorio de este bloque, suscribió con WIAR
autraliana Oil Search, esta última cedió a Sipetrol International
un Joint Study and Bidding Agreement, para obtener una opción de
S.A. una participación del 30% en el Bloque 35, Hood Area, en el
entrada por un 50% de participación en condiciones ground floor.
Hadramaut Governatore, República de Yemen.
(9) ETALSA
Con fecha 21 de Septiembre de 2003, el Ministerio de Energía y
La Empresa, a través de su filial Refinería de Petróleo Concón S.A.,
Minería de Yemen ha comunicado oficialmente la participación de
ha suscrito un contrato con ETALSA por el pago de una tarifa anual
Sipetrol International S.A. en el Consorcio que explora el Bloque 35.
de operación de la planta de di–iso–propil éter, por montos de entre
US$ 4,4 millones y US$ 5,7 millones. Este contrato vence el 2017.
(6) EAST RAS QATTARA, EGIPTO – ADJUDICACIÓN
En el marco del proceso de licitación para el año 2002, abierto
Al vencimiento del contrato, la filial podrá ejercer la opción de
por la Compañía General Petrolera Egipcia (EGPC) para presentar
compra de la planta por un valor aproximado de US$ 2,6 millones.
ofertas para diversos bloques en el Western Desert, la filial Sipetrol
International S.A. en conjunto con la empresa Australiana Oil Search
A la fecha de la entrega de la planta (septiembre 2002), la filial
Ltd. se adjudicó con fecha 16 de Abril de 2003 el Bloque East Ras
Refinería de Petróleo Concón S.A., registró esta transacción en
Qattara.
forma similar a la compra de un activo fijo (leasing).
Se encuentra inicializado el contrato de Concesión (versión árabe e
(10) PETROSUL
inglés) y está a la espera de la promulgación de la ley respectiva que
ENAP y sus filiales Refinería de Petróleo Concón S.A., y Petrox
autorice la firma del contrato de concesión por parte de EGPC.
S.A. Refinería de Petróleo, en conjunto con otros accionistas, han
invertido US$ 27,0 millones, en la construcción de dos plantas de
azufre. Estas plantas entraron en operación en el último trimestre
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BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
del 2003. Ambas Refinerías deberán pagar una tarifa de operación
apelación ante el Tribunal Fiscal de la Nación, en los términos de la
anual entre US$ 3,9 millones y US$ 4,6 millones. Este contrato
legislación vigente. Al 31 de diciembre de 2003 se encuentra aún
de operación vence el 2019 y a su vencimiento las filiales están
pendiente de resolución.
obligadas a comprar las plantas por el valor nominal del contrato.
A la fecha de entrega de las plantas, las filiales registraron esta
No existen otras contingencias relevantes a informar al 31 de
transacción en forma similar a la compra de un activo fijo (leasing).
diciembre de 2003.
En Nota 33 se resumen los principales contratos de operación
petrolera.
N OTA 27:
C AUCIO NE S O BTENIDA S D E TERCEROS
e. Restricciones:
Las obligaciones externas de ENAP con J.P. Morgan Chase Bank y
e.1. La matriz
con Bank of America National Trust, que actúan como agentes en los
La Empresa y sus filiales al 31 de diciembre de 2003 están sujetas
respectivos créditos sindicados, cuentan con garantías otorgadas por
a las siguientes restricciones, las cuales están estipuladas como
el Estado de Chile.
covenants:
Además, de las mencionadas, hay otras garantías menores recibidas
La Empresa a nivel consolidado, mantendrá para cada período de
por el giro normal del negocio.
cálculo una relación de cobertura de intereses, (EBITDA sobre
interés) a lo menos igual a dos sobre uno.
La Sociedad Internacional Petrolera S.A. ha recibido de los distintos
proveedores y contratistas, una serie de garantías por un importe
La Empresa a nivel consolidado, mantendrá en todo momento una
razón de endeudamiento (Máxima deuda sobre EBITDA) que no
supere la relación de cinco sobre uno.
La Empresa debe mantener un patrimonio mínimo consolidado en
UF equivalente al 85% de su valor al 31 de diciembre de 2002.
La Empresa al 31 de diciembre de 2003 cumple con los convenants
anteriormente detallados.
e.2. Sipetrol Argentina S.A.
La filial Sipetrol Argentina S.A., de acuerdo a la legislación Argentina
aplicable a la Sociedad, debe destinar el 5% de las utilidades del
período a la constitución de una reserva legal, cuenta integrante del
patrimonio neto, hasta que dicha reserva alcance el 20% del capital
social ajustado.
f. Otras contingencias:
Argentina – Notificación pago de impuestos adeudados
Con fecha 28 de agosto de 2002, la Administración Federal de
Ingresos Públicos, notificó a la filial Sipetrol Argentina S.A. el
inicio de un procedimiento de determinación por Impuesto al Valor
Agregado pendiente entre los períodos octubre de 1997 y diciembre
de 1998. La filial presentó los descargos correspondientes,
demostrando improcedencia y ofreciendo prueba pericial. Al
27 de diciembre de 2002 nuevamente Sipetrol Argentina S.A.
fue notificada de una determinación de oficio por el impuesto
mencionado, por US$ 158.590,03, intereses por US$ 266.822,46
y una multa de US$ 81.115,13. Por este motivo, con fecha 20 de
febrero de 2003, Sipetrol Argentina S.A. interpuso un recurso de
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total de M$ 3.717.608.
N OTA 28 :
M O NEDA N ACIO N A L Y E X TR A N JER A
Los activos y pasivos en moneda extranjera y aquellos cuya reajustabilidad se encuentra expresada en dólares estadounidenses a los períodos
terminados al 31 de diciembre de 2003 y 2002, se presenta en el siguiente cuadro:
Activos y pasivos en moneda extranjera
Rubro
Moneda
Monto 2003
Monto 2002
M$
M$
$ No Reajustable
15.792.705
16.585.935
Dólares
12.359.361
4.495.495
ACTIVOS CIRCULANTES
Disponible
Depósito a plazo
$ Reajustable
–
–
$ No Reajustable
–
2.743.487
23.328.909
79.838
Dólares
Valores negociables
Deudores por venta
$ Reajustable
–
–
Dólares
–
10.567.932
$ Reajustable
$ No Reajustable
Dólares
Deudores varios
$ Reajustable
UF
Documentos y cuentas por cobrar
a empresas relacionadas
Existencias
61.007
32.352
12.103.087
Dólares
10.020.841
11.936.973
$ No Reajustable
6.767.951
6.138.277
Dólares
1.489.986
141.999
Dólares
226.167.743
237.537.386
2.123.329
2.297.235
$ No Reajustable
UF
145.260
344.353
5.845.209
9.296.674
25.683.331
50.489.211
64.797
88.087
Dólares
1.517.959
2.809.319
$ No Reajustable
2.885.226
2.713.257
Dólares
2.648.576
1.630.762
10.412.972
2.334.061
$ Reajustable
$ No Reajustable
Otros activos circulantes
47.773.962
630.212
137.837
$ Reajustable
Impuestos diferidos
52.683.198
10.939.547
Dólares
Gastos pagados por anticipado
14.812.064
143.035.228
$ No Reajustable
$ Reajustable
Impuestos por recuperar
3.048.062
118.228.937
$ Reajustable
UF
$ No Reajustable
Dólares
M E M O R I A
342.435
–
24.444.043
1.658.154
1.047.645
404.040
8.346
41.950
1.168.886
676.599
A N U A L
2 0 0 3
G R U P O
D E
E M P R E S A S
E N A P
123
BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
Activos y pasivos en moneda extranjera
Rubro
Moneda
Monto 2003
Monto 2002
M$
M$
$ Reajustable
562.271.635
512.625.347
Dólares
248.788.276
307.540.303
$ Reajustable
46.014.803
97.062.952
Dólares
42.344.012
4.453.095
28.969
26.126
–
–
ACTIVO FIJO
Activo fijo neto
OTROS ACTIVOS
Inversiones en empresas relacionadas
Inversiones en otras sociedades
$ Reajustable
$ No Reajustable
Menor valor inversiones
$ Reajustable
–
102.744
441.806
736.386
$ No Reajustable
4.118.282
5.304.765
$ Reajustable
8.900.345
8.786.537
166.264
254.433
61.547
17.668
4.844.818
4.347.044
Dólares
Deudores de largo plazo
Dólares
UF
Documentos y cuentas por cobrar
a empresas relacionadas
$ Reajustable
Dólares
Impuestos diferidos
$ Reajustable
UF
$ No Reajustable
Dólares
Otros
M E M O R I A
A N U A L
2 0 0 3
G R U P O
D E
E M P R E S A S
4.797.494
–
–
1.068.727
205.873
125.340
2.477.140
8.487.125
9.257.893
$ No Reajustable
1.704.881
3.509.612
10.581.720
3.757.905
$ No Reajustable
162.002.297
192.725.824
Dólares
639.684.036
646.173.474
$ Reajustable
701.561.693
708.657.869
1.311.826
542.147
UF
124
7.273
4.672.049
$ Reajustable
Dólares
Total activos
5.950
E N A P
M E M O R I A
A N U A L
2 0 0 3
G R U P O
D E
E M P R E S A S
E N A P
125
Total pasivos circulantes
Otros pasivos circulantes
Ingresos percibidos por adelantado
Impuesto a la renta
Retenciones
Provisiones
Documentos y cuentas
por pagar empresas relacionadas
UF
Acreedores varios
67.511.801
15.762.396
$ Reajustable
241.907
9.787
11.557
175.167
316.863.276
957
156.639
2.144.801
$ No Reajustable
UF
Otras monedas
Yenes
Euros
Dólares
Dólares
$ No Reajustable
Dólares
–
9.852.061
Dólares
$ No Reajustable
8.697.660
–
3.325.792
$ Reajustable
$ No Reajustable
Dólares
16.667.020
1.570.866
Dólares
$ No Reajustable
5.509.991
21.234.977
2.405.671
10.706.367
3.511.242
54.280
1.554.745
156.657
107.263.830
154.331.963
18.692.518
$ Reajustable
$ No Reajustable
Dólares
$ No Reajustable
Dólares
$ No Reajustable
$ Reajustable
Dólares
Documentos por pagar
Dólares
$ No Reajustable
–
Dólares
Cuentas por pagar
–
UF
85.250
UF
Obligaciones con el público corto plazo
9.787
11.557
Yenes
Otras monedas
175.167
32.456.093
Monto
M$
Euros
Dólares
Moneda
Obligaciones a largo plazo
con vencimiento dentro de un año
Obligaciones con bancos e instituciones financieras a
largo plazo porción corto plazo
Rubro
Pasivo circulante al 31 de diciembre de 2003
El pasivo circulante al 31 de diciembre de 2003, es el siguiente:
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
8,50%
–
–
–
–
6,67%
–
–
–
–
–
7,07%
2,84%
0,94%
3,19%
1,83%
Monto
M$
843.676
113.479.344
706.634
10.492
13.185
190.358
358.516.880
542
338
51.604
23.251
–
–
–
3.740.024
31.986.834
470.952
661.559
19.669.750
14.027.339
7.186.421
2.515.046
1.648.614
182.117
30.311
217.119.232
110.959.003
52.964.136
1.775.932
577.901
98.422
10.492
13.185
190.358
7.857.206
Hasta 90 días
Tasa interés
promedio anual
31/12/2003
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
8,50%
–
–
–
–
6,67%
–
–
–
6,75%
4,25%
7,07%
3,46%
1,35%
4,25%
2,31%
Tasa interés
promedio anual
31/12/2002
–
240.272
240.603
9.497
11.394
167.470
64.314.881
–
–
42.219
46.539
–
–
193.733
–
–
–
–
–
149.838
–
–
–
–
–
44.842.756
–
–
2.031.143
–
240.603
9.497
11.394
167.470
17.248.925
Monto
M$
31/12/2003
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
8,50%
–
–
–
–
–
–
–
–
6,75%
–
7,07%
2,84%
0,94%
3,19%
1,83%
Tasa interés
promedio anual
–
–
–
39.826
–
–
–
–
–
–
–
–
157.261
–
19.751
–
–
164.949
–
–
–
–
–
303.053
9.509
12.594
170.871
47.347.827
Monto
M$
–
39.826
468.002
9.509
12.594
170.871
47.524.839
90 días a 1 año
31/12/2002
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
8,50%
–
–
–
–
6,67%
–
–
–
–
–
7,07%
3,46%
1,35%
4,25%
2,31%
Tasa interés
promedio anual
126
M E M O R I A
A N U A L
2 0 0 3
G R U P O
D E
E M P R E S A S
E N A P
–
Total pasivos a largo plazo
Otros
4.973.958
61.860.616
$ Reajustable
$ No Reajustable
1.168.397
UF
18.994
334.941
Euros
Otras monedas
22.788
107.620.563
2.363
1.633.465
–
3.529.882
55.633.072
Yenes
Dólares
$ No Reajustable
Dólares
Dólares
$ Reajustable
$ No Reajustable
$ No Reajustable
Provisiones largo plazo
3.625.637
6.225.181
Dólares
Documentos y cuentas por pagar
empresas relacionadas
1.444.076
1.168.397
UF
$ Reajustable
384.882
Dólares
Dólares
–
UF
18.994
334.941
Euros
Otras monedas
22.788
101.976.579
M$
Monto
Yenes
Dólares
Moneda
1 a 3 años
Acreedores varios largo plazo
Documentos por pagar largo plazo
Obligaciones con el público largo plazo
Obligaciones con bancos
e instituciones financieras
Rubro
Pasivos largo plazo período actual diciembre 2003
El pasivo a largo plazo al 31 de diciembre de 2003, es el siguiente:
–
–
–
–
–
7,35%
7,19%
–
–
–
–
2,84%
3,19%
0,94%
1,77%
Tasa interés
promedio anual
–
3.334.222
1.033.591
–
–
–
94.018.242
84.438
–
3.334.222
–
–
3.504.445
1.033.591
–
256.588
–
–
–
–
–
90.172.771
M$
Monto
3 a 5 años
–
–
–
–
–
7,35%
7,19%
–
–
–
–
–
–
–
1,80%
Tasa interés
promedio anual
–
–
–
–
–
19.209.747
57.755.810
–
–
–
184.635.582
211.096
924.218
19.209.747
–
–
10.656.797
2.765.810
–
641.471
172.202.000
54.990.000
M$
Monto
5 a 10 años
–
–
–
–
–
7,35%
7,19%
–
–
6,75%
4,25%
–
–
–
–
Tasa interés
promedio anual
–
–
–
–
–
–
–
38.521.105
4.683.783
–
–
–
39.309.939
168.876
19.030.490
38.521.105
–
–
18.827.632
4.683.783
–
1.282.941
M$
Monto
–
–
–
–
–
7,35%
7,19%
–
Libor +
1,5%
–
–
–
–
–
–
Tasa interés
promedio anual
Más de 10 años
BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
M E M O R I A
A N U A L
2 0 0 3
G R U P O
D E
E M P R E S A S
E N A P
127
Total pasivos a largo plazo
Otros pasivos largo plazo
38.042
Otras monedas
$ Reajustables
$ No reajustables
2.879.373
31.162.284
922.371
50.373
Yenes
UF
683.483
126.119.533
2.889
154.813
Euro
Dólares
$ No reajustable
Dólares
–
$ Reajustables
Dólares
2.879.373
$ No reajustable
922.371
28.015.678
UF
Provisiones largo plazo
Dólares
Acreedores varios largo plazo
3.143.717
4.941.689
$ No reajustable
49.947.230
Dólares
–
Documentos por pagar empresas
relacionadas
–
38.042
Otras monedas
UF
50.373
Yenes
Dólares
683.483
–
–
–
–
–
7,28
8,50
–
–
–
–
3,46
1,35
4,25
2,42
M$
71.075.801
%
Monto
Euros
Dólares
Moneda
1–3 años
Tasa int. prom
anual
Documentos por pagar largo plazo
Obligaciones con el público
largo plazo
Obligaciones con bancos
e instituciones financieras
Rubro
Pasivos largo plazo período anterior 2002
El pasivo a largo plazo al 31 de diciembre de 2002, es el siguiente:
2.283.148
–
1.376.062
–
–
–
27.213.102
–
103.208
–
2.283.148
–
1.376.062
3.294.458
–
175.220
–
–
–
–
–
23.640.216
M$
Monto
3–5 años
–
–
–
–
–
7,28
8,50
–
–
–
–
–
–
–
2,41
%
Tasa int. prom
anual
7.732.010
–
2.634.487
–
–
–
9.609.429
–
258.020
1.386.034
7.732.010
–
2.634.487
7.527.326
–
438.049
–
–
–
–
–
–
M$
Monto
5–10 años
–
–
–
–
–
7,28
8,50
–
–
–
–
–
–
–
–
%
Tasa int. prom anual
45.530.086
1.180.991
60.245.335
–
–
–
235.619.652
1.180.991
206.416
18.580.255
45.530.086
–
5.282.761
5.476.014
–
876.098
54.962.574
210.480.869
–
–
–
–
M$
Monto
Más de 10 años
–
–
–
–
–
7,28
8,50
–
–
4,25
6,75
–
–
–
–
%
Tasa int. prom anual
BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
N OTA 29 :
SAN CIO NE S
Este incremento es consistente con el aumento en la clasificación
En los años terminados al 31 de diciembre de 2003 y 2002, la
de riesgo país de la República de Chile, también anunciado en
Empresa, sus directores o administradores no han recibido sanción
esta misma fecha. Además, Standard & Poor’s ha señalado que
alguna por parte de la Superintendencia de Valores y Seguros u otras
este nuevo rating refleja adecuadamente la calidad crediticia de la
autoridades administrativas.
Empresa.
La filial Refinería de Petróleo de Concón S.A. (RPC S.A.), mantiene
b) Con fecha 1 de enero de 2004, se materializó la fusión de las
las siguientes sanciones:
filiales Petrox S.A. Refinería de Petróleo (Petrox S.A.) y Refinería
de Petróleo Concón S.A. (RPC S.A.), mediante la absorción de esta
La Superintendencia de Electricidad y Combustible ha instruido
última que se extingue, por la primera que subsiste. Por lo anterior
cuatro sumarios administrativos en contra de la Sociedad, aplicando
Petrox S.A incorporó todos los activos y pasivos de RPC S.A., así
multas por un total de 1.450 UTA, interponiendo RPC S.A. reclamo
como también la sucede en todos sus derechos y obligaciones. Para
de ilegalidad ante la I. Corte de Apelaciones de Valparaíso.
efectos de esta fusión RPC S.A. aportó todos sus activos y pasivos a
valor de libros y con efecto al 1 de enero de 2004.
Sumario sanitario instruido por la Dirección de Salud Ambiental
del Servicio de Salud Viña del Mar–Quillota, la cual aplicó multa
A raíz de lo anterior Petrox S.A. aumentó su capital de M$
por 1.000 UTM, interponiendo RPC S.A. un reclamo judicial en el
59.906.907 a M$ 137.955.713, dividido en 80.786.592 acciones
Segundo Juzgado Civil de Viña del Mar. En la actualidad se solicitó
ordinarias y nominativas, de la misma serie y sin valor nominal,
al tribunal que se citara a oír sentencia.
suscrito y pagado en su totalidad. Asimismo, se modificó la razón
social de “Petrox S.A. Refinería de Petróleo” a “ENAP Refinerías
N OTA 30 :
HECH O S P O S TERIO RE S
S.A.”
Entre el 1º de enero de 2004 y la fecha de emisión de estos estados
financieros consolidados (12 de febrero de 2004), han ocurrido los
N OTA 31:
MEDIO A MBIENTE
siguientes hechos posteriores significativos:
Durante el ejercicio 2003, ENAP y sus filiales han efectuado
a) Con fecha 14 de enero de 2004, la clasificadora de riesgos
desembolsos relacionados con medio ambiente conforme se detalla a
internacional Standard & Poor’s ha subido la clasificación de riesgo
continuación:
de deuda en moneda extranjera de la Empresa Nacional del Petróleo
(ENAP) a “A” desde “A–”.
Desembolsos relacionados con medio ambiente
M$
DESEMBOLSOS ENAP
Consultorías Agroambientales y Biorremediación
75.819
Desarrollo de Estudio de Impacto Ambiental,
Declaración de Impacto Ambiental y Estudios Arqueológicos para proyectos
Total
165.764
241.583
DESEMBOLSOS EMALCO
Optimización en el Sistema de Recolección de Riles, eliminación y Reducción de los Residuos
Industriales Sólidos e Inspecciones Ambientales Semestrales
27.887
DESEMBOLSOS SIPETROL
Inversiones medioambientales relacionadas con proyectos
Gasto operativo de Unidad Gestión Ambiental
388.015
Gastos medioambientales Unidades Operativas
1.418.787
Total
128
M E M O R I A
A N U A L
1.499.106
3.305.908
2 0 0 3
G R U P O
D E
E M P R E S A S
E N A P
Desembolsos relacionados con medio ambiente (continuación)
M$
DESEMBOLSOS PETROX
a) Inversiones relacionadas con proyectos:
Traslado Terminal Marítimo San Vicente
32.228
Respaldo a unidades de recuperación de azufre
38.150
Sistema cerrado venteo cilindros de LPG
40.515
Modificación Antorcha L–1360
67.171
Estudio mejoramiento tratamiento aguas aceitosas
32.484
Estudio nueva unidad reparadora de gases
133.428
Subtotal
343.976
b) Gastos operativos Unidad Medio Ambiental:
Unidad Medio Ambiente
323.492
Area de monitoreo ambiental
447.087
Disposición de residuos y otros similares
4.372
Subtotal
774.951
c) Gastos medioambientales unidades operativas:
Planta de azufre
128.641
Planta de sulfhidrato de sodio
826.107
Subtotal
954.748
Total
2.073.675
DESEMBOLSOS RPC
a) Inversiones relacionadas con proyectos:
Reducción de benceno en gasolina
1.994.733
Desulfurización de gasolina en Cracking Catalítico
1.723.478
Mejoramiento en planta de ácido
812.612
Remoción de fenoles
1.562.368
Subtotal
6.093.191
b) Gastos operativos Unidad Medio Ambiental:
Unidad Medio Ambiente
313.209
Disposición residuos
18.654
Subtotal
331.863
c) Gastos medio ambientes unidades operativas:
Planta de azufre
651.354
Planta de ácido
672.468
Desorbedor de aguas ácidas (SWS)
399.354
Tratamientos efluentes
338.837
Subtotal
2.062.013
Total
8.487.067
M E M O R I A
A N U A L
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BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
N OTA 32 :
D EP OSITO A PL A ZO
El detalle de los depósitos a plazo es el siguiente:
Tasa de interés anual
Moneda de origen
2003
2002
2003
%
%
M$
2002
–
0,23
–
M$
Banco de Chile
$
Banco BSCH NY
US$
0,24
–
19.824.826
–
Bank of America National Trust
US$
0,86
0,89
713.223
2.809.811
Time Deposit Chile N.Y.
US$
0,95
–
2.790.860
–
23.328.909
2.823.325
Totales
N OTA 33 :
13.514
C O NTR ATO S D E O PER ACIO N PE TRO LER A
ENAP y su filial Sipetrol S.A. tienen en vigencia varios contratos de
(c) Con fecha 13 de diciembre de 2002, Sipetrol S.A. suscribió un
exploración y operación, dentro del marco de sus actividades en
Contrato de Cesión de Derechos con las empresas Seven Seas
Chile, Argentina, Colombia, Ecuador, Brasil, Egipto e Irán, los que se
Petroleum Colombia Inc., Petrolinson S.A. y GHK Colombia,
detallan a continuación:
mediante el cual, Sipetrol adquirió una participación adicional del
57,7% en los Bloques Dindal y Río Seco del yacimiento Guaduas.
a. Explotación
El detalle de los proyectos de explotación se presenta en planilla
El 21 de Febrero de 2003 fue suscrito entre las Partes, el cierre
adjunta, con las siguientes notas:
de la operación de compra de los activos petrolíferos en Colombia
denominados Campo Guaduas (Bloques Dindal y Río Seco).
(a) Con fecha 4 de enero de 1991, Sipetrol S.A. y Yacimientos
Petrolíferos Fiscales S.A. celebraron un contrato de Unión
En virtud de esta operación, se transfirieron los derechos que los
Transitoria de Empresas (UTE), con el objeto de ejecutar trabajos
vendedores poseían en el Contrato de Asociación Dindal, Contrato
de desarrollo y explotación de hidrocarburos en Área Magallanes,
de Asociación Río Seco, Oleoducto Guaduas–La Dorada y todos
bloque ubicado en la boca oriental del Estrecho de Magallanes,
los derechos y participaciones de los vendedores en activos y
Argentina. Sipetrol S.A. como Operador de este contrato, es
propiedades relacionadas con los contratos de asociación ya
responsable de ejecutar todas las operaciones y actividades en
indicados, incluyendo además, la operación de los bloques,
esta área, como asimismo, efectuar la inversión necesaria para
pozos, producción, equipos, bienes inmuebles y muebles, etc.
el proyecto, teniendo derecho al 100% de los ingresos hasta la
recuperación de la inversión en un plazo máximo de 6 años, de
Sipetrol (Operador) posee después de esta operación, un 90,6%
acuerdo al plan de inversiones programado. Con posterioridad
de los derechos de explotación del Campo Guaduas (Bloques
a este período de recuperación, Sipetrol S.A. participa del 50%
Dindal y Río Seco).
de los ingresos netos de la operación, lo que a contar del 1º de
enero de 1999 es aplicable al proyecto original (plataformas
La operación de adquisición del Campo Guaduas (Bloques Dindal
AM2, AM3 y AM5), y a contar del 1º de marzo de 2002 y 1º
y Río Seco), concluyó con éxito, mediante la suscripción de un
de abril de 2002, es aplicable a las plataformas AM1 y AM6,
Post Closing Agreement, por el cual las Partes luego de acordar
respectivamente.
y realizar los ajustes de precio correspondientes, instruyeron
al Bank One N.A. (Escrow Agent) para que distribuyera
(b) Con fecha 25 de septiembre de 2001, Pecom Energía S.A.
recibiendo Sipetrol S.A. como devolución la suma de MUS$912.
concesión de explotación del área hidrocarburífera denominada
En este mismo acuerdo y luego de realizados los ajustes
Pampa del Castillo – La Guitarra, localizada en la provincia
correspondientes, las Partes se otorgaron amplio, completo y
de Chubut, Argentina. El valor de la cesión ascendió a
total finiquito.
MUS$ 97.000.
130
entre ellas el depósito de MUS$4.000. de la cuenta Escrow,
cedió a Sipetrol Argentina S.A. el 100% de los derechos de la
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(d) Con fecha 7 de Octubre de 2002, Sipetrol S.A. suscribió con
Petroproducción, filial de la Empresa Estatal Petróleos del
de participación consolidado para Sipetrol S.A., es de un 54%
considerando el 20% de participación en Clapsa.
Ecuador–Petroecuador, Contratos de Servicios Específicos en
Alianza Estratégica, para el Desarrollo y Producción de Petróleo
(c) Con fecha 10 de octubre de 2002, la Junta Directiva de
Crudo, en los campos Mauro Dávalos Cordero (MDC) y Paraíso,
Ecopetrol autorizó la cesión del 30% de los intereses, derechos
Biguno y Huachito (PBH), de la Región Amazónica Ecuatoriana,
y obligaciones que posee Sipetrol en el Contrato de Asociación
cuya operación está a cargo de Sipetrol S.A.
Altamizal, a favor de la compañía Talismán (Colombia) Oil &
Gas Ltd., con lo cual la parte Asociada de dicho contrato queda
b. Exploración
conformada de la siguiente forma: Sipetrol 50% (Operador);
El detalle de los proyectos de exploración de la filial Sipetrol S.A. se
Talismán 30% (Socia) y Clapsa 20% (Socia).
presenta en cuadro adjunto con las siguientes notas:
Con fecha 16 de diciembre de 2002 se firma el Joint Operation
(a) Durante el año 2001, estos proyectos en exploración fueron
Agreement (JOA) para el Bloque Huila Norte, en el que se
descontinuados por la Sociedad, procediendo a provisionar la
determinan los porcentajes de participación luego de la cesión,
totalidad de la inversión.
ratificando las participaciones anteriores.
Con respecto al Bloque Bseal–3, se están llevando a cabo ciertas
actividades tendientes a su devolución.
(d) Con fecha 10 de octubre de 2002, la Junta Directiva de
Ecopetrol autorizó la cesión del 30% de los intereses, derechos y
obligaciones que posee Talismán (Colombia) Oil & Gas Ltd., en el
En ese sentido, Sipetrol, con fecha 28 de Diciembre de 2001
Contrato de Asociación Acevedo, a favor de la compañía Sipetrol
entregó a la ANP (Río de Janeiro), un documento denominado
S.A., con lo cual la parte Asociada de dicho contrato queda
“Relatorio de Devolución del Área Bseal–3”en el que se detalla
conformada de la siguiente forma: Talismán 70% (Operador) y
además un cronograma preparado conjuntamente con PetroBras,
Sipetrol 30% (Socia).
relativas a aquellas actividades remanentes de desactivación
de instalaciones y recuperación de áreas en tierra, que le
corresponde a PetroBras materializar.
(e) Con fecha 13 de diciembre de 2002, la sociedad suscribió con
Hocol S.A. un acuerdo de cesión parcial de intereses, mediante
el cual Hocol cede y transfiere el cincuenta por ciento (50%)
La ANP debiera por su parte, dentro de un plazo razonable
de los intereses, derechos y obligaciones del total (100%) que
aprobar este documento y liberar a Sipetrol como Operador del
le corresponden como asociada en el Contrato de Asociación
Bloque Bseal–3, para luego proceder al término y cierre de las
Doima.
operaciones en Aracaju.
Con fecha 8 de julio de 2003 las Partes firman el Joint Operation
(b) El 13 de diciembre de 2001, Tecpetrol, uno de los socios en
Agreement (JOA) en el que se determinan los porcentajes de
el proyecto de exploración Huila Norte, notificó a Sipetrol S.A.
participación luego de la cesión, ratificando las participaciones
su decisión de no participar en el quinto año del período de
anteriores.
exploración de este contrato y cedió proporcionalmente a Sipetrol
S.A. y Clapsa (socios remanentes), el 100% de sus derechos
(f) Con fecha 31 de diciembre de 2002, fue suscrito entre Sipetrol
y obligaciones. Basado en lo anterior y con la aprobación de
S.A. y Braspetro por una parte y Ecopetrol por la otra, el Contrato
Ecopetrol, los porcentajes de participación quedaron en 73,3%
de Asociación para el Bloque Tafura en Colombia. Se fijó como
para Sipetrol S.A. y 26,7% para Clapsa.
fecha efectiva del Contrato el 1 de marzo de 2003.
Posteriormente el 10 de octubre de 2002, la Junta Directiva
Actualmente, las Partes se encuentran trabajando en la
de Ecopetrol, autorizó la cesión del 23,3% de los intereses,
preparación y redacción del Joint Operation Agreement (JOA)
derechos y obligaciones que posee Sipetrol en el Contrato de
que definirá no sólo la participación de Sipetrol y Braspetro en
Asociación Huila Norte y la cesión del 6,7% de los intereses,
un cincuenta por ciento (50%) para cada una, sino también, el
derechos y obligaciones que posee la Compañía Latinoamericana
alcance y extensión de sus respectivos derechos y obligaciones
Petrolera S.A. (Clapsa) en el mismo contrato, a favor de la
con relación a las operaciones a ser llevadas a cabo en el área
compañía Talismán (Colombia) Oil & Gas Ltd., con lo cual
del Contrato.
la parte Asociada de dicho contrato queda conformada de la
siguiente forma: Sipetrol S.A. 50% (Operador); Talismán 30%
(Socia) y Clapsa 20% (Socia). Por consiguiente, el porcentaje
(g) En junio de 2002 se formalizó la transferencia de IPR Transoil
Corporation a Sipetrol International S.A., este consiste en un
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BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
traspaso de 12,5% de derechos y obligaciones adicionales al
al segundo período exploratorio de dos años, IPR anunció al
37,5% que ya poseía en el contrato de concesión. Asimismo, se
Operador (Sipetrol) su intención de disminuir su participación de
aprobó la transferencia de la operación del bloque.
un 59% a 20% y que tal disminución se materializaría mediante
un contrato a través del cual, IPR le cede parte de sus derechos
(h) Con fecha 19 de febrero de 2003, el Ministro del Petróleo
a la empresa norteamericana Apache El Diyur Corporation
egipcio autorizó la transferencia de la participación del 41% en el
Ldc. Actualmente, las Partes se encuentran trabajando en la
área El Diyur, Western Desert, Egipto efectuada por IPR Transoil
preparación y redacción del documento (Novation Agreement)
Corporation en favor de Sipetrol.
que definirá la nueva participación de las Partes, la que no
debiera alterar el porcentaje que actualmente posee Sipetrol
El primer período exploratorio expiró el 5 de noviembre de
(41%).
2003 y el Consorcio decidió pasar al segundo período previa
modificación de las participaciones en el consorcio. Una vez
c. Oleoducto
comunicada a EGPC la decisión del Consorcio de acceder
El detalle de oleoductos se presenta en el cuadro adjunto:
a. Explotación
Porcentaje de participación Sipetrol
Proyecto
País
Operador
2003
2002
%
%
(a)
50,00
50,00
50,00
50,00
(b)
100,00
100,00
Area Magallanes
Argentina
Sipetrol Argentina S.A.
Campamento Central
Cañadon Perdido
Argentina
Repsol – YPF
Pampa el Castillo
Argentina
Sipetrol Argentina S.A.
Caguán Río Ceibas
Colombia
Petrobras Internacional S.A. Braspetro
27,27
27,27
Dindal
Colombia
GHK Company Colombia
(c)
90,60
32,90
Río Seco
Colombia
GHK Company Colombia
(c)
90,60
32,90
b. Exploración
Porcentaje de participación Sipetrol
Proyecto
País
Operador
2003
2002
Cam 2A
Argentina
Sipetrol Argentina S.A.
Cam 3
Argentina
Sipetrol Argentina S.A.
50,00
50,00
Bseal – 3
Brasil
Sipetrol Brasil Ltda.
(a)
–
40,00
Bpot – 3
Brasil
Tecpetrol Do Brasil Ltda.
(a)
–
30,00
Bseal – 4
Brasil
Devon Energy Do Brasil Ltda.
(a)
–
30,00
Huila Norte
Colombia
Sipetrol S.A.
(b)
54,00
59,00
Altamizal
Colombia
Sipetrol S.A.
(c)
54,00
84,00
Acevedo
Colombia
Talizman
(d)
30,00
–
Doima
Colombia
Hocol S.A.
(e)
50,00
–
Tafura
Colombia
Braspetro
(f)
50,00
–
Bloque 21
Ecuador
Kerr Mc–Gee Ecuador Energy
Corporation
–
20,50
North Bahariya
Egipto
Sipetrol International S.A.
(g)
50,00
37,50
EL Diyur
Egipto
IPR Transoil Corporation
(h)
41,00
–
Bloque Mehr
Irán
OMV (Iran) Onshore Exploration GmgH
33,00
–
%
%
50,00
50,00
c. Oleoducto
Porcentaje de participación Sipetrol
Proyecto
132
País
Operador
2003
2002
%
%
Oleoducto Alto Magdalena
Colombia
Hocol S.A.
1,20
1,20
Oleoducto de Colombia
Colombia
Triton S.A.
1,00
–
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N OTA 3 4 :
IN VERSIO NE S EN A MERIC A L ATIN A
diferencia respecto del valor real del WTI se computó en una cuenta
de ajuste de precio con la refinería compradora que devengará
ENAP posee inversiones directas, en Argentina, e inversiones
una tasa anual Libor + 2 puntos u 8%, el que resulte mayor. Si la
indirectas en Argentina, Brasil, Colombia, Ecuador y Uruguay. La
cotización internacional del WTI resultare inferior a 28,50 USD/bbl,
situación de estas inversiones en cada país es la siguiente:
el productor continuará facturando a 28.50 USD/bbl; mecanismo
que permitirá ir compensando al saldo a favor generado por la
a) Inversiones en Argentina
situación inversa (WTI>28,50) hasta que se extinga dicho crédito.
Para las ventas efectuadas entre el 26/02/2003 y el 31/03/2003,
Los presentes estados financieros consolidados, incluyen la
de acuerdo con un convenio complementario, la diferencia respecto
filial Petro Servicio Corp. S.A. (Argentina), la cual posee activos
del valor real del precio WTI se computó en una cuenta de ajuste de
por M$ 2.498.455, y la filial indirecta Sipetrol Argentina S.A.,
precio solo hasta U$S 36 USD/bbl. El exceso sobre dicho valor fue
con activos e ingresos operacionales por M$ 226.066.499 y
resignado como una pérdida.
M$106.686.570, respectivamente. Asimismo, como se detalla
en la Nota 10, se incluyen inversiones en sociedades coligadas en
Este acuerdo con el límite de los 36 USD/bbl, continuó vigente
Argentina por M$ 22.988.956.
durante los meses de abril, mayo y junio de 2003. El volumen
vendido bajo convenio en este segundo trimestre fue de 37.161 m3.
La Ley 25.561 de Emergencia Pública y Reforma del Régimen
Cambiario, sancionada por el Congreso el 6 de enero de 2002
Asimismo, este mismo acuerdo, con el límite de los 36 USD/bbl, y
y disposiciones complementarias, establecen el abandono de la
devengando una tasa Libor + 2 puntos o 7%, el que resulte mayor,
convertibilidad del peso y el establecimiento de un tipo de cambio
continuó vigente durante los meses de julio, agosto y septiembre de
oficial y de un mercado libre de cambio.
2003. El volumen vendido bajo convenio en este tercer trimestre fue
de 58.704,51 m3.
Posteriormente, se emitieron diversas normas que introdujeron
modificaciones adicionales a la nueva normativa vigente, cuyos
Durante el cuarto trimestre el acuerdo continuó vigente bajo las
aspectos principales son la unificación del mercado de cambios
mismas condiciones, siendo el volumen vendido de 41.645,36 m3.
en un mercado libre, la pesificación de los depósitos en dólares de
todos los contratos privados y las tarifas de los servicios públicos,
El Decreto 2703/2002 establece que a partir de enero de 2003 las
la restricción a la libre disponibilidad de fondos depositados en
empresas petroleras deberán ingresar, como mínimo, el 30% de las
las instituciones financieras y la suspensión por dos años de la ley
divisas provenientes de la exportación de petróleo crudo, gozando de
de intangibilidad de los depósitos, la creación de un régimen de
la libre disponibilidad del porcentaje restante.
retenciones a la exportación de hidrocarburos por cinco años, la
creación de un registro de los contratos de exportación de petróleo,
El tipo de cambio utilizado al 31 de diciembre de 2003 para la filial
la creación de un convenio de suministro de estabilidad de gas oil, el
Argentina fue de 2,935 pesos por dólar estadounidense.
establecimiento de un impuesto del 4 por mil a toda la producción
de gas natural para consumo en el territorio nacional y la suspensión
El efecto de traducir los estados financieros de Sipetrol Argentina
de la aplicación de los artículos de la Ley de Sociedades Comerciales
S.A. al tipo de cambio señalado en el párrafo anterior, significó un
referidos a la disolución por pérdida del capital social o su reducción
cargo a resultados de M$ 807.862 por el ejercicio terminado al 31
obligatoria, respectivamente, hasta el 10 de diciembre de 2003. La
de diciembre de 2003, el cual se presenta formando parte de la
pérdida resultante de la aplicación del nuevo tipo de cambio sobre
diferencia de cambio en el Estado de Resultados.
la posición neta de activos y pasivos en moneda extranjera al 6 de
enero de 2002, es deducible en el impuesto a las ganancias a razón
b) Inversiones en Colombia
de un 20% anual durante los 5 ejercicios cerrados con posterioridad
a la fecha de vigencia de la ley.
Los estados financieros consolidados incluyen activos e ingresos
operacionales de la Sucursal Colombia por M$ 71.224.580 y
Durante el período enero – marzo 2003 estuvo vigente un acuerdo
M$ 22.389.463, respectivamente.
con los productores de petróleo crudo (Convenio de Estabilidad de
Precios) a pedido del Estado Nacional, de dejar en el mercado local,
El año 2003 presentó para Colombia una leve revaluación del peso,
un volumen equivalente al entregado en el último trimestre del año
pues la Tasa Representativa del Mercado (TRM) al 31 de diciembre
2002. Estos volúmenes se facturaron a un precio WTI de 28,50
de 2003 fue de COL$ 2.778,21 por US$ 1,00, frente a una TRM al
USD/bbl, independientemente del valor internacional del crudo. La
31 de diciembre del año 2002 de COL$ 2.864,79 por US$ 1.00, lo
que representa una revaluación del 3.02%.
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BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
El índice de inflación o índice de precios al consumidor (IPC) del
año 2003 fue de 6.5%. Este índice tendrá efecto en el incremento
salarial de los empleados de la compañía y seguramente, en el
incremento al valor de los contratos firmados y pagaderos en pesos
colombianos.
c) Inversiones en Ecuador
Los estados financieros consolidados incluyen activos e ingresos
operacionales de la sucursal Ecuador por M$ 10.251.273 y
M$ 9.856.785, respectivamente.
La tasa de inflación acumulada a diciembre alcanza un 6,10%. La
variación del producto a diciembre cerró en un 2,3% impulsado
principalmente por las exportaciones de petróleo.
d) Inversiones en otros países Latinoamericanos
Las inversiones en los otros países latinoamericanos no son
significativas.
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ANALISIS R A ZONAD O CONSOLIDAD O
1. BA L A N CE GENER A L
Los principales rubros de activos y pasivos al 31 de diciembre de 2003 y 2002 son los siguientes:
31/12/2003
31/12/2002
MM$
MM$
559.933
582.829
Activo Fijo Neto
811.060
820.165
Otros Activos
133.567
145.105
Total Activos
1.504.560
1.548.099
31/12/2003
31/12/2002
MM$
MM$
Activo Circulante
Pasivo Circulante
465.560
521.986
Pasivo Largo plazo
618.502
555.280
1.084.062
1.077.266
Total Pasivo Exigible
Interés minoritario
Patrimonio
Total Pasivos y Patrimonio
137
119
420.361
470.714
1.504.560
1.548.099
Los activos circulantes presentan una disminución de un 3,9%
Por su parte el rubro Otros Activos presenta una disminución debido
respecto del año anterior, que se reflejan principalmente en los
a los menores valores de las inversiones en empresas relacionadas en
rubros Deudores por Venta e Impuestos por recuperar. No obstante
el exterior, debido a la caída del tipo de cambio durante el 2003.
lo anterior, se produjo un aumento de la liquidez neta de $40.976
millones respecto del 2002, reflejándose en mayores saldos de las
El total de pasivos exigibles se muestra con $1.077.266 millones
cuentas Disponible, Depósitos a Plazo y Otros Activos Circulantes.
en el año 2002 y con guarismos de $1.084.062 millones en 2003.
Estos fondos fueron destinados al pago de proveedores en los
Dicho incremento se explica principalmente por el aumento de
primeros días del 2004.
$63.223 millones en los pasivos de largo plazo.
Los activos fijos presentan una leve disminución de un 1,1%.
Los pasivos circulantes muestran una disminución de un 10,8%
En esta baja influyó en forma significativa la disminución en la
pasando de $521.986 millones en diciembre del año 2002 a
valorización de las inversiones en el exterior de Sipetrol S.A.
$465.560 millones al 2003, debido entre otros a la caída del tipo de
ascendente a $32.452 millones. Este menor valor es el reflejo
cambio. La baja de los documentos por pagar del Pasivo Circulante,
de la desvalorización de la inversión producto de la caída del tipo
se debe a que éstos fueron refinanciados a través de un crédito
de cambio de dólar durante el 2003 y de ajustes a inversiones
sindicado de largo plazo, suscrito en el segundo semestre del 2003,
petroleras en el exterior. Estas disminuciones se vieron compensadas
por US$150 millones.
por el incremento de incorporaciones de activos fijos, tanto en
Refinerías como en Sipetrol.
Los pasivos de largo plazo experimentaron un aumento de un 11,4%
debido principalmente al incremento de las obligaciones con bancos
e instituciones financieras y a la disminución de los documentos por
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BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
pagar largo plazo, los cuales pasaron de $51.436 el año 2002 a
El Patrimonio de ENAP al cierre del 2003, presenta una disminución
$4.010 el año 2003. Cabe señalar que durante el 2003, la Empresa
respecto del año anterior de un 10,7%, pasando de $470.714
obtuvo dos créditos de largo plazo uno por US$ 150 millones
millones, a $420.361 millones en el 2003. Esta baja se explica
suscrito por ENAP y otro por US$ 125 millones suscrito por Sipetrol
principalmente por la disminución en Otras reservas, por el efecto
Argentina S.A.
del ajuste de conversión de acuerdo con lo establecido en el Boletín
Técnico Nº 64 del Colegio de Contadores de Chile A.G.; el cual
Lo anterior explica también la nueva estructura de pasivos de ENAP,
refleja en el Patrimonio la disminución de la inversión en el exterior
donde los pasivos de largo plazo representan un 57,1% y los pasivos
motivado por la baja del dólar respecto del peso chileno durante el
circulantes un 42,9%; en el 2002 51,5% y 48,5% respectivamente.
2003.
IND I C A D O RE S D E LIQ UID E Z , END EUDA MIEN T O Y AC TIVIDA D
Los principales indicadores financieros del balance consolidado relativos a liquidez y endeudamiento son los siguientes:
31/12/2003
31/12/2002
Liquidez corriente
1,20
1,12
Razón ácida (1)
0,70
0,65
Deuda Corto Plazo/Deuda Total (%)
42,9%
48,5%
Deuda Largo Plazo/Deuda Total (%)
57,1%
51,5%
Razón de endeudamiento
2,58
2,29
Cobertura gastos financieros
6,70
4,64
1.504.560
1.548.099
LIQUIDEZ
ENDEUDAMIENTO
ACTIVIDAD
Total Activos (MM$)
Rotación de inventarios (veces)
Permanencia de Inventarios (días)
(1)
9,10
8,29
39,54
43,42
Corresponde al total de activos circulantes, menos las existencias y menos los gastos pagados por anticipado,
dividido por el pasivo circulante.
Liquidez
El índice de liquidez aumentó de 1,12 veces al 31 de diciembre de 2002 a 1,20 veces en diciembre de 2003. La mejor razón de liquidez
refleja principalmente la mayor disminución de los pasivos circulantes respectos de los activos circulantes.
Endeudamiento
La razón de endeudamiento fue de 2,58 en diciembre de 2003, relación que es superior al 2,29 de diciembre de 2002. Este incremento en el
índice se debe principalmente a la disminución del patrimonio, ya que el incremento de los Pasivos Exigibles fue de sólo $6.796 millones.
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2. E S TA D O C O NS O LIDA D O D E RE SULTA D O S
Resultado Operacional
31/12/2003
31/12/2002
MM$
MM$
129.616
177.168
Gastos financieros
34.340
29.986
Resultado no Operacional
67.037
(69.867)
R.A.I.I.D.A.I.
317.702
230.915
Utilidad después del 16,5% de impuestos
161.775
95.499
87.858
59.452
Utilidad después de impuestos
Rentabilidad
%
%
Rentabilidad del patrimonio promedio
19,72%
12,79%
Rentabilidad del patrimonio promedio después del 16,5%
36,31%
20,54%
Rentabilidad del activo promedio
Rentabilidad de activos operacionales*
5,76%
4,13%
10,36%
14,60%
* Activos operacionales = Activos totales - otros activos fijos - otros activos circulantes - impuestos diferidos - depósitos a plazo.
Resultado Operacional
Resultado No Operacional
El resultado operacional al 31 de diciembre de 2003 mostró una
El resultado no operacional fue el que sufrió una mayor variación,
disminución en términos monetarios de $47.552 millones, pasando
ya que pasó de una pérdida de $69.867 millones en diciembre de
de $177.168 millones al 31 de diciembre de 2002 a los $129.616
2002 a una utilidad de $67.037 millones en igual período del año
millones de diciembre de 2003. El efecto conjunto del aumento
2003.
de las partidas de ingresos y costos de explotación significó una
disminución en el margen de explotación de un 20,3%. Esta baja
Este mayor resultado no operacional se explica principalmente por
en el margen se explica principalmente por la volatilidad del precio
la importante utilidad generada por diferencia de cambio registrada
de paridad internacional de los combustibles y a la baja del tipo de
a diciembre de 2003, que alcanzó a los $114.118 millones mientras
cambio durante el año 2003. También aportó a esta baja, el ajuste
que a diciembre de 2002 ésta registraba una pérdida de $58.003
efectuado durante el ejercicio a los valores de inversiones petroleras
millones. Esta utilidad se generó por la revaluación del peso respecto
en el exterior.
del dólar estadounidense de un 17,4% durante el 2003. Al cierre
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de diciembre 2003 el tipo de cambio fue de $593,80 y a diciembre
2002 éste ascendió a $718,61. La utilidad generada por este
3. D IF EREN CIA ENT RE VA LO RE S EC O N O MI C O S
Y D E LIBRO S D E LO S AC TIVO S
concepto se debe a la mayor posición de pasivos contratados en
dólares respecto de los activos de la misma moneda.
Al 31 de diciembre de 2003, no se aprecian diferencias
significativas entre los valores económicos y de libros de los
Por su parte los gastos financieros registraron un incremento de un
principales activos de la Empresa. Sin embargo es importante
14,5% ($4.354 millones), debido principalmente a la mayor tasa de
destacar que de acuerdo con las normas de la Superintendencia de
interés relativa del endeudamiento a tasa fija a través de la emisión
Valores y Seguros, las inversiones en empresas filiales y coligadas, se
de bonos.
valorizan según el método de valor proporcional del patrimonio de las
respectivas empresas.
Utilidad del período
La utilidad del período después de impuesto a la renta de primera
4. SIT UACI O N D E MERC A D O
categoría (16,5% en diciembre de 2003 y 16% en diciembre de
2002) alcanzó a los $161.775 millones al 31 de diciembre de 2003,
El precio del crudo marcador WTI (West Texas Intermediate) tuvo
cifra que es un 69,4% superior a los $95.499 millones registrados a
una tendencia creciente durante el primer trimestre del año 2003,
igual período de 2002.
desde 31,0 US$/bbl hasta 37.8 US$/bbl, como resultado del inicio
de las tensiones bélicas en Irak. Posteriormente el precio se ubicó
La utilidad neta final fue de $87.858 millones, mientras que a igual
bajo los 28 US$/bbl fluctuando el resto del año entre un mínimo
período del año 2002 fue de $59.452 millones, lo que representa
de 25,2 US$/bbl a un máximo de 33,7 US$/bbl, para finalizar el
un incremento de un 47,8% en el período.
año en 32,6 US$/bbl. El promedio anual fue 31,1 US$/bbl, 18,7%
superior al promedio del año 2002 que alcanzó a 26,2 US$/bbl.
5. F LUJ O S D E EFEC TIVO
Los principales componentes del flujo neto de efectivo originado en cada ejercicio, son los siguientes:
Flujo neto originado por actividad de la operación
Flujo neto originado por actividades de financiamiento
Flujo neto originado por actividades de inversión
Flujo neto del período
31/12/2003
31/12/2002
MM$
MM$
176.578
128.208
33.397
(30.776)
(155.846)
(123.358)
54.129
(25.926)
El mayor flujo originado por actividades de la operación por $48.370 millones, se explica principalmente por el incremento en recaudación de
deudores por venta neto de pagos a proveedores, y a los flujos netos generados por conceptos de pagos y devoluciones de impuestos a la renta.
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6 : A N A LISIS D E RIE S G O D E MERC A D O
ENAP participa en la exploración y producción de hidrocarburos
En términos de riesgo de tasa de interés, la empresa mantiene
y en las siguientes etapas de la cadena productiva, refinación,
un mix de deuda financiera en tasa fija (principalmente bonos de
transporte, almacenamiento y comercialización de los productos
largo plazo), y tasa variable (principalmente créditos bilaterales
derivados del petróleo. De estas actividades, una parte substancial
y sindicados), que al 31 de diciembre del año 2003 es de
de las operaciones corresponde a la refinación y comercialización
aproximadamente 81% / 19% fijo/variable. Esta relación incrementó
de sus productos en Chile, liderando el abastecimiento del mercado
el porcentaje de tasa fija comparado con igual fecha del año
nacional con una participación de aproximadamente 86%,
anterior.
abriéndose paso en los últimos años a la exportación de estos
productos, principalmente a países de América Latina.
Asimismo, ENAP mantiene una posición en instrumentos derivados
tanto en Cross Currency Swap correspondiente una parte
El abastecimiento del petróleo crudo para sus refinerías lo
significativa de la emisión del Bono en el mercado nacional en el
obtiene mayoritariamente desde Argentina, siendo sus principales
mes de Octubre del 2002, para llevar su denominación de UF a
proveedores Chevron-San Jorge y Repsol-YPF. No obstante lo
dólares de los Estados Unidos, como operaciones de Swap para fijar
anterior, ENAP accede regularmente a mercados alternativos
la tasa de interés de una parte significativa de los créditos sindicados
de suministro de petróleo crudo y productos, situación que le
denominados en dólares de Estados Unidos. La empresa no participa
permite asegurar el abastecimiento y los compromisos comerciales
de operaciones de futuros ni en otros mercados de cobertura
convenientemente.
financiera para los riesgos de precio de commodities.
El riesgo relevante para el negocio está esencialmente en el margen
de refinación, debiendo enfrentar la empresa las fluctuaciones
de precio en los mercados internacionales de crudo y los
productos. Por lo anterior, las refinerías han continuado ajustando
favorablemente 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
para mitigar en parte, la exposición en nuestro ingresos por la
rebaja arancelaría con la entrada en vigencia del Tratado de Libre
Comercio entre Chile y Estados Unidos.
Por otra parte, si bien la empresa ha efectuado inversiones en
exploración y producción de petróleo en países con mayor grado de
riesgo-país que el chileno, lo que puede afectar individualmente
a alguna filial extranjera, se están realizando las acciones para
incrementar la diversificación de inversiones en el exterior con el
objeto de reducir el riesgo global de ENAP.
La exposición a las variaciones en el tipo de cambio, resultado
de tener parte importante de los ingresos denominados en pesos
chilenos y sus pasivos en dólares, se ha visto significativamente
disminuida por la política de precios basada en la paridad de
importación 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.
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HECHOS RELE VANTES
Cierre operación compra activos petrolíferos en Colombia
Nombramiento Gerente de Finanzas Corporativo
Con fecha 21 de febrero de 2003, la Sociedad Internacional
Mediante contrato de trabajo suscrito con fecha 12 de marzo de
Petrolera S.A., filial de la Empresa Nacional del Petróleo, efectuó
2003, la Empresa Nacional del Petróleo ha incorporado como
el cierre de la operación de compra de los activos petrolíferos
Gerente de Finanzas Corporativo al Economista de la Universidad
en Colombia denominados Campos Guaduas, Bloques Dindal y
Católica de Chile, don David Jana Bitrán.
Río Seco. Dichos activos pertenecían a las empresas Seven Seas
Petroleum Colombia Inc., GHK Company Colombia y Petrolinson
S.A..
Reemplazo del Vicepresidente del Directorio y del Fiscal Corporativo
En virtud de esta operación, se transfirieron los derechos que los
Con motivo del reemplazo del Vicepresidente Ejecutivo de la
vendedores poseían en el Contrato de Asociación Dindal, Contrato
Corporación de Fomento de la Producción (CORFO), quien por
de Asociación Río Seco, Oleoducto Guaduas-La Dorada y todos
derecho propio ocupa el cargo de Vicepresidente del Directorio de
los derechos y participaciones de los vendedores en activos y
la Empresa Nacional del Petróleo, de acuerdo al artículo 3 de la
propiedades relacionadas con los contratos de asociación ya
Ley 9.618, y con fecha 14 de marzo de 2003, dejó de pertenecer
indicados, incluyendo de manera referencial, la operación de los
al Directorio de la Empresa don Gonzalo Rivas Gómez y pasó a
bloques, pozos, producción, equipos, bienes inmuebles y muebles,
ejercer dicha calidad su sucesor en CORFO, don Oscar Landerretche
etc.. La filial Sipetrol S.A. posee, después de esta operación, un
Gacitúa.
90,06% de los derechos de explotación del Campo Guaduas, y de los
Bloques Dindal y Río Seco.
A contar del día 1º de abril de 2003, asumió en propiedad el cargo
de Fiscal Corporativo de la Empresa Nacional del Petróleo don Alvaro
El precio base de la transferencia es de US$20 millones.
Araya Ibáñez, abogado de la Universidad de Chile, quien desde el
día 1º de diciembre de 2002 había ejercido dicho cargo en calidad
Las reservas probadas de dichos activos ascienden a 17,88 millones
de interino.
de barriles de crudo.
Nombramiento nuevo Director de ENAP
Aprobación presupuesto de caja año 2003
Mediante carta de fecha 7 de julio de 2003, la Corporación de
Mediante Oficio Exento Nº829 del Ministerio de Hacieda de fecha 31
Fomento de la Producción (CORFO), institución que de acuerdo a
de Diciembre de 2002 se aprobó el Presupuesto de Caja para el año
la Ley 9.618 orgánica de la Empresa Nacional del Petróleo nombra
2003 de la Empresa Nacional del Petróleo, en el cual se incluyen
a 3 miembros del Directorio de ENAP, por lo cual, en Sesión 353
$199.260 millones por concepto de Inversión Real, esto es, el monto
del Consejo de CORFO, efectuada el día 3 de julio de 2003, ha
autorizado a invertir en nuestros proyectos durante el año 2003.
designado a don Vicente Sánchez Cuesta, en el cargo de Director de
ENAP, en reemplazo del renunciado don Jaime Tohá González.
En mérito de lo anterior, a contar de la fecha indicada, don Vicente
Sánchez Cuesta se ha incorporado al Directorio de ENAP.
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Cierre negociación con el Grupo Sigdo Koppers
Con fecha 7 de agosto de 2003, la Empresa Nacional del Petróleo y
A continuación se detalla la composición final del grupo de bancos y
Petrox S.A. Refinería de Petróleo han completado las negociaciones
su participación en la transacción:
con el Grupo Sigdo Koppers para el financiamiento, construcción
y operación de una nueva Planta de Hidrógeno en Petrox S.A.
- Bank of Tokyo - Mitsubishi
Lead Arranger
Refinería de Petróleo, en Talcahuano, proyecto que representa una
- Citibank
Lead Arranger
inversión total de aproximadamente US$32.000.000. La sociedad
- Santander
Lead Arranger
del proyecto será una Sociedad Anónima que se ha denominado
- BBVA
Arranger
“Compañía de Hidrógeno del Bio Bio (“CHBB”). ENAP y Petrox
- BNP Paribas
Arranger
S.A. participarán con un 5% cada uno en el capital de la empresa,
- Säo Paolo IMI
Arranger
siendo el 90% restante propiedad del grupo Sigdo Koppers. La
- HSBC
Lead Manager
incorporación de ENAP y Petrox S.A. a la sociedad se producirá una
- ING
Lead Manager
vez que la referida planta esté construida y entre en operaciones. El
- Royal Bank of Canada
Lead Manager
aporte de capital de ENAP/Petrox será de un millón de dólares.
- Mizuho
Lead Manager
- Wachovia
Lead Manager
Se estima que la planta, cuya construcción comenzará de inmediato,
- Scotiabank
Lead Manager
comenzará a operar a partir de diciembre del año 2004. Esta
- Credit Lyonnais
Participant
planta será construida por el consorcio formado por Technip de USA
- Société Générale
Participant
(además el licenciador de la tecnología) y Sigdo Koppers Ingeniería y
Construcción.
Descubrimiento de reservas de petróleo en el bloque North Bahariya
Todo el hidrógeno producido por CHBB será ocupado por Petrox
en Egipto
S.A. en sus instalaciones. De esta manera, existirá un Contrato
de Servicios de Procesamiento entre la Compañía de Hidrógeno de
Con fecha 7 de octubre de 2003, ha acaecido un hecho de carácter
Talcahuano y Petrox S.A. por un período de 15 años de operación
esencial para la Empresa Nacional del Petróleo, consistente en
extendible hasta por un año adicional en los casos que en el propio
la realización de un descubrimiento de reservas de petróleo en el
contrato se especifican. Después de este período, Petrox adquirirá
bloque North Bahariya en Egipto, efectuado por la filial internacional
la planta a su valor residual. ENAP garantizará las obligaciones de
de ENAP, Sipetrol S.A.
Petrox bajo el Contrato de Servicios de Procesamiento.
En efecto, las evaluaciones técnicas que Sipetrol S.A. ha realizado
El financiamiento del proyecto corresponde a aportes de capital de los
en el pozo exploratorio Ganna 1, han arrojado resultados positivos.
socios (30% de la inversión total) y a un crédito a 14 años del Banco
El pozo ha demostrado la existencia de petróleo entre 36 y 39
Societé Generalé de Francia (70%).
grados API, en tres horizontes probados con producciones estimadas
entre 200, 400 y 800 barriles por día respectivamente, desde
Suscripción contrato de crédito sindicado en el mercado internacional
reservorios de conocida productividad.
Con fecha 29 de agosto de 2003, la Empresa Nacional del Petróleo
El Bloque North Bahariya se encuentra ubicado en la Cuenca
(ENAP), suscribió un contrato de crédito sindicado por MMUS$150
del Western Desert en Egipto y está siendo explorado por el
en el mercado internacional.
consorcio formado por Sipetrol S.A. que es el operador y tiene una
participación de 50%, la empresa estadounidense IPR, que posee
El referido préstamo, cuyo desembolso se espera se produzca en
un 30%, y la compañía croata INA con un 20% de participación.
los próximos días y está sujeto al cumplimiento de determinadas
condiciones formales, está pactado a 5 años plazo, con una tasa de
interés de Libo + 0,50% al año.
Con estos recursos, la Empresa refinanciará pasivos de corto plazo.
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Complementa comunicado hecho esencial
En relación a la comunicación del hecho esencial de fecha 7 de
Finalmente, los accionistas de Refinería de Petróleo Concón S.A.
octubre pasado, relacionada con el descubrimiento de reservas de
y Petrox S.A. Refinería de Petróleo, esto es, Empresa Nacional del
petróleo en el bloque North Bahariya en Egipto, efectuado por la
Petróleo y Corporación de Fomento de la Producción, se encuentran
filial internacional de ENAP, Sipetrol S.A. se aclara y complementa
obteniendo las autorizaciones de rigor, efectuando las notificaciones
lo siguiente:
respectivas y desarrollando las actuaciones correspondientes para
llevar a efecto las respectivas juntas de accionistas que permitan
1.- Las evaluaciones técnicas efectuadas en el pozo exploratorio
materializar la fusión antes señalada, la que se espera quede
Ganna 1, perteneciente al bloque mencionado, han demostrado la
perfeccionada, según ya se indicó, el día 1º de enero de 2004.
existencia de petróleo entre 36 y 39 grados API, en tres horizontes
probados con producciones estimadas entre 200, 400 y 600 barriles
por día respectivamente. En la comunicación efectuada el día 7 del
Préstamo sindicado
presente, se incurrió en un error tipográfico, toda vez que se indicó
que las producciones estimadas eran 200, 400 y 800 barriles por
El lunes 15 de diciembre de 2003, Sipetrol Argentina S.A., filial
día respectivamente.
de Sipetrol S.A., a su vez empresa filial de Empresa Nacional del
Petróleo (ENAP), firmó junto a un grupo de bancos internacionales
2.- ENAP aún se encuentra evaluando el volumen total de las
un préstamo sindicado por MMU$125 a cinco años plazo, a una tasa
reservas descubiertas y delimitando la calidad de los reservorios.
de Libo + 0,75% al año. JPMorgan actúo como Lead Arranger de la
En los próximos meses se concluirán los estudios técnicos que
operación. Sipetrol Argentina S.A. usará los recursos exclusivamente
permitirán una estimación más precisa al respecto.
para refinanciar una deuda existente de más corto plazo, siendo
MMU$47 para pagar una deuda con el Royal Bank of Canada y el
3.- En virtud de lo anterior, y como es un estándar de la industria
resto para pagar deuda a Sipetrol S.A. y ENAP. ENAP a su vez usará
en este tipo de operaciones, los efectos económicos y financieros de
los recursos para financiar sus necesidades de caja e inversión. La
este hallazgo no son todavía cuantificables con precisión.
nueva deuda será servida principalmente por flujos de exportación
originados por Sipetrol Argentina S.A.. Para dar soporte a la
transacción, ENAP otorgó una garantía contingente que consiste
Fusión de las Sociedades Refinería de Petróleo Concón S.A. y Petrox
en cubrir una eventual diferencia que se produzca entre el valor de
S.A. Refinería de Petróleo
las exportaciones canalizadas por Sipetrol Argentina para cubrir su
obligación con los bancos y la obligación misma.
En sesión de Directorio de la Empresa Nacional del Petróleo
celebrada con fecha 27 de noviembre de 2003, se acordó aprobar la
fusión de las sociedades Refinería de Petróleo Concón S.A. y Petrox
Tratado de Libre Comercio (TLC) suscrito entre Chile y los Estados
S.A. Refinería de Petróleo, en las que ENAP es principal accionista.
Unidos de América
La fusión se efectuará mediante la incorporación de Refinería de
Petróleo Concón S.A. a Petrox S.A. Refinería de Petróleo, sociedad
En el Diario Oficial del día 31 de diciembre de 2003, ha sido
esta última que absorberá y se hará cargo de todo el activo y pasivo
publicado el Decreto Supremo Nº312 de 1 de diciembre de 2003,
de la primera, con efecto al 1º de enero de 2004 y será, para todos
del Ministerio de Relaciones Exteriores, promulgatorio del Tratado
los efectos legales, la continuadora legal de Refinería Concón S.A.
de Libre Comercio (TLC) suscrito entre Chile y los Estados Unidos
de América, el que comenzará a regir a contar del día 1º de enero de
En la misma sesión de Directorio, se acordó concurrir, entre otras
2004.
modificaciones que se propondrán a los estatutos de la sociedad
absorbente, a la aprobación del cambio de la razón social de Petrox
Como es de conocimiento público, la entrada en vigencia de dicho
S.A. Refinería de Petróleo por la de «ENAP Refinerías S.A.» y al
tratado implicará que, entre otros bienes, los hidrocarburos y
acuerdo de someter voluntariamente dicha sociedad anónima cerrada
productos derivados del mismo, que sean importados de los Estados
a las normas que rigen a las sociedades anónimas abiertas, de
Unidos de América, no estarán afectos a arancel aduanero alguno.
conformidad con lo dispuesto en el inciso tercero del artículo 2 de la
Ley 18.046 sobre Sociedades Anónimas.
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Dado que el mercado más competitivo que enfrenta la Empresa
Clasificación de riesgo de deuda en moneda extranjera
Nacional del Petróleo en el mercado mayorista para abastecer la
demanda nacional de combustibles consiste principalmente en
Con fecha 14 de enero de 2004, la clasificadora de riesgos
el mercado internacional de productos de las refinerías del Golfo
internacional Standard & Poor’s ha subido la clasificación de riesgo
de México (USA), mercado al que pueden acudir libremente las
de deuda en moneda extranjera de la Empresa Nacional del Petróleo
empresas distribuidoras que operan en Chile, la rebaja de aranceles
(ENAP) a «A» desde «A-».
mencionada reducirá los márgenes de comercialización de la
Empresa.
Este incremento es consistente con el aumento en la clasificación
de riesgo país de la República de Chile, también anunciado en
Cabe indicar que la reducción referida, asociada a la sazón eventual
esta misma fecha. Además, Standard & Poor’s ha señalado que
promulgación del TLC, ha sido debidamente informada al mercado
este nuevo rating refleja adecuadamente la calidad crediticia de la
de valores chileno y de los Estados Unidos de América en los
Empresa.
respectivos procesos de emisión de bonos efectuados por la Empresa
durante el año 2002.
Presupuesto de caja para el año 2004
Mediante Decreto Exento Nº762 del Ministerio de Hacienda de
fecha 31 de diciembre de 2003, se aprueba el Presupuesto de Caja
para el año 2004 de la Empresa Nacional del Petróleo, en el que se
incluyen $198.858 millones por concepto de Inversión Real, esto
es, el monto autorizado a invertir en nuestros proyectos durante el
presente año.
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BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES
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BAL ANCE Y ESTAD OS
FINANCIEROS INDIVIDUALES
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CONTENID O
INFORME DE LOS AUDITORES INDEPENDIENTES __________________ 148
CERTIFICADO DE INSPECTORES DE CUENTAS CORFO ______________ 149
BALANCE GENERAL INDIVIDUAL _________________________________ 150
ESTADO DE RESULTADOS INDIVIDUAL ____________________________ 152
ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO INDIVIDUAL ______________________ 153
NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES ______________ 155
ANALISIS RAZONADO DE ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUAL ______ 188
$
P e s o s chil e n o s
M$
Mil e s d e p e s o s chil e n o s
UF
Unid a d e s d e f o m e n t o
€
US $
MUS $
Eu r o
D ó la r e s e s t a d o unid e n s e s
Mile s d e d ó la r e s e s t a d o unid ens e s
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BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES
INFORME DE LOS AUDITO RES INDEPENDIENTES
Santiago, 12 de febrero de 2004
Señores Presidente y Directores
Empre s a Na cional del Petróle o
Hemos efectuado una auditoría al balance general de Empresa Nacional del Petróleo al 31 de diciembre
de 2003 y a los correspondientes estados de resultados y de flujos de efectivo por el año terminado en
esa fecha. La preparación de dichos 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 financieros, con base en la auditoría que efectuamos. Los estados
financieros de Empresa Nacional del Petróleo por el año terminado al 31 de diciembre de 2002 fueron
auditados por otros auditores, quienes emitieron una opinión sin salvedades sobre los mismos en su informe
de fecha 5 de febrero de 2003.
Nuestra auditoría fue efectuada 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 exámen, a base de pruebas, de evidencias que respaldan los importes y las informaciones
revelados en los estados financieros. Una auditoría comprende, también, una evaluación de los principios
de contabilidad utilizados y de las estimaciones significativas hechas por la administración de la Empresa,
así como una evaluación de la presentación general de los estados financieros. Consideramos que nuestra
auditoría constituye 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 criterios descritos en Nota 2, antes de proceder a la consolidación, línea a línea, de los estados financieros de las filiales detalladas en Nota 9. En consecuencia,
para su adecuada 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 estados financieros individuales al 31 de diciembre de 2003 presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación financiera de Empresa Nacional del Petróleo al 31
de diciembre de 2003, los resultados de sus operaciones y los flujos de efectivo por el año terminado en
esa fecha, de acuerdo con los criterios descritos en Nota 2.
Renzo Corona Spedaliere
RUT: 6.373.028–9
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BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES
EMPRESA NACIONAL DEL PETROLEO
BAL ANCE GENER AL INDIVIDUAL
Al 31 de diciembre de
ACTIVOS
2003
2002
M$
M$
ACTIVO CIRCULANTE
Disponible
2.147.553
559.281
Depósitos a plazo
20.538.049
2.823.325
Deudores por ventas
15.568.698
24.962.994
8.424.775
7.151.454
Documentos y cuentas por cobrar a empresas relacionadas
287.190.429
325.411.532
Existencias
109.166.817
93.865.538
21.610.956
52.174.099
759.614
1.248.873
10.531.239
2.429.152
Deudores varios
Impuestos por recuperar
Gastos pagados por anticipado
Impuestos diferidos
Otros activos circulantes
Total activo circulante
26.136.796
1.901.001
502.074.926
512.527.249
ACTIVO FIJO
Terrenos
1.148.484
1.265.550
1.192.148.418
1.173.491.815
Maquinarias y equipos
19.992.966
17.926.455
Otros activos fijos
22.282.084
21.177.298
(1.067.050.896)
(1.053.506.217)
168.521.056
160.354.901
546.330.175
569.532.938
Construcciones y obras de infraestructura
Menos: Depreciación acumulada
Total activo fi jo
ACTIVO ACTIVOS
Inversiones en empresas relacionadas
Inversiones en otras sociedades
Deudores a largo plazo
Documentos y cuentas por cobrar
a empresas relacionadas largo plazo
Impuestos diferidos
12.378
4.351.115
38.145.977
112.623.120
–
4.797.495
12.075.875
10.933.763
Total otros activos
600.531.332
702.250.809
TOTAL ACTIVOS
1.271.127.314
1.375.132.959
Otros
150
12.378
3.966.927
M E M O R I A
A N U A L
2 0 0 3
G R U P O
D E
E M P R E S A S
E N A P
Al 31 de diciembre de
PASIVOS Y PATRIMONIO
2003
2002
M$
M$
PASIVO CIRCULANTE
Obligaciones con bancos e instituciones financieras
largo plazo – porción corto plazo
Obligaciones con el público – porción corto plazo (bonos)
Obligaciones largo plazo con vencimiento dentro de un año
30.725.618
21.492.054
2.031.143
2.353.833
242.308
300.999
Cuentas por pagar
141.823.027
131.571.645
Documentos por pagar
152.106.586
217.119.232
Acreedores varios
1.549.605
1.793.484
Documentos y cuentas por pagar a empresas relacionadas
9.543.780
15.925.464
18.127.058
11.431.411
2.144.801
–
Retenciones
828.926
1.780.021
Otros pasivos circulantes
156.640
23.251
359.279.492
403.791.394
Provisiones
Ingresos percibidos por adelantado
Total pasivo circulante
PASIVO A LARGO PLAZO
Obligaciones con bancos e instituciones financieras
137.599.573
95.487.915
Obligaciones con el público largo plazo (bonos)
227.192.000
265.443.443
Documentos por pagar largo plazo
4.009.958
51.436.597
Acreedores varios largo plazo
8.687.913
9.166.153
Documentos y cuentas por pagar a empresas relacionadas
Provisiones largo plazo
Impuestos diferidos a largo plazo
3.112.591
–
107.608.348
77.909.444
3.274.341
–
Otros pasivos a largo plazo
2.363
1.183.878
Total pasivos a largo plazo
491.487.087
500.627.430
Capital pagado
409.545.545
409.545.545
Otras reservas
(17.748.853)
25.161.534
PATRIMONIO
Utilidades acumuladas
27.482.141
27.373.947
Utilidad del ejercicio
87.858.462
59.451.515
Traspaso de utilidades al Fisco
(86.776.560)
(50.818.406)
Total patrimonio
420.360.735
470.714.135
1.271.127.314
1.375.132.959
TOTAL PASIVOS Y PATRIMONIO
M E M O R I A
A N U A L
2 0 0 3
G R U P O
D E
E M P R E S A S
E N A P
151
BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES
EMPRESA NACIONAL DEL PETROLEO
ESTAD O DE RESULTAD OS INDIVIDUAL
Por el ejercicio terminado al 31 de diciembre de
2003
2002
M$
M$
RESULTADO OPERACIONAL
Ingresos de explotación
Costos de explotación
Margen de explotación
Gastos de administración y ventas
Resultado de explotación
1.893.539.113
1.524.826.341
(1.845.128.753)
(1.469.512.406)
48.410.360
55.313.935
(22.334.880)
(19.935.108)
26.075.480
35.378.827
RESULTADO FUERA DE EXPLOTACION
Ingresos financieros
Utilidad devengada por inversión en empresas relacionadas
Otros ingresos fuera de la explotación
Pérdida devengada por inversión en empresas relacionadas
9.973.799
14.778.466
130.317.580
106.569.566
3.611.238
2.112.679
(2.637.826)
(5.205.272)
Gastos financieros
(29.669.706)
(28.582.055)
Otros egresos fuera de la explotación
(22.384.575)
(3.030.298)
Corrección monetaria
900.338
2.703.075
52.143.323
(29.706.611)
Resultado no operacional
142.254.171
59.639.550
Resultado antes de impuesto a la renta
168.329.651
95.018.377
Impuesto a la renta
(80.471.189)
(35.566.862)
87.858.462
59.451.515
Diferencias de cambio
UTILIDAD DEL EJERCICIO
L a s N o t a s a djun t a s 1 a 31 f o r m a n p a r te inte g r al d e e s to s e s t a d o s finan cie r o s .
152
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2 0 0 3
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EMPRESA NACIONAL DEL PETROLEO
ESTAD O DE FLUJO DE EFECTIVO INDIVIDUAL
Por el ejercicio terminado al 31 de diciembre de
2003
2002
M$
M$
FLUJO NETO ORIGINADO POR ACTIVIDADES DE LA OPERACION
Recaudación de deudores por venta
2.306.674.851
Ingresos financieros percibidos
Dividendos y otros repartos percibidos
Otros ingresos percibidos
Pago a proveedores y personal
1.779.787.606
9.713.972
7.322.995
78.649.691
65.164.796
599.152
1.378.644
(2.227.234.022)
(1.684.742.048)
Intereses pagados
(30.941.430)
(21.174.684)
Impuesto a la renta pagado
(30.026.368)
(86.832.528)
Otros gastos pagados
(590.284)
(994.145)
Impuesto al Valor Agregado y otros similares pagados
(9.166.268)
(14.288.618)
Total flujo neto originado por actividades de la operación
97.679.294
45.622.018
FLUJO NETO ORIGINADO POR ACTIVIDADES DE FINANCIAMIENTO
Obtención de préstamos
103.791.050
115.787.612
–
256.812.937
339.365
–
Obligaciones con el público
Otras fuentes de financiamiento
Pago de dividendos
(95.491.000)
(52.512.903)
Pago de préstamos
(23.118.186)
(347.312.752)
Pago de gastos por emisión y colocación de obligaciones con el público
Total flujo neto originado por actividades de financiamiento
(162.507)
(5.690.062)
(14.641.278)
(32.915.168)
5.640.180
314.383
FLUJO NETO ORIGINADO POR ACTIVIDADES DE INVERSION
Ventas de activo fijo
Otros ingresos de inversión
Incorporación de activos fijos
Inversiones permanentes
Otros préstamos a empresas relacionadas
Otros desembolsos de inversión
–
519.636
(29.914.422)
(23.438.811)
(3.643.386)
(4.902.838)
(498.843)
(533.633)
(1.333.020)
–
(29.749.491)
(28.041.263)
FLUJO NETO TOTAL DEL PERIODO
53.288.525
(15.334.413)
EFECTO DE LA INFLACION SOBRE EL EFECTIVO Y EFECTIVO EQUIVALENTE
(9.982.342)
(3.094.256)
VARIACION NETA DEL EFECTIVO Y EFECTIVO EQUIVALENTE
43.306.183
(18.428.669)
3.382.606
21.811.275
46.688.789
3.382.606
Total flujo neto originado por actividades de inversión
SALDO INICIAL DEL EFECTIVO Y EFECTIVO EQUIVALENTE
SALDO FINAL DEL EFECTIVO Y EFECTIVO EQUIVALENTE
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153
BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES
CONCILIACION ENTRE EL FLUJO NETO
ORIGINAD O POR ACTIVIDADES DE L A OPER ACION
Y EL RESULTAD O DEL E JERCICIO
Por el ejercicio terminado al 31 de diciembre de
2003
2002
M$
M$
UTILIDAD DEL EJERCICIO
87.858.462
59.451.515
RESULTADO EN VENTA DE ACTIVOS
(2.403.037)
(786.837)
Utilidad en venta de activo fijo
(2.403.037)
(314.383)
–
(472.454)
(144.427.882)
(62.762.264)
13.194.192
12.879.147
Utilidad en venta de otros activos
CARGO (ABONOS) A RESULTADOS QUE NO REPRESENTAN FLUJO DE EFECTIVOS
Depreciación del ejercicio
Castigos y provisiones
1.540.088
1.577.940
Utilidad devengada en inversiones en empresas relacionadas
(130.317.580)
(106.569.566)
Pérdida devengada en inversiones en empresas relacionadas
2.637.826
5.205.272
Corrección monetaria neta
(900.338)
(2.703.075)
Diferencia de cambio neta
(52.143.323)
29.706.611
Otros abonos a resultado que no representan flujo de efectivo
(1.138.994)
(5.574.851)
Otros cargos a resultado que no representan flujo de efectivo
22.700.247
2.716.258
130.306.242
27.741.810
VARIACION DE PASIVOS QUE AFECTAN AL FLUJO DE EFECTIVOS
AUMENTOS (DISMINUCIONES):
Deudores por ventas
Existencias
Otros activos
68.805.429
37.846.672
(13.958.830)
(21.466.541)
75.459.643
11.361.679
VARIACION DE PASIVOS QUE AFECTAN AL FLUJO DE EFECTIVOS
AUMENTOS (DISMINUCIONES):
26.345.509
21.977.794
Cuentas por pagar relacionadas con el resultado de la operación
(19.376.982)
24.384.141
14.034.597
4.497.847
Intereses por pagar
Impuesto a la renta por pagar (neto)
Otras cuentas por pagar relacionadas con el resultado fuera de la explotación
FLUJO NETO ORIGINADO POR ACTIVIDADES DE LA OPERACION
46.245.187
(2.070.028)
(14.557.293)
(4.834.166)
97.679.294
45.622.018
L a s N o t a s a djun t a s 1 a 31 f o r m a n p a r te inte g r al d e e s to s e s t a d o s finan cie r o s .
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NOTAS A LOS ESTAD OS FINANCIEROS INDIVIDUALES
AL 31 DE DICIEMBRE DE 2003 Y 2002
NOTA 1:
INSCRIP CION EN EL REGISTRO
D E VA LO RE S
Con fecha 4 de octubre de 2002, Empresa Nacional del Petróleo
Estos estados financieros han sido emitidos sólo para efectos de
(ENAP), fue inscrita en el Registro de Valores de la Superintendencia
hacer un análisis individual de la Empresas y en consideración
de Valores y Seguros bajo el N° 783. De acuerdo a lo anterior,
a ello, deben ser leídos en conjunto con los estados financieros
la Empresa se encuentra sujeta a las normas de la citada
consolidados, que son requeridos por los principios de contabilidad
Superintendencia.
generalmente aceptados en Chile.
Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) fue creada por la Ley
c) Bases de presentación
N° 9.618 de fecha 19 de junio de 1950 y es propiedad del Estado
Para fines comparativos, las cifras de los estados financieros
de Chile. Su actividad principal, de acuerdo con dicha Ley y
y notas explicativas del año anterior han sido actualizados
modificaciones posteriores, es la exploración, explotación o beneficio
extracontablemente en el porcentaje de variación del Indice de
de yacimientos que contengan hidrocarburos, actividad que está
Precios al Consumidor (IPC), que para el ejercicio 2003 ascendió a
facultada para desarrollar dentro y fuera del territorio nacional.
un 1,0%.
Además, es holding de las filiales: Refinería de Petróleo Concón
S.A., Petrox S.A. Refinería de Petróleo, Empresa Almacenadora de
d) Corrección monetaria
Combustibles S.A., Sociedad Internacional Petrolera S.A. y Petro
Los activos y pasivos no monetarios, el patrimonio y las cuentas
Servicio Corp. S.A.
de ingresos, costos y gastos, han sido corregidos monetariamente
a objeto de reflejar en los estados financieros el efecto de las
Con el objeto de prestar apoyo administrativo a sus filiales Sociedad
variaciones en el poder adquisitivo de la moneda. Para estos efectos,
Internacional Petrolera S.A. (Sipetrol S.A.) y Petro Servicio Corp.
se han considerado el porcentaje de variación del Indice de Precios
S.A., la Empresa Nacional del Petróleo tiene constituida una
al Consumidos (IPC), que ascendió al 1,0% para el año terminado al
Sucursal en la República Argentina.
31 de diciembre de 2003 (3,0% para el ejercicio 2002).
NOTA 2 :
e) Bases de conversión
CRITERIOS C O NTABLE S A PLIC A D O S
Los saldos en moneda extranjera y en unidades de fomento han sido
a) Período contable
traducidos a pesos chilenos al cierre de cada ejercicio de acuerdo
Los estados financieros comprenden los años terminados el 31 de
al tipo de cambio determinado por el Banco Central de Chile y al
diciembre de 2003 y 2002.
valor de cierre de la unidad reajustable de acuerdo a las siguientes
paridades:
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 impartidas por la Superintendencia
de Valores y Seguros, excepto por las inversiones en filiales, las que
están registradas en una sola línea del balance general a su valor
patrimonial proporcional y, por lo tanto, no han sido consolidadas
línea a línea. Este tratamiento no modifica el resultado neto del
ejercicio ni el patrimonio.
2003
2002
$
$
Dólar estadounidense
593,80
718,61
Dólar canadiense
459,53
455,62
1.056,21
1.152,91
Libra esterlina
Yen japonés
Euro
Peso argentino
Unidad de fomento
M E M O R I A
A N U A L
5,55
6,07
744,95
752,55
202,32
219,09
16.920,00
16.744,12
2 0 0 3
G R U P O
D E
E M P R E S A S
E N A P
155
BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES
f) Depósitos a plazo
k) Depreciación activo fijo
Los depósitos a plazo se presentan a sus valores de inversión más
La depreciación se calcula en forma lineal sobre la base de los años
intereses y reajustes devengados.
de vida útil estimada de los bienes, excepto los campos petrolíferos,
cuya depreciación se calcula por el método unidad de producción,
g) Instrumentos adquiridos con pacto de retroventa
considerando la producción del año y reservas estimadas (probadas–
Las inversiones adquiridas con pactos de retroventa se valúan en
desarrolladas) de petróleo crudo y otros hidrocarburos, de acuerdo
forma similar a una inversión o depósito a plazo y se presentan en el
con un informe técnico preparado por especialistas de la Empresa.
rubro Otros activos circulantes.
La depreciación de oleoductos y gasoductos marinos se calcula por
el método de unidad de producción, considerando además de la
h) Estimación de deudores incobrables
producción del año y reservas probadas–desarrolladas, las reservas
Los deudores por venta se presentan netos de una provisión
probables del área en explotación.
de deudores incobrables. Esta provisión ha sido determinada,
principalmente, considerando la antigüedad de las cuentas por
l) Activos en leasing
cobrar vencidas.
Los bienes recibidos en arrendamiento con opción de compra,
cuyos contratos reúnen las características de un leasing financiero,
i) Existencias
son contabilizados en forma similar a la adquisición de un activo
Las existencias de petróleo crudo y productos terminados han sido
fijo reconociendo la obligación total y los intereses sobre base
valorizadas a sus costos de adquisición o producción corregido
devengada. La valorización y depreciación de estos activos se
monetariamente. Los valores así determinados no exceden a los
efectúan bajo las normas generales que afectan al activo fijo. Estos
respectivos valores netos de realización. Para estos efectos se han
activos no son jurídicamente de propiedad de la Empresa, por lo
considerado los precios de venta de los productos terminados y los
que mientras no se ejerza la opción de compra no se puede disponer
costos de reposición del petróleo crudo.
libremente de ellos.
La Empresa ha definido un sistema de costeo por absorción, por
m) Inversiones en empresas relacionadas
proceso de producción conjunta.
Estas inversiones se presentan valorizadas de acuerdo a la
metodología del valor patrimonial proporcional (VPP). Los resultados
j) Activo fijo
no realizados por transacciones con filiales y coligadas han sido
El activo fijo se presenta a su costo de adquisición corregido
eliminados.
monetariamente.
La valorización de las filiales y empresas relacionadas extranjeras
Las inversiones en campos petrolíferos en explotación y
se basa en las normas y procedimientos contables contenidos en
desarrollo, se presentan clasificadas en construcciones y obras de
el Boletín Técnico N° 64 del Colegio de Contadores de Chile A.G.,
infraestructura.
que establecen que las inversiones en el extranjero, en países
no estables, y que no son una extensión de las operaciones de la
Las inversiones en exploración comprenden desembolsos y aportes
inversora, se controlan en dólares estadounidenses, ajustándose
destinados a cubrir la adquisición de bienes de uso y el desarrollo
los estados financieros de la sociedad extranjera a principios de
de pozos exploratorios. Estos costos se mantienen como inversión
contabilidad generalmente aceptados en Chile. Los ajustes de
en exploración hasta que se concluya sobre la existencia de
cambio de conversión se cargan o abonan a Otras reservas en el
hidrocarburos que permitan su recupero. Los costos geológicos y
patrimonio.
geofísicos son cargados directo a resultados.
n) Inversión en otras sociedades
Los costos e inversiones correspondientes a exploraciones exitosas
Las inversiones en otras sociedades se presentan valorizadas al costo
son traspasados a campos petrolíferos y los no exitosos se cargan a
de adquisición corregido monetariamente.
resultados.
ñ) Cargos financieros
Los materiales y repuestos que se estima se incorporarán al activo
Los desembolsos asociados directamente a la obtención de
fijo, se presentan en el rubro Otros activos fijos al costo corregido
préstamos, se difieren y amortizan en el plazo de la obligación
monetariamente, netos de provisión por obsolescencia.
que les dio origen. Estos se presentan en el rubro Otros activos
circulantes y Otros del activo a largo plazo.
156
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2 0 0 3
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D E
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E N A P
o) Impuestos a la renta e impuestos diferidos
La Empresa provisiona los impuestos a la renta sobre base
s) Vacaciones del personal
devengada, de conformidad a las disposiciones legales vigentes.
El costo de las vacaciones del personal se carga a resultado en el
Estos comprenden el impuesto de primera categoría y un impuesto
periodo que se devenga
adicional incorporado por el artículo N° 2 del D.L. N° 2.398.
t) Indemnización por años de servicio
Los impuestos diferidos originados por las diferencias entre el
La provisión para cumplir la obligación por concepto de
balance financiero y el balance tributario, se registran por todas
indemnización por años de servicio del personal, de acuerdo con los
las diferencias temporarias, considerando la tasa de impuesto
convenios y contratos vigentes, se registra a su valor corriente.
que estará vigente a la fecha estimada de reverso, conforme a lo
establecido en el Boletín Técnico N° 60 del Colegio de Contadores
u) Ingresos de explotación
de Chile A.G. Los efectos derivados de los impuestos diferidos
Los ingresos provenientes de la explotación del giro se registran
existentes a la fecha de implementación del referido boletín técnico
sobre base devengada. Estos ingresos se reconocen al momento del
y no reconocidos anteriormente, se reconocen en resultados sólo a
despacho físico de los productos, conjuntamente con la transferencia
medida que las diferencias temporales se reversen.
de su dominio.
p) Documentos por pagar
v) Software computacional
Este rubro incluye, entre otros, obligaciones con pago confirmado
La Empresa adquiere sus software en paquetes computacionales, los
a proveedores de petróleo crudo y otros productos, a través de
cuales se cargan a resultados en el mismo período de su adquisición.
instituciones financieras.
w) Costos de emisión de bonos
q) Obligaciones con el público
Los costos de emisión de títulos de deuda son activados y se
Las obligaciones por emisión de bonos se presentan de acuerdo
presentan en los rubros Otros activos circulantes y Otros activos
a los montos comprometidos a desembolsar, incluyendo el valor
de largo plazo y son amortizados linealmente durante el plazo de
de capital e intereses devengados hasta la fecha de cierre de los
vigencia de los documentos. El cargo a resultados por amortización
estados financieros. El menor valor determinado en la colocación
se presenta en el rubro Gastos financieros.
de los bonos es activado y amortizado linealmente, en el plazo
estipulado de vigencia de los instrumentos de deuda y se presenta
x) Estado de flujo de efectivo
en los rubros Otros activos circulantes y Otros activos de largo plazo,
La Empresa ha considerado como efectivo y efectivo equivalente
el cargo a resultados por amortización se presenta en el rubro Gastos
el disponible y todas aquellas inversiones de corto plazo que se
financieros del Estado de resultados.
efectúan como parte de la administración habitual de los excedentes
de caja, de acuerdo a lo señalado por el Boletín Técnico N° 50 del
r) Contratos de derivados
Colegio de Contadores de Chile A.G., y comprende el disponible,
La Empresa mantiene contratos de derivados que corresponden a
depósitos a plazo y pactos de retroventa, los cuales son clasificados
operaciones de cobertura tanto de transacciones esperadas como de
bajo el rubro Otros activos circulantes.
partidas existentes.
Bajo flujo originado por actividades de la operación se incluyen todos
En el caso de instrumentos de cobertura de transacciones
aquellos flujos de efectivo relacionados con el giro social, incluyendo
esperadas, el mismo se presenta a su valor justo y los cambios en
además, los intereses pagados, los intereses financieros y, en
dicho valor son reconocidos como resultado no realizado hasta su
general, todos aquellos flujos que no están definidos como inversión
vencimiento, momento en el cual se reconocen como otros ingresos o
o financiamiento. Cabe destacar que el concepto operacional
egresos no operacionales, según corresponda.
utilizado en este estado es más amplio que el considerado en el
Estado de resultados.
En el caso de instrumentos de cobertura de partidas existentes, el
mismo se ha valorizado al valor justo. El efecto de dicha valorización
NOTA 3 :
C A MBIOS C O NTABLE S
se reconoce en resultado en caso de ser pérdida y se difiere en el
caso de ser utilidad.
Durante el ejercicio 2003, no se efectuaron cambios contables con
respecto al ejercicio anterior.
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2 0 0 3
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D E
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E N A P
157
BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES
N O TA 4 :
D EUD O RE S D E C O R T O Y L A RG O P L A ZO
El detalle de los deudores de corto y largo plazo se presenta a continuación.
Deudores de corto y largo plazo
Circulante
Hasta 90 días
Rubro
Deudores por ventas
Total circulante (neto)
Total largo plazo
2002
2003
2002
2003
2003
2002
2003
2002
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
15.736.005
Total
Subtotal
2003
Estimación
deudores incobrables
Deudores varios
Largo Plazo
Más de 90 días hasta 1 año
24.962.994
–
–
15.736.005
15.568.698
24.962.994
–
–
–
–
–
–
(167.307)
–
–
–
–
3.776.688
3.611.197
4.648.087
3.540.257
8.424.775
8.424.775
7.151.454
3.966.927
4.351.115
19.512.693
28.574.191
4.648.087
3.540.257
23.993.473
23.993.473
32.114.448
3.966.927
4.351.115
Los deudores varios corresponden principalmente a cuentas por cobrar al personal por préstamos
habitacionales, médico dental, anticipos de remuneraciones y anticipos a proveedores.
El detalle de los deudores por ventas, es el siguiente:
Deudores por venta
2003
M$
2002
%
M$
%
Nacionales:
Distribuidores
5.874.433
37,74
6.714.287
Consumidores
911.193
5,85
1.177.084
4,72
–
0,00
164.516
0,65
8.783.072
56,41
16.907.107
67,73
15.568.698
100,00
24.962.994
100.00
Servicios de explotación
26,90
Extranjeros:
Deudores extranjeros
Total
158
M E M O R I A
A N U A L
2 0 0 3
G R U P O
D E
E M P R E S A S
E N A P
N O TA 5 :
SA L D O S Y T R A NSAC CI O NE S C O N ENTIDA D E S REL ACIO N A DA S
Petrox S.A. Refinería de Petróleo y Refinería de Petróleo Concón S.A. adquieren de ENAP el petróleo crudo, tanto nacional como importado,
necesario para su operación. La Empresa Almacenadora de Combustibles S.A. presta servicios de recepción y almacenamiento de
hidrocarburos, a través de terminales y estanques.
Las sociedades Sociedad Internacional Petrolera 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 cuadros adjuntos:
Documentos y cuentas por cobrar
Corto plazo
RUT
Sociedad
Largo plazo
2003
2002
2003
2002
M$
M$
M$
M$
87.913.400–5
Empresa Almacenadora de Combustibles S.A. (3)
337.845
361.672
2.615.155
2.940.583
87.756.500–9
Petrox S.A. Refinería de Petróleo (1)
146.815.265
166.033.983
–
–
87.770.100–K
Refinería de Petróleo Concón S.A. (1)
101.596.187
144.085.030
113.338
415.595
96.579.730–0
Sociedad Internacional Petrolera S.A. (2)
35.085.167
13.804.815
30.566.716
104.912.626
1.523.013
505.732
–
–
469.978
–
–
–
4.423
31.921
–
–
1.319.342
–
12
15
Extranjera
Petro Servicio Corp. S.A. (5)
96.655.490–8
Oleoducto Trasandino Chile S.A. (5)
81.095.400–0
Sociedad Nacional de Oleoductos S.A. (5)
Extranjera
Gasoducto del Pacífico Argentina S.A. (8)
96.694.400–5
Gas de Chile S.A. (4)
78.889.940–8
Norgas S.A. (5)
96.806.130–5
Electrogas S.A. (5)
96.856.650–4
Innergy Holding S.A. (4)
96.971.330–6
Geotérmica del Norte S.A. (5)
Total
–
–
118.181
116.031
5.449
85.940
–
–
33.760
37.176
–
–
–
–
4.732.575
4.238.270
–
465.263
–
–
287.190.429
325.411.532
38.145.977
112.623.120
M E M O R I A
A N U A L
2 0 0 3
G R U P O
D E
E M P R E S A S
E N A P
159
BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES
Documentos y cuentas por pagar
Corto plazo
RUT
87.913.400–5
Sociedad
Empresa Almacenadora de Combustibles S.A. (5)
Largo plazo
2003
2002
2003
M$
M$
M$
22.035
17.946
2002
M$
–
–
87.756.500–9
Petrox S.A. Refinería de Petróleo (5)
905.073
541.483
–
–
87.770.100–K
Refinería de Petróleo Concón S.A.(5)
291.752
170.406
–
–
96.579.730–0
Sociedad Internacional Petrolera S.A. (5)
6.420.389
6.458.236
–
–
Extranjera
Petro Servicio Corp. S.A.(5)
18.921
104.504
–
–
81.095.400–0
Sociedad Nacional de Oleoductos S.A. (5)
96.655.490–8
Oleoducto Trasandino Chile S.A. (5)
96.668.110–1
96.656.810–0
96.762.250–8
480.764
1.249.615
–
–
1.404.846
1.774.687
–
–
Cía. Latinoamericana Petrolera S.A. (6)
–
1.332.562
1.854.674
–
Cía. Latinoamericana Petrolera N° 2 S.A. (6)
–
1.964.730
1.257.917
–
Gasoducto del Pacífico Chile S.A. (7)
–
2.311.295
–
–
9.543.780
15.925.464
3.112.591
Total
–
(1) El saldo al 31 de diciembre de 2003 corresponde por una parte a
(3) El saldo por cobrar a largo plazo, corresponde a un préstamo finan-
deuda comercial generada por ventas directas de crudo y productos.
ciero pactado en unidades de fomento, devenga una tasa de interés
Adicionalmente, para financiar el capital de trabajo de sus filiales, la
de 5,275% anual, con pagos semestrales y vencimiento en diciem-
Empresa ha puesto a disposición una línea de crédito en moneda
bre de 2012. En el corto plazo se encuentran incluidos M$ 327.325
corriente reajustable con base al dólar estadounidense, utilizando el
por el mismo concepto.
tipo de cambio observado publicado por el Banco Central de Chile.
El costo de la línea de crédito es a tasa Libo más 1,2% promedio
anual.
(4) Los saldos por cobrar a largo plazo corresponden a futuros aportes
de capital en las empresas relacionadas, los cuales no tienen plazo
de vencimiento.
(2) La cuenta por cobrar a corto plazo al 31 de diciembre 2003 está
conformada por deuda comercial por M$ 33.079.284 y deuda financiera por M$ 2.005.883, cuyas condiciones son las siguientes:
(5) Los saldos por cobrar y pagar a corto plazo corresponden principalmente a operaciones comerciales, las cuales no generan interés ni
reajuste.
La cuenta por cobrar de largo plazo y su porción de corto plazo,
corresponde a tres préstamos financieros. El primer préstamo se
encuentra pactado a una tasa de interés de Libo 180 días + 1,24%
(6) Corresponden a contratos de “compraventa de divisas” (dólares)
efectuados entre las sociedades coligadas y ENAP.
anual para el 20% del capital y una tasa de interés de Libo 180 días
+ 1,14% anual para el 80% del capital, con amortizaciones semestrales y vencimiento en 2007. El segundo préstamo se encontraba
(7) Corresponde a traspaso de fondos, el cual no devenga reajuste ni
intereses.
pactado a una tasa de interés de 7,97% anual con vencimiento a 10
años y pago de intereses semestrales. Con fecha 24 de octubre de
(8) Durante el ejercicio 2003, Gasoducto del Pacífico (Argentina) S.A.
2003, se acordó una nueva tasa de interés anual, de un 3,0% para
realizó una reducción de capital generándose la cuenta por cobrar
todo el año 2003, con el compromiso de revisar periódicamente su
a corto plazo. Al 31 de diciembre de 2003 y 2002 los saldos por
actualización. El tercer préstamo está pactado a una tasa de interés
cobrar a largo plazo corresponden a futuros aportes de capital.
Libo más 0,85% anual, sin vencimiento establecido.
160
M E M O R I A
A N U A L
2 0 0 3
G R U P O
D E
E M P R E S A S
E N A P
Transacciones
2003
Sociedad
RUT
Naturaleza de
la relación
Descripción de la transacción
2002
Monto
Efecto en
resultados
(cargo) abono
Monto
Efecto en
resultados
(cargo) abono
M$
M$
M$
M$
Empresa Almacenadora
de Combustibles S.A.
87.913.400–5
Filial
Compra de servicio almacenamiento
2.220.009
–
2.218.035
–
Arriendo de activos y otros servicios
193.306
–
206.958
–
789.555.254
(2.328.173)
583.024.273
1.244.946
77.105.839
2.676.768
81.445.017
2.482.326
6.562.356
–
3.904.439
–
28.643.061
(28.643.061)
4.383.566
4.383.566
Intereses en cuenta corriente
3.258.859
3.258.859
2.810.676
2.810.676
Otras ventas o servicios
3.760.967
934
62.218
36.526
Otras compras
1.055.723
–
175.364
–
19.607.455
–
944.836
–
Ventas de petróleo crudo
658.858.154
12.119.629
592.341.436
16.931.197
Ventas de productos
114.581.112
10.609.491
81.010.660
4.816.657
Ventas de gas natural
8.122.919
310.650
8.934.028
283.445
Compras de productos
8.476.474
–
8.015.617
–
–
–
1.147.157
–
102.816
–
70.014
–
19.404.048
(21.193.878)
5.021.974
5.021.974
3.982.685
Petrox S.A. Refinería
de Petróleo
87.756.500–9
Filial
Ventas de petróleo crudo
Ventas de productos
Compras de productos
Diferencia de cambio
Recuperación gastos por servicios
Refinería de Petróleo
Concón S.A.
87.770.100–K
Filial
Compras servicios de LPG
Compras varias
Diferencia de cambio
Intereses en cuenta corriente
2.706.561
2.649.881
3.982.685
19.178.418
–
20.554.412
–
4.555.802
–
1.806.721
83.342
Servicios y gastos facturados
11.236.271
7.221.370
14.361.692
2.394.389
Comisiones pagadas y
operaciones financieras
30.091.097
3.043.099
11.960.317
–
457.915
(457.915)
–
–
Recuperación gastos por servicios
Otras ventas o servicios
Sociedad Internacional
Petrolera S.A.
96.579.730–0
Filial
Diferencia de cambio
151.273
(151.273)
–
–
Compras petróleo crudo
Corrección monetaria
29.925.186
–
43.272.148
–
Compras de gas natural
6.985.355
–
4.054.838
–
987.832
–
–
–
Petro Servicio Corp S.A.
(Argentina)
Extranjera
Filial
Servicios y gastos facturados
M E M O R I A
A N U A L
2 0 0 3
G R U P O
D E
E M P R E S A S
E N A P
161
BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES
Transacciones
2003
Sociedad
Naturaleza
de la relación
RUT
Descripción de la transacción
Monto
M$
M$
Monto
Efecto en
resultados
(cargo) abono
M$
M$
Oleoducto Trasandino
(Chile) S.A.
96.655.490–8
Coligada
Servicios transporte por oleoducto
17.155.623
–
18.085.150
–
Sociedad Nacional de
Oleoductos S.A.
81.095.400–0
Coligada
Servicios transporte
por oleoducto y marítimo
16.422.495
–
17.357.669
–
75.821
–
78.583
–
1.450.458
–
1.541.114
–
63.886
63.886
54.635
54.635
495.195
–
542.173
–
Servicio odorizante
162
2002
Efecto en
resultados
(cargo) abono
Electrogas S.A.
96.806.130–5
Coligada
Servicio transporte gas natural
Norgas S.A.
78.889.940–8
Coligada
Arriendo planta Antofagasta
Innergy Holding S.A.
96.856.650–4
Coligada
Préstamos otorgados
Gasoducto del Pacífico
(Chile) S.A.
96.762.250–8
Coligada
Operaciones de financiamiento
2.402.538
–
2.311.295
–
Disminución de capital
2.352.387
–
–
–
Geotérmica del Norte S.A.
96.971.330–6
Coligada
Venta de servicios
–
–
465.263
465.263
Cía. Latinoamericana
Petrolera S.A.
96.668.110–1
Coligada
Operaciones de financiamiento
–
–
1.332.562
–
Cía. Latinoamericana
Petrolera Nº 2 S.A.
96.656.810–0
Coligada
–
–
1.964.730
–
M E M O R I A
A N U A L
2 0 0 3
G R U P O
D E
Operaciones de financiamiento
E M P R E S A S
E N A P
N OTA 6 :
E XISTEN CIA S
El detalle de las existencias es el siguiente:
Existencias
2003
2002
M$
Petróleo crudo
M$
50.098.877
49.092.178
Petróleo crudo en tránsito
43.134.851
25.501.264
Productos terminados
15.933.089
14.069.284
–
5.202.812
109.166.817
93.865.538
Productos terminados en tránsito
Totales
La Sociedad al 31 de diciembre de 2003 y 2002 no registra provisión por obsolescencia o mermas de existencias.
NOTA 7:
IMPUESTOS DIFERID O S E IMPUESTO A L A RENTA
a) Impuesto diferido
El detalle de los saldos acumulados por impuestos diferidos al 31 de diciembre de 2003 y 2002 es el siguiente:
Impuesto diferido
2003
2002
Activo
Conceptos
Provisión cuentas incobrables
Pasivo
Corto
plazo
Largo
plazo
M$
M$
Corto
plazo
Activo
Largo
plazo
M$
Pasivo
Corto
plazo
M$
Largo
plazo
M$
Corto
plazo
M$
Largo
plazo
M$
M$
94.528
–
–
–
–
–
–
–
Ingresos anticipados
1.211.812
–
–
–
–
–
–
–
Provisión de vacaciones
–
2.103.842
–
–
–
1.893.790
–
–
Otros eventos
427.500
–
–
–
–
–
–
–
Utilidades no realizadas venta de crudo
770.402
–
–
–
443.377
–
–
–
Utilidades no realizadas activo fijo
–
–
–
–
143.265
–
–
–
Provisión obsolescencia materiales
–
3.633.532
–
–
–
3.669.867
–
–
Provisión retiro plataformas y
normalización de pozos
–
10.847.379
–
–
–
10.590.745
–
–
Contratos derivados
–
–
–
550.602
–
1.548.266
–
–
Pérdida tributaria
–
–
–
–
–
10.383.012
–
–
Contratos leasing
–
–
–
176.693
–
–
–
103.352
Gastos diferidos bonos
–
–
–
3.211.177
–
–
–
3.533.987
Menor valor bonos
–
–
–
2.056.855
–
–
–
2.429.120
Gastos financieros diferidos
–
–
–
1.967.190
–
–
–
1.084.460
5.923.155
2.538.495
–
–
–
–
–
–
–
2.697.568
–
–
–
–
–
–
10.531.239
19.716.974
–
7.962.517
2.480.432
26.191.890
–
7.150.919
Provisión desvinculación
Provisión valuación inversiones
Total impuestos diferidos
Saldos cuentas complementarias
–
(9.718.793)
–
(16.127)
(51.280)
(11.632.048)
–
(17.136)
Provisión de valuación
–
(5.326.132)
–
–
–
(2.628.564)
–
–
10.531.239
4.672.049
–
7.946.390
2.429.152
11.931.278
–
7.133.783
Saldo neto según balance
El saldo de las cuentas complementarias relacionadas con provisión de obsolescencia de materiales y de retiros de plataformas, es amortizado
en función del reverso real de la respectiva diferencia temporaria que le dio origen. Para los contratos de leasing el plazo remanente es de 16
años.
M E M O R I A
A N U A L
2 0 0 3
G R U P O
D E
E M P R E S A S
E N A P
163
BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES
b) Impuesto a la renta
El detalle del pasivo (activo) originado por concepto de Impuesto a la renta es el siguiente:
Impuesto a la renta
Provisión impuesto renta
Circulante
A largo plazo
2003
2002
2003
2002
M$
M$
M$
M$
Provisiones de impuestos a la renta al 31 de diciembre
16,5% de primera categoría (1)
6.398.382
40% DL–2.398 sobre utilidades de Enap (1)
–
–
–
15.511.229
–
–
–
1.744.658
2.445.262
–
–
10.417.912
9.182.466
46.246.997
28.155.518
182.262
458.507
–
–
Total cargos por impuestos del período
34.254.443
12.086.235
46.246.997
28.155.518
Saldos de provisiones de impuestos del año anterior
27.636.488
5.420.586
–
–
Totales
61.890.931
17.506.821
46.246.997
28.155.518
(80.000.000)
(66.783.539)
–
–
(169.739)
(110.297)
–
–
40% DL–2.398 sobre dividendos coligadas (2)
40% DL–2.398 sobre utilidades filiales (2)
Impuestos provenientes del exterior
Menos:
Pagos provisionales del año (3)
Crédito de capacitación
Crédito Ley Austral
Saldos netos 31 de diciembre
(2.642.485)
–
–
–
(20.921.293)
(49.387.015)
46.246.997
28.155.518
(1) ENAP constituyó provisión de impuesto a la renta de 16,5% y 40%
de Petróleo y Empresa Almacenadora de Combustibles S.A., se ha
sobre una renta líquida imponible de M$ 38.778.073. Al 31 de di-
constituido una provisión por este impuesto, en base a una distribu-
ciembre de 2002 la Empresa no constituyó provisión de impuesto
a la renta por presentar en dicho año una pérdida tributaria de
M$ 18.035.456 (valor histórico).
ción de utilidades de un 100%.
(3) La Empresa en el segundo trimestre del año 2003, efectuó pagos provisionales mensuales (PPM) voluntarios por un monto de
(2) El D.L. N° 2.398 establece un impuesto con tasa de 40% respecto
M$ 80.000.000 (M$ 66.783.539 en 2002).
de los dividendos que la Empresa reciba de las filiales sociedades
La porción corto plazo, se presenta dentro del rubro impuestos
anónimas y coligadas directas. ENAP provisiona este impuesto sobre
por recuperar del activo circulante. La porción a largo plazo del
la base de las utilidades devengadas que se estima serán distribui-
impuesto a la renta por pagar se encuentra formando parte del
das. Por la utilidad al 31 de diciembre de 2003 y 2002, de las
rubro Provisiones largo plazo.
filiales de Refinería de Petróleo Concón S.A., Petrox S.A. Refinería
2003
Gasto tributario corriente (provisión impuesto)
Efecto por activos pasivos por impuesto diferido del ejercicio
Efecto por amortización de cuentas complementarias
de activos y pasivos diferidos
Efecto en activos o pasivos por impuesto diferido por cambios
en la provisión valuación
Otros cargos o abonos en la cuenta
Total cargo a resultado
164
M E M O R I A
A N U A L
2 0 0 3
G R U P O
D E
E M P R E S A S
E N A P
2002
M$
M$
(80.319.178)
(39.783.246)
764.293
3.857.911
1.963.526
1.642.646
(2.697.568)
(825.666)
(182.262)
(458.507)
(80.471.189)
(35.566.862)
c) Gastos por Impuesto a la renta
El efecto en la utilidad por impuesto a la renta e impuesto diferido, considerando la tasa del 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
2003
Utilidad antes de impuesto a la renta e impuestos diferidos
Impuesto a la Renta (tasa 16,5%)
M$
M$
168.329.651
95.018.377
(6.398.382)
–
(19.829)
911.147
(182.262)
(458.507)
161.729.178
95.471.017
Impuesto diferido (tasa 16,5%)
Impuesto proveniente del exterior
Utilidad antes de impuesto a la renta
e impuestos diferidos según artículo N° 2 del D.L. N°2.398
Impuesto diferido (tasa 40%)
Impuesto a la Renta (tasa 40%)
50.080
3.763.744
(73.920.796)
(39.783.246)
87.858.462
59.451.515
Utilidad antes de amortización mayor valor de inversiones
N OTA 8 :
2002
AC TIVO S FI J O S
El detalle del activo fijo y sus respectivas depreciaciones acumuladas es el siguiente:
Activo fijo
2003
Terrenos
Construcciones y obras
de infraestructura
2002
Saldo
Depreciación
Saldo
Saldo
Depreciación
Saldo
bruto
acumulada
neto
bruto
acumulada
neto
M$
M$
M$
M$
1.148.484
–
M$
1.148.484
1.265.550
M$
–
1.265.550
1.192.148.418
(1.053.789.154)
138.359.264
1.173.491.815
(1.042.352.205)
131.139.610
Maquinarias y equipos
19.992.966
(12.277.248)
7.715.718
17.926.455
(10.421.231)
7.505.224
Otros activos fijos
22.282.084
(984.494)
21.297.590
21.177.298
(732.781)
20.444.517
1.235.571.952
(1.067.050.896)
168.521.056
1.213.861.118
(1.053.506.217)
160.354.901
Totales
M E M O R I A
A N U A L
2 0 0 3
G R U P O
D E
E M P R E S A S
E N A P
165
BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES
El detalle de las construcciones y obras de infraestructura es el siguiente:
Construcciones y obras de infraestructura
2003
M$
2002
M$
Campos petrolíferos
780.232.661
780.232.661
Plataformas petroleras
155.183.230
155.183.230
Refinerías y plantas de gasolina
Oleoductos y gasoductos
Plantas de almacenamiento e instalaciones marítimas
40.104.729
37.333.670
137.890.843
130.983.694
14.126.143
4.822.827
9.161.626
8.685.905
Sistemas de reinyección
24.913.361
23.153.137
Edificios, poblaciones y campamentos
15.683.303
15.671.885
Instalaciones de producción
Caminos y aeródromos
Obras en construcción y sondajes
Menos: Depreciación acumulada
Valor neto
109.771
109.771
14.742.751
17.315.035
1.192.148.418
1.173.491.815
(1.053.789.154)
(1.042.352.205)
138.359.264
131.139.610
El detalle de otros activos fijos es el siguiente:
Otros activos fijos
2003
M$
Edificio corporativo (leasing) (1)
Materiales en bodega para activo fijo (2)
Menos: Depreciación acumulada
Valor neto
2002
M$
9.937.995
9.937.995
12.344.089
11.239.303
22.282.084
21.177.298
(984.494)
(732.781)
21.297.590
20.444.517
(1) En este rubro están las oficinas corporativas adquiridas mediante un contrato de leasing con opción de compra con la Compañía de Seguros Vida
Consorcio Nacional de Seguros S.A. Al 31 de diciembre de 2003 el valor neto asciende a M$ 8.953.501 (M$ 9.205.214 en 2002). 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 M$ 6.374.618 (M$ 6.374.618 en
2002).
El cargo a resultado 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 depreciación del activo fijo
2003
M$
Costos de explotación
Gasto de administración
Totales
166
M E M O R I A
A N U A L
2 0 0 3
G R U P O
D E
E M P R E S A S
E N A P
2002
M$
12.516.564
12.274.026
677.628
605.121
13.194.192
12.879.147
M E M O R I A
A N U A L
2 0 0 3
G R U P O
D E
E M P R E S A S
E N A P
167
IN V ERSIO NE S EN EMPRE SA S REL ACIO N A DA S
Petroquímica Dow S.A.
Enercon S.A. (3)
Electrogas S.A.
Depósitos Asfalticos S.A.
Gas de Chile S.A.
A&C Pipeline Holding
Innergy Holding S.A.
Eteres y Alcoholes S.A.
Geotérmica del Norte S.A.
Petro Servicio Corp S.A.
Petrosul S.A.
Norgas S.A.
Compañía Latinoamericana Petrolera S.A.
Chile
Chile
Chile
Chile
I. Cayman
Chile
Chile
Chile
Argentina
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Petroquim S.A.
Compañía Latinoamericana Petrolera N° 2 S.A.
Chile
Chile
Chile
Chile
Argentina
Argentina
Chile
Chile
Chile
Chile
Chile
Inversiones Electrogas S.A.
Petropower Energía Ltda.
Empresa Almacenadora de Combustibles S.A.
Oleoducto Trasandino (Chile) S.A.
Oleoducto Trasandino (Argentina) S.A.
Gasoducto del Pacífico (Argentina) S.A.
Sociedad Nacional de Oleoductos S.A.
Gasoducto del Pacífico (Chile) S.A.
Sociedad Internacional Petrolera S.A. (1)
Refinería de Petróleo Concón S.A. (2)
Petrox S.A. Refinería de Petróleo
Sociedad
País de
origen
Peso
Peso
Peso
Peso
US$
Peso
Peso
Peso
US$
Peso
Peso
Peso
Peso
Peso
US$
Peso
US$
Peso
Peso
US$
US$
Peso
US$
Peso
Peso
Peso
Moneda de
control de
inversión
875
30
25
2.973.170
164.250
10.377.051
2.087
2.096.965.185
199.800
1.579
420.000
22.112
2.858.374
1.233.396
9.000
150
–
291.056.641
3.134.113
8.211.770
15.900.586
22.100.000
38.592.313
64.315.782
56.834.104
44.269.619
Número de
acciones
17,5000
0,0076
2,5000
50,0000
18,2500
25,0000
20,8700
49,9000
99,9000
15,7900
42,0000
20,0000
20,4700
20,0000
7,5000
15,0000
7,5000
98,0000
18,0400
18,0900
18,2000
22,1000
18,2000
99,5000
99,9648
17,5000
0,0076
2,5000
50,0000
18,2500
25,0000
20,8700
49,9000
99,9000
15,7900
42,0000
20,0000
20,4700
20,0000
7,5000
15,0000
7,5000
98,0000
18,0400
18,0900
18,2000
22,1000
18,2000
99,5000
99,9648
99,9548
%
%
99,9548
31/12/2002
31/12/2003
Porcentaje de participación
4.861
17.267.942
471.094
42.372
500.439
1.816.908
2.792.349
1.382.274
838.262
5.939.837
2.748.575
6.896.071
8.258.263
9.339.796
31.124.357
18.797.232
41.955.785
3.343.317
25.858.034
31.272.477
66.482.530
72.893.697
88.555.175
134.693.874
158.772.117
179.080.106
M$
31/12/2003
–
11.302.024
460.885
47.153
671.156
2.178.759
2.106.888
(1.244.373)
402.413
3.753.989
2.744.348
8.080.720
9.316.332
9.501.780
29.070.269
15.869.870
53.450.634
3.021.842
32.708.247
42.091.094
86.625.216
67.961.026
134.223.650
189.338.707
132.378.065
160.642.751
M$
31/12/2002
Patrimonio sociedades
(45.635)
5.965.918
10.208
(4.781)
23.158
(8.297.242)
685.460
(699.080)
509.035
2.185.849
1.061.675
(848.584)
896.961
(172.900)
6.896.046
5.856.912
4.957.758
2.956.028
8.214.212
6.452.231
3.646.413
12.834.348
5.602.503
3.909.236
55.763.028
57.002.950
M$
31/12/2003
–
1.613.238
5.366
(16.364)
14.516
(13.932.127)
(1.827.889)
(2.153.939)
(252.192)
(36.884)
568.518
9.331.113
1.501.555
447.681
1.932.732
1.517.084
5.699.438
2.672.987
11.050.800
11.284.677
60.241
10.119.780
4.732.195
26.578.141
29.676.848
38.120.094
M$
31/12/2002
Resultado del ejercicio
(7.986)
453
255
(2.391)
4.226
(2.074.311)
143.056
(348.841)
508.526
345.146
445.904
(169.717)
183.608
(34.580)
517.203
878.537
371.832
2.896.907
1.481.844
1.167.209
663.647
2.836.391
1.019.656
3.889.690
55.743.399
56.977.185
M$
31/12/2003
–
122
134
(8.182)
2.649
(3.483.031)
(381.480)
(1.074.816)
(251.939)
(5.824)
238.778
1.866.222
307.368
89.537
144.955
227.562
427.458
2.619.528
1.993.564
2.041.398
10.964
2.236.471
861.259
26.445.250
29.666.402
38.102.863
M$
31/12/2002
Resultado devengado
547.681.758
851
1.312
11.777
21.186
91.330
454.227
582.763
689.755
837.424
937.900
1.154.402
1.379.214
1.690.466
1.867.959
2.334.327
2.819.585
3.146.684
3.276.451
4.664.789
5.657.191
12.099.820
16.109.507
16.117.042
134.020.405
158.716.229
178.999.162
M$
31/12/2003
570.275.926
8.838
859
11.522
23.576
122.486
544.690
439.708
1
402.010
592.756
1.152.626
1.616.144
1.907.053
1.900.356
2.180.270
2.380.480
4.008.798
2.961.406
5.900.567
7.614.279
15.765.789
15.019.387
24.428.704
188.392.013
132.331.468
160.570.140
M$
31/12/2002
Valor patrimonial proporcional
–
1.351.583
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
1.351.583
M$
31/12/2203
–
742.988
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
742.988
M$
31/12/2002
Resultados no realizados
546.330.175
851
1.312
11.777
21.186
91.330
454.227
582.763
689.755
837.424
937.900
1.154.402
1.379.214
1.690.466
1.867.959
2.334.327
2.819.585
3.146.684
3.276.451
4.664.789
5.657.191
12.099.820
16.109.507
16.117.042
134.020.405
157.364.646
178.999.162
M$
31/12/2003
(M$ 283.962.493 y M$ 117.377.621, respectivamente en el 2002).
Esta Nota debe ser analizada en conjunto con lo indicado en la Nota 31 relativa a las inversiones en América Latina.
El resultado no realizado correspondiente a la compra de petróleo crudo de ENAP a la filial Sipetrol S.A. que asciende a M$ 595.934 al 31 de diciembre de 2003, se presenta rebajando el rubro de existencias.
(3) La coligada Enercon S.A. se encuentra en período de desarrollo.
(2) El resultado no realizado corresponde a ventas de petróleo crudo de ENAP a la filial Refinería de Petróleo Concón S.A.
569.532.938
8.838
859
11.522
23.576
122.486
544.690
439.708
1
402.010
592.756
1.152.626
1.616.144
1.907.053
1.900.356
2.180.270
2.380.480
4.008.798
2.961.406
5.900.567
7.614.279
15.765.789
15.019.387
24.428.704
188.392.013
131.588.480
160.570.140
M$
31/12/2002
Valor contable de la inversión
(1) Esta filial posee una subsidiaria en la República Argentina (Sipetrol Argentina S.A.), la cual al 31 de diciembre de 2003 presenta activos por M$ 226.066.499 e ingresos operacionales por M$ 106.686.570
Total
99.519.820-7
96.806.130–5
96.807.740–6
96.694.400–5
Extranjera
96.856.650–4
96.913.550–7
96.971.330–6
Extranjera
96.969.000–4
78.889.940–8
96.668.110–1
92.933.000–5
96.656.810–0
78.021.560–7
96.889.570–2
78.335.760–7
87.913.400–5
96.655.490–8
Extranjera
Extranjera
81.095.400–0
96.762.250–8
96.579.730–0
87.770.100–K
87.756.500–9
RUT
Inversiones en empresas relacionadas
El detalle de las inversiones en empresas relacionadas se presenta en cuadro adjunto, con las siguientes referencias:
N OTA 9 :
BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES
NOTA 10 :
OTRO S ( AC TIVO S )
El detalle de los otros activos de largo plazo es el siguiente:
Otros activos de largo plazo
2003
2002
M$
Gastos asociados a la obtención de préstamos
M$
2.542.997
1.446.874
Gastos por emisión de bonos y descuento en colocación
8.193.711
9.479.377
Depósito a plazo (1)
1.333.020
–
6.147
7.512
12.075.875
10.933.763
Otros
Totales
(1) Corresponde a depósito tomado en el Banco Security a una tasa de interés de 1,2125% anual, destinada a efectuar aportes de capital en sociedad coligada para proyectos petroquímicos.
N O TA 11:
O BLIG ACIO NE S C O N BA N C O S E INS TITU CI O NE S FIN A N CIER A S
L A RG O PL A ZO – P O RCION C O RTO PL A ZO
El detalle de las obligaciones con bancos e instituciones financieras a largo plazo con vencimiento en el corto plazo es el siguiente:
Largo plazo – porción corto plazo
Tipos de monedas e índice de reajuste
Dólares
RUT
Extranjero
Banco o institución financiera
Yenes
Otras monedas extranj.
2003
2002
2003
2002
2003
2002
2003
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
M$
4.032.066
4.954.871
Extranjero
Banco Santander New York Branch
1.054.639
1.291.936
–
–
–
–
Extranjero
Banco of America National Trust (2)
378.732
469.366
342.638
361.229
22.951
25.778
Extranjero
Banque Nationale de Paris
1.305.475
1.608.021
–
–
–
–
Extranjero
Citibank N.A. (3)
23.569.833
12.760.851
–
–
–
30.340.745
21.085.045
342.638
361.229
20.099.100
334.941
341.742
Monto capital
adeudado
29.337.742
Tasa de interés
promedio anual
1,75%
A N U A L
2 0 0 3
G R U P O
3,19%
–%
Porcentaje obligaciones moneda nacional:
M E M O R I A
2,47%
–
100 %
Porcentaje obligaciones moneda extranjera:
D E
Totales
2002
J.P. Morgan Chase Bank (1)
Totales
168
Euros
2003
E M P R E S A S
E N A P
–
4,25%
–
4.032.066
4.954.871
–
–
1.054.639
1.291.936
19.284
20.002
763.605
876.375
–
–
1.305.475
1.608.021
–
–
–
23.569.833
12.760.851
22.951
25.778
19.284
20.002
30.725.618
21.492.054
22.787
25.186
18.994
19.021
29.714.464
20.485.049
1,35%
–
M$
–
0,94%
–
2002
2,84%
3,46%
N O TA 12 :
O BLIG ACIO NE S C O N BA N C O S E INS TITU CI O NE S
FIN A N CIER A S A L A RG O P L A ZO
El detalle y vencimientos de las obligaciones con bancos e instituciones financieras a largo plazo es el siguiente:
Obligaciones con bancos e instituciones financieras a largo plazo
Años de vencimiento
RUT
Extranjero
Extranjero
Banco o institución
financiera
Bank of America
National Trust (2)
Moneda o índice de
reajuste
2003
2002
Más de 1 hasta 2
Más de 2 hasta 3
Más de 3 hasta 5
Total largo plazo
Tasa interés anual
promedio
M$
M$
M$
M$
%
Total largo plazo
M$
Dólares
373.013
–
–
373.013
2,09
911.860
Euros
334.941
–
–
334.941
3,19
683.483
Yenes
22.788
–
–
22.788
0,94
50.373
Otras monedas
18.994
–
–
18.994
2,84
38.043
J.P. Morgan Chase
Bank (1)
Dólares
4.006.869
–
–
4.006.869
2,05
9.795.101
Extranjero
Citibank N.A. (3)
Dólares
22.610.669
30.707.943
77.702.971
131.021.583
1,69
78.913.831
Extranjero
Banco Santander
New York Branch
Dólares
525.821
–
–
525.821
1,34
1.928.114
Banque Nationale
de Paris
Dólares
1.295.564
–
–
1.295.564
1,56
3.167.110
29.188.659
30.707.943
77.702.971
137.599.573
Extranjero
Totales
Porcentaje obligaciones moneda extranjera:
Porcentaje obligaciones moneda nacional:
95.487.915
100 %
–%
(1) J.P. Morgan Chase Bank:
(3) Citibank N.A.:
La Empresa contrató dos créditos que originalmente fueron avalados
Durante 1998, la Empresa obtuvo un crédito por un monto de
por el Gobierno de Chile en 1987 y 1991, otorgado por un sindicato
US$ 90.000.000, otorgado por el consorcio de bancos actuando
de bancos para el cual J.P. Morgan Chase Bank actuó como agente.
como agente el Banco Citibank N.A. Dicho préstamo tiene venci-
Las obligaciones de ENAP bajo estos créditos están garantizadas en
mientos anuales a contar del año 2000 hasta el 2005.
un 100% por el Gobierno de Chile. Los créditos devengan intereses
a tasa Libo + 0,8125%, con amortizaciones del principal semestra-
Con fecha 25 de enero de 2002, la Empresa suscribió un contrato
les, pagaderas en marzo y septiembre y en mayo y noviembre para
de crédito por US$ 170.000.000 con un grupo de cinco bancos.
los créditos de 1987 y 1991, los cuales vencen en septiembre de
Dicho crédito tiene un plazo de vencimiento de cinco años, con
2005 y noviembre de 2005, respectivamente.
pagos del principal a partir de enero de 2004, con amortizaciones
semestrales y pago de intereses semestrales. Para este crédito el
(2) Bank of America National Trust:
agente administrador (“Administrative Agent”) es el banco Citibank
La Empresa contrató un crédito que originalmente fue avalado por
N.A.. El 18 de diciembre de 2002 se efectuó un prepago de
el Gobierno de Chile en 1984, otorgado por un sindicato de bancos
US$ 94.000.000.
para el cual Bank of America National Trust actuó como agente.
Las obligaciones de ENAP bajo dicho crédito están garantizadas en
En agosto de 2003, la empresa obtuvo un crédito por un monto
un 100% por el Gobierno de Chile. El crédito devenga intereses a
de US$ 150.000.000, otorgado por un grupo de bancos, actuando
tasa Libo + 0,8125%, con amortizaciones del principal semestrales,
como agente el Banco Citibank N.A. Dicho crédito tiene vencimiento
pagaderas en febrero y agosto de cada año. Este crédito vence en
de cinco años, con pagos del principal a contar del 4 de septiembre
agosto de 2005
de 2006, con amortizaciones e intereses semestrales.
M E M O R I A
A N U A L
2 0 0 3
G R U P O
D E
E M P R E S A S
E N A P
169
BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES
N O TA 13 :
O BLIG ACIO NE S C O N EL PUBLI C O C O R T O Y L A RG O P L A ZO ( BO N O S )
El detalle y vencimientos de las obligaciones con el público es el siguiente:
Obligaciones con el público corto y largo plazo (bonos)
Periodicidad
Nº de inscripción o
identificación
del instrumento
Serie
Unidad
reajuste
del bono
Monto nominal
colocado vigente
Tasa de
interés
Plazo final
Pago de
intereses
Pago de
amortizaciones
Valor par
2003
M$
2002
M$
Colocación
en Chile o el
extranjero
Bonos largo plazo – porción corto plazo
N° 303
A–1
1.000.000
UF
4,25
01/10/2012
Semestral
Al vencimiento
177.904
177.816
Nacional
N° 303
A–2
2.250.000
UF
4,25
01/10/2012
Semestral
Al vencimiento
400.284
400.085
Nacional
US$
6,75
15/11/2012
Semestral
Al vencimiento
1.452.955
1.775.932
2.031.143
2.353.833
Tipo 144–A
Unica
290.000.000
Total porción corto plazo
Extranjera
Bonos largo plazo
N° 303
A–1
1.000.000
UF
4,25
01/10/2012
Semestral
Al vencimiento
16.920.000
16.911.561
Nacional
N° 303
A–2
2.250.000
UF
4,25
01/10/2012
Semestral
Al vencimiento
38.070.000
38.051.013
Nacional
US$
6,75
15/11/2012
Semestral
Al vencimiento
172.202.000
210.480.869
227.192.000
265.443.443
Tipo 144–A
Unica
290.000.000
Total largo plazo
Extranjera
a) Bonos ENAP I–2002 Serie A Subseries A–1 y A–2:
Con fecha 4 de octubre de 2002, la Empresa inscribió en el Registro de Valores de la Superintendencia de Valores y Seguros bajo el N° 303, la
emisión de bonos reajustables en unidad de fomento (UF), 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 amortización del capital es al final del plazo.
b) Bono internacional:
Con fecha 5 de noviembre de 2002, la Empresa efectuó 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.
El plazo de vencimiento es de 10 años. Los pagos de intereses son semestrales y la amortización del capital corresponde a una sola cuota al
término del período.
c) Descuento en colocación de bonos:
Los descuentos en las colocaciones de bonos, han sido diferidos en los mismos períodos de las correspondientes emisiones. El saldo se presenta
en Otros activos circulantes corto y largo plazo, incluidos con los gastos de la emisión.
170
M E M O R I A
A N U A L
2 0 0 3
G R U P O
D E
E M P R E S A S
E N A P
NOTA 14 :
PROVISIONE S Y C A STIGOS
El detalle de las provisiones es el siguiente:
Provisiones y castigos
2003
2002
M$
M$
Vacaciones
3.690.950
3.332.181
Compensaciones y beneficios al personal
2.289.390
1.966.472
Corto plazo:
Provisión proyectos
Provisión carena barcaza Yagana
660.000
–
90.000
–
Indemnización años de servicio
Fondo para plan de desvinculación
–
1.397.423
10.391.500
3.040.933
Provisión Geotérmica del Norte S.A.
689.754
620.943
Otros
315.464
1.073.459
18.127.058
11.431.411
Indemnización años de servicio
32.020.568
29.535.188
Impuesto a la Renta
46.246.997
28.155.518
19.030.490
18.580.255
–
252.450
Provisión valuación inversiones
4.732.575
–
Fondo para el plan de desvinculación
4.453.500
–
Otras provisiones largo plazo
1.124.218
1.386.033
107.608.348
77.909.444
Totales
Largo plazo:
Provisión retiro de plataformas y normalización
Pozos y yacimientos (2)
Activo fijo Sipetrol (1)
Totales
(1) Provisión por utilidades no realizadas producto de servicios de construcción de activo fijo de ENAP a su filial Sipetrol S.A.
(2) Provisión para cubrir los gastos estimados en los cuales deberá incurrir la Empresa en el retiro de plataformas del Estrecho de Magallanes y
normalización de pozos en Magallanes.
Castigos:
Durante el ejercicio se han efectuado castigos con cargo a resultados por concepto de gastos de proyectos en desarrollo ascendentes a
M$ 892.154 (M$ 534.814 en 2002).
N O TA 15 :
IND EMNIZ ACI O NE S A L PERS O N A L P O R A Ñ O S D E SERVI CI O
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 servicio
2003
2002
M$
Saldo inicial al 1° de enero
Incremento de provisión
Pagos del año
Corrección monetaria
Totales
M$
30.626.347
31.094.429
2.067.621
2.137.721
(1.827.890)
(3.630.774)
1.154.490
1.331.235
32.020.568
30.932.611
M E M O R I A
A N U A L
2 0 0 3
G R U P O
D E
E M P R E S A S
E N A P
171
BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES
N O TA 16 :
C A MBIOS EN EL PATRIM ONI O
a) El movimiento de las cuentas patrimoniales registrado durante cada ejercicio, a valores históricos, es el siguiente:
a) Patrimonio
Capital pagado
M$
Saldos al 1 de enero de 2002
Utilidades
acumuladas
Otras reservas
M$
393.680.232
Traspaso de
utilidades al Fisco
M$
19.641.525
Utilidad del ejercicio
M$
26.300.845
M$
Total
M$
(39.150.800)
40.792.322
441.264.124
Distribución utilidad año 2001
–
–
1.641.522
39.150.800
(40.792.322)
–
Traspaso utilidades al Fisco
–
–
(1.640.000)
(49.411.000)
–
(51.051.000)
–
4.681.639
–
–
–
4.681.639
11.810.407
589.246
800.551
(904.253)
–
12.295.951
Ajuste de conversión de
inversiones en el extranjero
Corrección monetaria
Utilidad del ejercicio
–
–
–
–
58.862.886
58.862.886
405.490.639
24.912.410
27.102.918
(50.315.253)
58.862.886
466.053.600
para fines comparativos
409.545.545
25.161.534
27.373.947
(50.818.406)
59.451.515
470.714.135
Saldos al 1 de enero de 2003
405.490.639
24.912.410
27.102.918
(50.315.253)
58.862.886
466.053.600
Distribución utilidad año 2002
–
–
8.547.633
50.315.253
(58.862.886)
–
Traspaso utilidades al Fisco (1)
–
–
(8.542.000)
(86.949.000)
–
(95.491.000)
–
(42.910.387)
–
–
–
(42.910.387)
4.054.906
249.124
373.590
172.440
–
4.850.060
Saldos al 31 de diciembre de 2002
Saldos actualizados
Ajuste de conversión de inversiones
en el extranjero
Corrección monetaria
Utilidad del ejercicio
Saldos al 31 de diciembre de 2003
–
–
–
–
87.858.462
87.858.462
409.545.545
(17.748.853)
27.482.141
(86.776.560)
87.858.462
420.360.735
(1) El Fisco de Chile, a través del Ministerio de Hacienda ordenó mediante el Decreto N° 330 de fecha 30 de abril de 2003, el traspaso a rentas
generales de la Nación, de utilidades del año 2002 por M$ 8.542.000 (valor histórico). Además, en dicho Decreto se programaron los anticipos
de utilidades del año 2003 por un monto ascendente a M$ 58.488.000, en virtud a lo establecido en el artículo 29 del D.L 1.263/75.
Mediante Decreto N°881 de fecha 15 de octubre de 2003 se fijó anticipo extraordinario de utilidades del año 2003, por un monto de
M$28.461.000.
b) El detalle del movimiento en otras reservas es el siguiente:
b) Otras reservas
Ajuste acumulado por diferencia
de conversión de filiales en el extranjero
Otras reservas
Total
172
M E M O R I A
A N U A L
2 0 0 3
G R U P O
D E
E M P R E S A S
E N A P
2003
2002
M$
M$
(22.675.505)
20.234.882
4.926.652
4.926.652
(17.748.853)
25.161.534
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. El movimiento del año es el
siguiente:
Movimiento del año
Saldos al
Variación neta del período
Saldos al
01/01/2003
Inversión
Pasivo
2003
2002
M$
M$
M$
M$
M$
Sipetrol S.A.
8.295.747
7.335.438
(39.786.711)
(24.155.526)
8.295.747
Otras sociedades relacionadas
11.939.135
(10.459.114)
–
1.480.021
11.939.135
Totales
20.234.882
(3.123.676)
(39.786.711)
(22.675.505)
20.234.882
NOTA 17:
OTRO S IN GRESOS Y EGRE SOS FUER A DE L A E X PLOTACION
El detalle de los otros ingresos y egresos fuera de la explotación es el siguiente:
Otros ingresos y egresos fuera de la explotación
2003
2002
M$
M$
a. Otros ingresos:
Resultado en venta de activo fijo
2.403.037
314.383
Resultado en venta de servicios y otros
729.620
1.074.906
Recuperación seguro por siniestros
103.585
95.405
Intereses cuentas por cobrar préstamo habitacional
112.195
155.531
Otros ingresos
262.801
472.454
3.611.238
2.112.679
Totales
b. Otros egresos:
Provisión valuación inversiones
Otros egresos por ajuste de inversiones
Bajas de activo fijo Proyecto Geotermia
Fondo para plan de desvinculación
Otros egresos
Totales
(5.422.330)
–
(900.473)
(391.539)
(892.154)
–
(14.862.692)
(1.810.449)
(306.926)
(828.310)
(22.384.575)
(3.030.298)
M E M O R I A
A N U A L
2 0 0 3
G R U P O
D E
E M P R E S A S
E N A P
173
BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES
N O TA 18 :
C O RREC CIO N M O NE TA RIA
El detalle de la corrección monetaria abonada (debitada) a resultado se presenta a continuación:
Ccorrección monetaria abonada (debitada)
Indice de
reajustabilidad
2003
2002
M$
M$
35.256
47.678
Activo (cargos)/abonos:
Existencias
IPC
Activo fijo neto
IPC
1.725.247
5.029.578
Inversiones en empresas relacionadas
IPC
6.447.183
13.571.820
Documentos y cuentas por cobrar a empresas relacionadas corto plazo
IPC
11.165
3.284.841
Deudores por venta y varios
IPC
32.918
111.904
Otros activos circulantes
IPC
828.949
142.832
Documentos y cuentas por cobrar a empresas relacionadas largo plazo
IPC
482.328
2.614.474
Otros activos largo plazo
IPC
283.392
604.192
Cuentas de gastos y costos
IPC
553.513
27.637.968
10.399.951
53.045.287
(4.850.060)
(12.418.911)
Total (cargos)/abonos
Pasivo (cargos)/abonos:
Patrimonio
IPC
Obligaciones con bancos e instituciones financieras corto plazo
IPC
372.696
(547.907)
Cuentas por pagar corto plazo
IPC
(24.422)
(4.542.215)
Documentos y cuentas por pagar empresas relacionadas corto plazo
IPC
–
(25.033)
Obligaciones con el público corto plazo
UF
151.740
1.863
Otros pasivos circulantes
UF
(55.100)
(26.917)
Otros pasivos circulantes
IPC
(5.081)
(27.286)
Obligaciones con bancos e instituciones financieras largo plazo
IPC
(292.125)
(2.811.353)
Indemnización
IPC
(1.154.490)
(1.331.235)
Obligaciones con el público largo plazo
UF
(2.567.410)
160.320
Otros pasivos largo plazo
UF
(90.323)
(432.247)
Otros pasivos largo plazo
IPC
(121.137)
(130.773)
Documentos por pagar largo plazo
IPC
(5.037)
(17.219)
Cuentas de ingresos
IPC
(858.864)
(28.193.299)
(9.499.613)
(50.342.212)
900.338
2.703.075
Total (cargos)/abonos
Utilidad por corrección monetaria
174
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2 0 0 3
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E N A P
NOTA 19 :
DIFERENCIA S DE C A MBIO
El detalle de las diferencias de cambio abonada (debitada) a resultados es el siguiente:
Diferencias de cambio abonada (debitada) a resultados
Indice de
reajustabilidad
2003
2002
M$
M$
Activo (cargos)/abonos:
Disponible
US$
(4.480.189)
778.812
Depósitos a plazo
US$
(6.628.822)
(1.320.091)
Valores negociables
US$
(1.378.136)
(3.863.012)
Deudores por venta y varios
US$
(1.465.243)
372.153
Documentos y cuentas por cobrar a empresas relacionadas corto plazo
US$
(64.645.323)
22.990.024
Otros activos circulantes
US$
649.647
(128.501)
Documentos y cuentas por cobrar a empresas relacionadas largo plazo
US$
(16.970.204)
9.059.449
Otros activos largo plazo
US$
117.479
17.633
(94.800.791)
27.906.467
US$
34.602.214
(7.245.886)
Cuentas por pagar corto plazo
US$
37.116.974
(15.355.217)
Documentos por pagar corto plazo
US$
7.387.736
(17.277.266)
Documentos y cuentas por pagar a empresas relacionadas corto plazo
US$
1.472.390
(75.280)
Obligaciones con el público corto plazo
US$
748.269
5.866
Otros pasivos circulantes
US$
(25.489)
(34.361)
Obligaciones con bancos e instituciones financieras largo plazo
US$
25.506.299
(15.077.419)
Documentos por pagar largo plazo
US$
(799.087)
493.178
Obligaciones con el público largo plazo
US$
37.846.747
(1.981.533)
Otros pasivos largo plazo
US$
3.088.061
(1.065.160)
146.944.114
(57.613.078)
52.143.323
(29.706.611)
Total (cargos) abonos
Pasivo y patrimonio (cargos)/abonos:
Obligaciones con bancos e instituciones financieras corto plazo
Total abonos (cargos)
Utilidad (pérdida) por diferencia de cambio
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BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES
NOTA 20:
GASTOS DE EMISION Y COLOCACION DE TITULOS ACCIONARIOS Y DE TITULOS 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 por emisión de bonos presentados en Otros activos circulantes y Otros de otros activos
Corto plazo
Largo plazo
2003
2002
2003
2002
M$
M$
M$
M$
Desembolso por emisión de colocación bonos–local (1)
115.862
115.904
897.933
1.022.421
Mayor tasa de descuento por colocación de bonos–local
282.279
282.138
2.187.661
2.468.708
Desembolso por emisión
de colocación bonos–internacional (1)
522.019
519.945
4.097.830
4.596.575
Mayor tasa de descuento por colocación de bonos–
Internacional
128.290
156.809
1.010.287
1.391.673
1.048.450
1.074.796
8.193.711
9.479.377
Totales
(1) Estos montos incluyen M$ 3.774.921 por concepto de impuesto de timbres y estampillas.
N O TA 21:
E S TA D O D E F LUJ O D E EFEC TIVO
El detalle del efectivo y efectivo equivalente es el siguiente:
Efectivo y efectivo equivalente
2003
2002
M$
Disponible
M$
2.147.553
559.281
Depósitos a plazo
20.538.049
2.823.325
Otros activos circulantes (1)
24.003.187
–
Totales
46.688.789
3.382.606
(1) Corresponde a pactos de retroventa con los siguientes bancos:
Fecha
Inicio
Valor contable
Término
Moneda Origen
Institución financiera
Banco Citibank
24/12/2003
Banco BCI
30/12/2003
Banco BCI
30/12/2003
05/01/2004
Valor de suscripción
Tasa
M$
%
Monto
M$
0,20
5.002.333
$
5.000.000
07/01/2004
$
3.000.000
0,14
3.000.140
07/01/2004
$
1.100.000
0,14
1.100.051
2.000.127
Banco Citibank
30/12/2003
07/01/2004
$
2.000.000
0,19
Banco Estado
30/12/2003
07/01/2004
$
7.000.000
0,12
7.000.280
Banco Estado
30/12/2003
07/01/2004
$
1.900.000
0,12
1.900.076
Banco HSBC
30/12/2003
07/01/2004
$
1.000.000
0,12
1.000.040
JP Morgan Chase Bank
30/12/2003
07/01/2004
$
3.000.000
0,14
3.000.140
Totales
24.000.000
24.003.187
Bajo otros cargos a resultado que no representan flujo efectivo se incluye M$ 14.845.000, por concepto de fondo creado para futuro plan de
desvinculación del personal.
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N O TA 22 :
C O N T R AT O S D E D ERIVA D O S
Desde octubre de 2002 ENAP mantiene un Cross Currency Swap
UF/USD con vencimiento a 10 años por un monto equivalente a
66,5 millones de dólares como instrumento de cobertura. Este
instrumento cubre un 91% de la deuda en UF asumida con la
emisión de bonos en el mercado local.
Por efecto de valorización de este instrumento a valor de mercado,
al 31 de diciembre de 2002 la cuenta Gastos Financieros incluye
un cargo de M$ 2.716.258 y en el ejercicio, se efectuó un abono de
M$ 965.969, que no representan flujo de efectivo.
Con el fin de cubrir los riesgos provenientes de las fluctuaciones en
la tasa de interés de los préstamos bancarios, ENAP suscribió en los
meses de junio y septiembre de 2003 contratos de swap de tasa de
interés.
El detalle de los contratos de derivados es el siguiente:
Contratos de derivados
Cuentas contables que afecta
Partida o transacción protegida
Tipo de Tipo de
derivado contrato
Cross
Currency
Swap
–
CCPE
CCPE
Valor del
contrato
48.877.500
–
Plazo de
vencimiento
o expiración
IV Trimestre
2012
Item
específico
Posición
compra/
venta
Nombre
Tipo de
cambio y
tasas
C
Obligaciones con el público
(bonos)
–
–
–
–
Activo/pasivo
Monto
Valor de
la partida
protegida
Nombre
48.877.500
50.031.023
Otros pasivos
circulantes
–
Otros pasivos a
largo plazo
–
Total
S
S
S
S
CCTE
CCTE
CCTE
CCTE
14.348.000
I Trimestre
2007
Tasa de
interés
Obligaciones con bancos
e instituciones financieras
I Trimestre
2007
Tasa de
interés
Obligaciones con bancos
e instituciones financieras
I Trimestre
2007
Tasa de
interés
23.478.545 III Trimestre
2005
14.348.000
25.826.400
Monto
Realizado No realizado
67.254
(67.254)
–
4.321.165
–
4.321.165
4.253.911 (67.254)
4.321.165
11.876.000
Otros pasivos
circulantes
122.942
(22.685)
100.257
14.348.000
11.876.000
Otros pasivos
circulantes
121.102
(23.210)
97.892
Obligaciones con bancos
e instituciones financieras
25.826.400
21.376.800
Otros pasivos
circulantes
215.499
(42.487)
173.012
Tasa de
interés
Obligaciones con bancos
e instituciones financieras
23.478.545
19.433.455
Otros pasivos
circulantes
77.440
(1.004)
76.436
29.690.000
Otros pasivos
circulantes
193.864
–
(193.864)
29.690.000
Otros pasivos
circulantes
191.374
–
(191.374)
29.690.000
Otros pasivos
circulantes
196.354
–
(196.354)
S
CCTE
33.554.000 III Trimestre
2008
Tasa de
interés
Obligaciones con bancos
e instituciones financieras
S
CCTE
33.554.000 III Trimestre
2008
Tasa de
interés
Obligaciones con bancos
e instituciones financieras
S
CCTE
33.554.000 III Trimestre
2008
Tasa de
interés
Obligaciones con bancos
e instituciones financieras
NOTA 23 :
Efecto en resultado
14.348.000
33.554.000
33.554.000
33.554.000
C O NTIN GENCIA S Y RE STRIC CIONE S
a) Juicios:
la sentencia definitiva en primera instancia totalmente favorable en
Actualmente la Empresa mantiene juicios laborales por un monto
todas sus partes a los intereses de ENAP. Dicha sentencia ha sido
aproximado de M$ 73.062. No se ha constituido provisión para tal
impugnada por Missano Inc., mediante los recursos de apelación y
efecto, dado que la Administración estima que es improbable que se
casación en la forma, ante la I. Corte de Apelaciones de Santiago.
genere algún egreso para la Empresa.
Se mantienen juicios relativos a materias de constitución y ejercicio
ENAP es parte en un litigio en el que demanda el cumplimiento
de servidumbres del Oleoducto Concón Maipú, cuya operación
forzado del contrato, relacionado con la venta de los activos
corresponde a la Sociedad Nacional de Oleoductos. ENAP, ya sea
de su filial Petro Servicio Corp. S.A. a Missano Inc. Al 31 de
actuando como demandante o demandada, no se verá afectada
diciembre de 2003 el saldo por cobrar asciende a M$ 593.800
desde el punto de vista económico, toda vez que, de acuerdo a los
(US$ 1.000.000). Por este concepto no se ha constituido provisión,
convenios suscritos con la sociedad mencionada, le corresponde a
dado que la Administración estima que su pérdida es poco probable,
ella efectuar aquellos pagos. También se mantienen juicios menores
por cuanto con fecha 6 de agosto de 2002, ENAP fue notificada de
por el mismo concepto en la región de Magallanes.
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Deudor
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Petroquim S.A.
Petrox S.A.
RPC S.A.
Eteres y Alcoholes S.A.
(Etalsa)
Innergy Holding S.A.
Innergy Holding S.A.
Petrosul S.A.
Petrox S.A.
Sipetrol Argentina S.A.
J.P. Morgan Chase Bank
Petroquim S.A.
Banco KfW
Banco KfW
Gasoducto del Pacífico S.A.
Gasoducto del Pacífico S.A.
Banco KfW
Compañía de Hidrógeno del Bio
Bio S.A.
J.P. Morgan Chase Bank
Filial
Filial
Relacionada
Relacionada
Relacionada
Relacionada
Filial
Filial
Relacionada
Relacionada
Filial
Filial
Filial
Filial
Relación
Sipetrol Argentina S.A., firmó junto a un grupo de bancos internacionales un
préstamo sindicado por MMU$125 a cinco años plazo, a una tasa de
Libo + 0,75% al año. Para dar soporte a la transacción, ENAP otorgó una
garantía contingente que consiste en cubrir una eventual diferencia que se
produzca entre el valor de las exportaciones canalizadas por Sipetrol Argentina
para cubrir su obligación con los bancos y la obligación misma.
Garantiza las obligaciones de Petrox S.A. estipuladas en el Contrato de
procesamiento (PSA). La obligación nace una vez que se produzca la aceptación
de la planta ( estimada a diciembre de 2004) y se extingue el año 2015.
Prenda de las acciones de Petrosul S.A de propiedad de ENAP, en garantía
del pago del crédito obtenido para el financiamiento del proyecto, ascendente
a MUS$ 21.763, cuya vigencia es hasta el año 2012.
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.
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.
Prenda de las acciones de Etalsa S.A de propiedad de ENAP, en garantía del pago del
crédito obtenido para el financiamiento del proyecto, ascendente a MUS$ 30.500, cuya
vigencia es hasta el año 2012.
Garantiza las obligaciones de RPC S.A. en el Contrato de Servicios de Procesamiento,
hasta el año 2012. La obligación garantizada consiste en el pago de hasta el 90% del
valor de la tarifa anual (aproximadamente MUS$ 6.000, a contar del año 2003).
Garantiza las obligaciones de Petrox en el Contrato de Suministro de Propileno y Etileno
con vigencia hasta el año 2007. La obligación garantizada consiste en el suministro de
propileno y etileno de un valor anual de aproximadamente MUS$30.000.
Prenda de las acciones de Petroquim S.A de propiedad de ENAP, en garantía
del pago del crédito obtenido para el financiamiento del proyecto, ascendente
a MUS$110.000, cuya vigencia es hasta el año 2007.
Garantiza el cumplimiento del 15% (equivalente a su participación en el proyecto) del
contrato de fijación de parte variable de la tasa de interés del crédito obtenido para
el financiamiento del proyecto, cuya vigencia es hasta febrero del año 2003. El monto
máximo garantizado asciende a MUS$ 600.
Garantiza las obligaciones de Petrox 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 Petrox). La
obligación de efectuar aporte de capital ya está cumplida, las demás obligaciones no
son avaluables en dinero en forma anticipada. La vigencia de las garantías es hasta
el año 2018.
Garantiza las obligaciones de Petrox en el Contrato de Procesamiento suscrito con
Petropower, en vigencia hasta el año 2018. La obligación garantizada consiste en
el pago de servicios de procesamiento por un valor anual de aproximadamente
MUS$18.000
Crédito a 3 años plazo por MUS$ 47.000, pagadero en una sola cuota al final del
periodo (18.12.2003)
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 4.012.785.249 SCM(9300 Kcal/m3), a un precio base de 0,75 US$/MMBtu
(escala con el precio del metanol) y con una vigencia máxima de hasta el 08.08.2016.
Descripción
Tipo de Garantía
(*)
(*)
(*)
(*)
(*)
2004 y siguientes
Liberación de garantías
(*)
(*)
Solidaria
Solidaria
(*)
M$ 937.900
Prenda comercial de
acciones
1.579 acciones
de Petrosul S.A.
(*)
Solidaria
(*)
(*)
M$ 582.763
Activos
Solidaria
Prenda comercial
de acciones
2.087 acciones
de Etalsa
2003
(*)
2002
Solidaria
M$ 2.334.327
2003
Saldos Pendientes de Pago a
la fecha de diciembre
(*)
9.000 acciones
de Petroquim
Valor Contable
Activos comprometidos
Tipo
Solidaria
Prenda comercial
de acciones
Solidaria
Solidaria
Solidaria
Solidaria
Solidaria
(*) La liberación de estas garantías está asociada al cumplimiento de los contratos que le dan origen.
Petroquim S.A.
Petrox S.A.
Petropower y tenedores de
certificados de deuda emitidos por
Petropower (Bonos Regla 144A).
J.P. Morgan Chase Bank
Petrox S.A.
Sipetrol Argentina S.A. y
Sipetrol Internacional S.A.
Sipetrol Argentina S.A.
Nombre
Petropower y tenedores de
certificados de deuda emitidos por
Petropower (Bonos Regla 144A).
Royal Bank of Canada
Methanex
Acreedor de la garantía
b) Garantías Indirectas
Activos
BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES
c) Compromisos Comerciales:
S.A. en sus instalaciones. De esta manera, existirá un Contrato
La Empresa mantiene los siguientes compromisos comerciales en
de Servicios de Procesamiento entre la Compañía de Hidrógeno de
relación al desarrollo de sus operaciones:
Talcahuano y Petrox S.A. por un período de 15 años de operación
extendible hasta por un año adicional en los casos que en el propio
(1) PETROPOWER
contrato se especifica. Después de este período, Petrox adquirirá
La Empresa, a través de su filial Petrox S.A. Refinería de Petróleo,
la planta a su valor residual. ENAP garantizará las obligaciones de
firmó en 1994 un contrato con Petropower donde se compromete
Petrox bajo el Contrato de Servicios de Procesamiento.
a pagar una tarifa de procesamiento anual de aproximadamente
US$17,4 millones, a cambio del derecho de operar su planta de
El financiamiento del proyecto corresponde a aportes de capital de
coquización e hidrotratamiento, además de pagar una tarifa anual de
los socios (30% de la inversión total) y a un crédito a 12 años del
aproximadamente US$9,9 millones por el abastecimiento de ciertos
Banco Societé Généralé de Francia (70%).
productos energéticos. Este acuerdo está sujeto a escalamiento
anual hasta el vencimiento del contrato en el año 2018.
(3) INNERGY HOLDING S.A.
ENAP se ha comprometido a aportar del orden de los US$27,3
Otras condiciones de los acuerdos obligan a que, en caso de
millones como participación en el capital de la coligada Innergy
una reducción en los ingresos anuales definida en el contrato de
Holding S.A. Asimismo, desde el comienzo del proyecto en
procesamiento y demás acuerdos del negocio y después que el
1998 y hasta el 31 de diciembre de 2003, ENAP ha contribuido
Operador de la planta ha aportado con el 10% de dicho déficit, a
aproximadamente con US$26,6 millones en la citada coligada, de
que ENAP y su filial Petrox S.A.Refinería de Petróleo contribuyan
los cuales US$18,9 millones han sido usados para cubrir su déficit
con el 50% del saldo y Foster Wheeler con el otro 50% del saldo
operacional.
de dicha reducción, que de ocurrir no debería exceder los US$1,4
Los aportes futuros que la empresa tenga que efectuar, dependerán
millones al año.
de las condiciones futuras del proyecto, considerando entre otros
aspectos, el cumplimiento en la demanda estimada, la instalación
Adicionalmente, al final del período del contrato, Petrox S.A.
de la nueva planta de Hidrógeno en Petrox S. A. que demandará
Refinería de Petróleo está obligada a comprar la planta o encontrar
gas natural y la instalación de una planta termoeléctrica de ciclo
un comprador para ella, por un precio no inferior a US$43 millones.
combinado y/o cambios en las condiciones contractuales vigentes.
Innergy se encuentra propiciando la instalación de dicha planta de
(2) PLANTA DE HIDROGENO
ciclo combinado, la cual se espera consuma una mayor cantidad de
Con fecha 7 de agosto de 2003, la Empresa Nacional del Petróleo
gas que contribuya a mejorar los resultados de dicha empresa.
(ENAP) y Petrox S.A. Refinería de Petróleo han completado las
negociaciones con el Grupo Sigdo Koppers para el financiamiento,
(4) PROYECTO MHC
construcción y operación de una nueva Planta de Hidrógeno en
En febrero de 2003, los directorios de ENAP y Petrox S. A.
Petrox S.A. Refinería de Petróleo, en Talcahuano, proyecto que
autorizaron la celebración de un compromiso formal con la Sociedad
representa una inversión total de aproximadamente US$32 millones.
Técnicas Reunidas y DSD Construcciones y Montajes, para formar
La sociedad del proyecto es una Sociedad Anónima que se ha
en conjunto una Sociedad accionaria, que permita a esta última la
denominado “Compañía de Hidrógeno del Bio Bio S.A. (“CHBB”).
construcción y operación de una Planta Industrial, para producir
ENAP y Petrox S.A. participarán con un 5% cada uno en el capital
diesel de alta calidad en las instalaciones de Petrox (Proyecto
de la empresa, siendo el 90% restante propiedad del grupo Sigdo
MHC). Para este efecto, el Ministerio de Hacienda, mediante oficio
Koppers. La incorporación de ENAP y Petrox S.A. a la sociedad se
ordinario 896 de fecha 15 de septiembre de 2003, autorizó a ENAP,
producirá una vez que la referida planta esté construida y entre en
en conjunto con su filial Petrox, a efectuar aportes de capital a
operaciones. El aporte de capital de ENAP/Petrox será de un millón
la Sociedad del Proyecto por hasta 11 millones de dólares de los
de dólares.
Estados Unidos.
Se estima que la planta, cuya construcción comenzó, iniciará su
Por Decreto Exento Nº490 del Ministerio de Hacienda, Economía,
operación a partir de diciembre del año 2004.
Fomento y Reconstrucción de fecha 9 de septiembre de 2003,
se autoriza a ENAP y a Petrox a suscribir con la sociedad que se
Todo el hidrógeno producido por CHBB será ocupado por Petrox
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BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES
constituirá, para implementar el proyecto, un Contrato de Servicios
transacción en forma similar a la compra de un activo fijo (leasing).
de Procesamiento y a ENAP a caucionar mediante la garantía
personal otorgada a favor de la sociedad a constituir las obligaciones
En Nota 30, se resumen los principales contratos de operaciones
que emanan de dicho Contrato de Servicios de Procesamiento.
petroleras.
Con fecha 5 de junio de 2003, se firmó entre Técnicas Reunidas,
d) Restricciones:
DSD Construcciones y Montajes S. A. y Petrox S. A., un “Convenio
de Actividades Anticipadas”, mediante el cual se ha buscado avanzar
La Empresa y sus filiales al 31 de diciembre de 2003 están sujetas
antes del cierre financiero de la implementación del Procesamiento.
a las siguientes restricciones, las cuales están estipuladas como
covenants:
Con fecha 3 de octubre de 2003, se estableció un mandato al Banco
BNP–Paribas por parte de los futuros socios de este proyecto, para
La Empresa a nivel consolidado, mantendrá para cada período de
que estructurara el financiamiento de terceras partes para el mismo
cálculo una relación de cobertura de intereses, (EBITDA sobre
y, desde esa fecha, el banco señalado ha venido trabajando en el
interés) a lo menos igual a dos sobre uno.
objetivo encomendado.
La Empresa a nivel consolidado, mantendrá en todo momento una
En resumen, Técnicas Reunidas, DSD y ENAP/Petrox han venido
razón de endeudamiento (Máxima deuda sobre EBITDA) que no
negociando los diversos documentos comerciales, los cuales se
supere la relación de cinco sobre uno.
encuentran al 31 de diciembre, con un alto grado de avance.
La Empresa debe mantener un patrimonio mínimo consolidado en
Finalmente, los aportes formales a la sociedad que se está
UF equivalente al 85% de su valor al 31 de diciembre de 2002.
constituyendo según las leyes chilenas, se espera se efectúen en los
primeros dos meses del año 2004.
La Empresa al 31 de diciembre de 2003 cumple con los convenants
anteriormente detallados.
(5) ETALSA
La Empresa, a través de su filial Refinería de Petróleo Concón S.A.,
ha suscrito un contrato con ETALSA por el pago de una tarifa anual
NOTA 24 :
C AUCIONE S O BTENIDA S DE TERCEROS
de operación de la planta de di–iso–propil éter, por monto de entre
US$ 4,4 millones y US$ 5,7 millones. Este contrato vence el 2017.
Las obligaciones externas de ENAP con J.P. Morgan Chase Bank y
Al vencimiento del contrato, la filial podrá ejercer la opción de
con Bank of América National Trust, que actúan como agentes en los
compra de la planta por un valor aproximado de US$ 2,6 millones.
respectivos créditos sindicados, cuentan con garantías otorgadas por
A la fecha de la entrega de la planta (septiembre 2002), la filial
el Estado de Chile.
Refinería de Petróleo Concón S.A., registró esta transacción en
forma similar a la compra de un activo fijo (leasing).
Además, de las mencionadas, hay otras garantías menores recibidas
por el giro normal del negocio.
(6) PETROSUL
ENAP y sus filiales Refinería de Petróleo Concón S.A., y Petrox
S.A. Refinería de Petróleo, en conjunto con otros accionistas, han
invertido US$ 27,0 millones, en la construcción de dos plantas de
azufre. Estas plantas entraron en operación en el último trimestre
del 2003. Ambas Refinerías deberán pagar una tarifa de operación
anual entre US$ 3,9 millones y US$ 4,6 millones. Este contrato
de operación vence el 2019 y a su vencimiento las filiales están
obligadas a comprar las plantas por el valor nominal del contrato.
A la fecha de entrega de las plantas, las filiales registraron esta
180
M E M O R I A
A N U A L
2 0 0 3
G R U P O
D E
E M P R E S A S
E N A P
N O TA 25 :
M O NEDA N ACIO N A L Y E X T R A N JER A
Los activos y pasivos en moneda extranjera y aquéllos cuya reajustabilidad se encuentra expresada en dólares estadounidenses al 31 de diciembre de cada año, se presentan a continuación:
Monto
Rubro
Moneda
2003
2002
Activos Circulantes:
Disponible
$ No reajustables
Dólares
1.221.073
312.403
926.480
246.878
–
2.743.487
20.538.049
79.838
Depósito a plazo
$ No reajustables
Deudores por venta
$ Reajustables
3.048.062
–
Dólares
9.322.827
10.150.931
$ No reajustables
3.197.809
14.812.063
Dólares
Deudores varios
$ Reajustables
578.365
–
97.524
27.657
Dólares
1.912.931
1.006.062
$ No Reajustables
5.835.955
6.117.735
280.605.414
129.890.852
5.744.079
195.520.680
UF
Documentos y cuentas por cobrar a empresas relacionadas
Dólares
$ Reajustables
$ No Reajustables
513.610
–
UF
327.326
–
109.166.817
93.865.538
21.610.956
52.174.099
2.882
920.195
Existencias
Dólares
Impuestos por recuperar
$ Reajustables
Gastos pagados por anticipado
$ No Reajustables
Dólares
Impuestos diferidos
$ Reajustables
Otros activos circulantes
UF
$ Reajustables
Dólares
756.732
328.678
10.531.239
2.429.152
847.514
–
24.444.046
–
845.236
242.846
–
1.658.155
168.521.056
160.354.901
$ No reajustables
Activo Fijo
Activo fijo neto
$ Reajustables
Otros Activos
Inversiones en empresas relacionadas
Dólares
$ Reajustables
40.283.818
54.522.336
506.046.357
515.010.602
Inversiones en otras sociedades
$ Reajustables
12.378
12.378
Deudores a largo plazo
$ Reajustables
597.685
647.154
$ No reajustables
3.369.242
3.703.961
$ Reajustables
4.844.818
7.287.626
30.686.003
105.335.494
Documentos y cuentas por cobrar a empresas relacionadas
Dólares
UF
2.615.156
–
–
4.797.495
Dólares
3.588.750
1.675.870
$ Reajustables
8.487.125
9.257.893
Impuestos diferidos
$ Reajustables
Otros
Total Activos
14.140.571
30.267.999
Dólares
$ No reajustables
498.633.057
397.345.323
$ Reajustables
754.466.166
947.491.980
3.887.520
27.657
UF
M E M O R I A
A N U A L
2 0 0 3
G R U P O
D E
E M P R E S A S
E N A P
181
BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES
Pasivos Circulantes
Hasta 90 días
90 días a 1 año
2003
Rubro
Moneda
Obligaciones con bancos e
instituciones financieras a
largo plazo porción corto plazo
Dólares
Monto
Tasa de
interés
promedio
anual
M$
%
M$
%
7.857.206
Euros
175.168
3,19
Yenes
11.557
0,94
9.787
2,84
58.154
6,67
UF
–
Obligaciones con el público –
porción corto plazo (bonos)
Cuentas por pagar
$ No reajustables
UF
–
2002
Monto
Tasa de
interés
promedio
anual
Monto
Tasa de
interés
promedio
anual
M$
%
M$
%
2,47
17.248.924
1,75
13.227.839
190.358
4,25
13.185
1,35
10.492
3,46
2,2
167.470
3,19
170.871
4,25
11.394
0,94
12.594
1,35
9.497
2,84
9.509
3,46
6,67
73.014
6,67
184.154
6,67
227.985
1.775.932
6,75
1.452.955
6,75
–
4,25
578.188
4,25
–
–
–
–
–
–
–
577.901
6.141.570
–
43.782.634
–
–
–
Dólares
135.681.457
–
87.789.011
–
–
–
–
–
Documentos por pagar
Dólares
107.263.830
–
217.119.232
–
44.842.756
–
–
–
Acreedores varios
UF
156.657
–
30.311
–
–
–
164.949
–
$ Reajustables
1.383.219
–
–
–
–
–
–
–
9.729
–
1.598.224
–
–
–
–
–
$ No reajustables
Documentos y cuentas por pagar
empresas relacionadas
$ No reajustables
2.734.574
–
2.548.297
–
–
–
–
–
Dólares
6.809.206
–
13.377.167
–
–
–
–
–
Provisiones
$ Reajustables
4.715.115
–
–
–
–
–
–
$ No reajustables
13.411.943
–
11.431.411
–
–
–
–
–
Retenciones
$ No reajustables
828.926
–
1.780.021
–
–
–
–
–
Ingresos percibidos por adelantado
Dólares
–
–
–
–
2.144.801
–
–
–
Otros pasivos circulantes
Dólares
–
–
23.251
–
156.640
–
–
–
Dólares
262.846.314
327.941.799
65.846.076
13.227.839
175.168
190.358
167.470
170.871
11.557
13.185
11.394
12.594
9.787
10.492
9.497
9.509
Total Pasivos Circulantes
Euro
Yenes
Otras Moneda
UF
182
Monto
1,75
Dólares
2003
Tasa de
interés
promedio
anual
13.091.821
Otras monedas
Obligaciones a largo plazo con
vencimiento dentro de un año
2002
M E M O R I A
A N U A L
2 0 0 3
214.811
681.226
762.342
392.934
$ No reajustables
23.126.742
61.140.587
–
–
$ Reajustables
6.098.334
–
–
–
G R U P O
D E
E M P R E S A S
E N A P
Pasivos largo plazo período actual 31/12/2003
1–3 años
Rubro
Obligaciones con bancos
e instituciones financieras
Moneda
Dólares
3–5 años
Monto
Tasa de
interés
promedio
anual
M$
%
5–10 años
Monto
Tasa de
interés
promedio
anual
M$
%
Más de 10 años
Monto
Tasa de
interés
promedio
anual
Monto
Tasa de
interés
promedio
anual
M$
%
M$
%
59.519.879
1,75
77.702.971
1,75
–
–
–
Yenes
22.788
0,94
–
–
–
–
–
–
Euros
334.941
3,19
–
–
–
–
–
–
18.994
2,84
–
–
–
–
–
–
–
Otras monedas
–
Obligaciones con el público
largo plazo (bonos)
Dólares
–
–
–
–
172.202.000
6,75
–
UF
–
–
–
–
54.990.000
4,25
–
–
Documentos por
pagar largo plazo
$ Reajustables
1.444.076
–
–
–
–
–
–
–
384.882
–
256.588
–
641.471
–
1.282.941
Dólares
Libo 180
ds+1,5%
Acreedores varios
largo plazo
UF
1.022.527
Documentos y
cuentas por pagar
empresas relacionadas
$ No reajustables
3.112.591
–
–
–
–
–
–
–
Provisiones largo plazo
$ Reajustables
281.165
–
236.751
–
10.819.666
–
20.682.986
–
$ No reajustables
Dólares
Impuesto diferido
largo plazo
$ Reajustables
Otros
$ No reajustables
Total Pasivos a Largo Plazo Dólares
6,67
863.101
6,67
2.199.928
6,67
4.602.357
55.633.072
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
924.218
–
19.030.490
–
3.274.341
–
–
–
–
–
–
–
2.363
–
–
–
–
–
–
–
59.904.761
77.959.559
173.767.689
20.313.431
Yenes
22.788
–
–
–
Euros
334.941
–
–
–
18.994
–
–
–
UF
1.022.527
863.101
57.189.928
4.602.357
$ Reajustable
4.999.582
236.751
10.819.666
20.682.986
58.748.026
–
–
–
Otras monedas
$ No reajustable
6,67
M E M O R I A
A N U A L
2 0 0 3
G R U P O
D E
E M P R E S A S
E N A P
183
BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES
Pasivos largo plazo período anterior 31/12/2002
1–3 años
Rubro
Moneda
Tasa de
interés
promedio
anual
Monto
M$
Obligaciones con bancos
e instituciones financieras
Obligaciones con el
público largo plazo (bonos)
Dólares
23.640.216
Euros
683.483
4,25
Yenes
50.373
Otras monedas
38.042
Dólares
Dólares
UF
Provisiones largo plazo
$ No reajustable
$ No reajustable
Total Pasivos a Largo Plazo Dólares
Monto
%
M$
Tasa de
interés
promedio
anual
Monto
%
M$
Tasa de
interés
promedio
anual
%
–
–
–
–
–
–
–
–
–
1,35
–
–
–
–
–
–
3,46
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
210.480.869
–
–
–
–
–
–
54.962.574
49.947.230
–
175.220
–
438.049
–
876.098
6,85
1.208.956
6,85
2.079.804
6,85
5.167.620
–
–
26.979.265
–
–
–
–
–
1.386.035
–
18.580.255
–
2.888
–
–
–
–
–
1.180.990
–
1.824.084
–
–
Yenes
50.373
–
–
–
D E
6,85
–
–
G R U P O
4,25
Libo 180
días +
1,5%
–
23.815.436
2 0 0 3
6,75
–
683.483
$ No reajustable
–
30.963.889
121.023.031
UF
A N U A L
Tasa de
interés
promedio
anual
Más de 10 años
Euros
Otras monedas
M E M O R I A
5–10 años
2,41
709.773
Dólares
184
M$
2,42
Acreedores varios
largo plazo
Otros
%
Monto
71.075.801
UF
Documentos por
pagar largo plazo
3–5 años
229.937.222
38.042
–
–
–
709.773
1.208.956
2.079.804
60.130.194
30.966.777
–
–
28.160.255
E M P R E S A S
E N A P
N OTA 26 :
SA N CIO NE S
b) Con fecha 1° de enero de 2004, se materializó la fusión de las
En el año terminado al 31 de diciembre de 2003 y 2002, la
filiales Petrox S.A. Refinería de Petróleo (Petrox) y Refinería de
Empresa, sus directores o administradores no han recibido sanción
Petróleo Concón S.A. (RPC S.A.), mediante la absorción de esta
alguna por parte de la Superintendencia de Valores y Seguros u otras
última que se extingue, por la primera que subsiste. Por lo anterior
autoridades administrativas.
Petrox S.A. incorporó todos los activos y pasivos de RPC S.A. así
como también la sucede en todos sus derechos y obligaciones. Para
NOTA 27:
efectos de esta fusión RPC S.A. aportó todos sus activos y pasivos a
HECH OS P O STERIO RE S
valor de libros y con efecto al 1 de enero de 2004.
Entre el 1º de enero de 2004 y la fecha de emisión de estos
estados financieros, han ocurrido los siguientes hechos posteriores
A raíz de lo anterior Petrox S.A. aumentó su capital de
significativos:
M$ 59.906.907 a M$ 137.955.713, dividido en 80.786.592
acciones ordinarias y nominativas, de la misma serie y sin valor
a) Con fecha 14 de enero de 2004, la clasificadora de riesgos
nominal, suscrito y pagado en su totalidad. Asimismo, se modificó
internacional Standard & Poor’s ha subido la clasificación de riesgo
la razón social de “Petrox S.A. Refinería de Petróleo” a “ENAP
de deuda en moneda extranjera de la Empresa Nacional del Petróleo
Refinerías S.A.”
(ENAP) a “A” desde “A–”.
NOTA 28 :
MEDIO AMBIENTE
Este incremento es consistente con el aumento en la clasificación
de riesgo país de la República de Chile, también anunciado en
Durante el 1° de enero y el 31 de diciembre de 2003, la Empresa ha
esta misma fecha. Además, Standard & Poor’s ha señalado que
efectuado desembolsos relacionados con el medio ambiente según
este nuevo rating refleja adecuadamente la calidad crediticia de la
se detalla a continuación:
Empresa.
Medio ambiente
M$
Consultorías Agroambientales
y Biorremediación
75.819
Desarrollo de estudio de impacto ambiental, declaración de impacto ambiental
y estudios arqueológicos para Proyectos
165.764
Total
241.583
NOTA 29 :
DEP O SITOS A PL A ZO
El detalle de los depósitos a plazo es el siguiente:
Depósitos a plazo
Tasa de interés anual
Moneda de origen
2003
2002
2003
%
%
M$
Banco de Chile
$
–
0,23
Banco BSCH NY
US$
0,2442
–
Bank of America National Trust
US$
0,86
0,89
Totales
M E M O R I A
A N U A L
2002
M$
–
13.514
19.824.826
–
713.223
2.809.811
20.538.049
2.823.325
2 0 0 3
G R U P O
D E
E M P R E S A S
E N A P
185
BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES
N O TA 30 :
C O NT R ATOS DE O PER ACI ON PE TRO LER A
ENAP y su filial Sipetrol S.A. tienen en vigencia varios contratos de
oil, el establecimiento de un impuesto del 4 por mil a toda la
exploración y operación, dentro del marco de sus actividades en
producción de gas natural para consumo en el territorio nacional y la
Chile, Argentina, Brasil, Colombia, Ecuador, Egipto e Irán.
suspensión de la aplicación de los artículos de la Ley de Sociedades
Comerciales, referidos a la disolución por pérdida del capital social o
Con fecha 4 de enero de 1991, la filial Sipetrol S.A. y la Sociedad
su reducción obligatoria, respectivamente, hasta el 10 de diciembre
de Yacimientos Petrolíferos Fiscales S.A. celebraron un contrato
de 2003.
de Unión Transitoria de Empresas (UTE), con el objeto de ejecutar
trabajos de desarrollo y explotación de hidrocarburos, en el Area de
La pérdida resultante de la aplicación del nuevo tipo de cambio
Magallanes, ubicada en la boca oriental del Estrecho de Magallanes,
sobre la posición neta de activos y pasivos en moneda extranjera al
Argentina. Sipetrol S.A. fue designado operador de este contrato,
6 de enero de 2002, será deducible en el impuesto a las ganancias
siendo responsable de realizar todas las operaciones y actividades
a razón de un 20% anual durante los 5 ejercicios cerrados con
en esta área, como asimismo de efectuar la inversión necesaria
posterioridad a la fecha de vigencia de la ley.
para el proyecto, teniendo derecho al 100% de los ingresos, hasta
la recuperación de la inversión, en un plazo máximo de 6 años, de
El tipo de cambio promedio utilizado al 31 de diciembre de
acuerdo al plan de inversiones. Con posterioridad a este período
2003 para las filiales en Argentina fue de 2,935 pesos por dólar
de recuperación, Sipetrol S.A. participa del 50% de los ingresos
estadounidense.
netos de las operaciones, lo que a contar del 1º de enero de 1999 es
aplicable al proyecto original (plataformas AM2, AM3 y AM5), desde
La principal inversión en Argentina corresponde a la filial indirecta
el 1º de marzo del 2002 a la plataforma AM1 y a partir del 1º de
Sipetrol Argentina S.A. El efecto de traducir los estados financieros
abril del 2002 es aplicable a la plataforma AM6.
de la citada filial al tipo de cambio señalado en el párrafo anterior,
significó un abono a resultados de M$807.862 por el año terminado
N O TA 31:
al 31 de diciembre de 2003.
IN VERSI ONE S EN AMERI C A L ATINA
ENAP posee inversiones directas en América Latina en Argentina
Durante el período enero – marzo 2003 estuvo vigente un acuerdo
e inversiones indirectas en Argentina, Brasil, Colombia, Ecuador
con los productores de petróleo crudo (Convenio de Estabilidad de
y Uruguay. La situación de estas inversiones en cada país es la
Precios) a pedido del Estado Nacional, de dejar en el mercado local,
siguiente:
un volumen equivalente al entregado en el último trimestre del año
2002. Estos volúmenes se facturaron a un precio WTI de 28,50
USD/bbl, independientemente del valor internacional del crudo. La
a) Inversiones en Argentina
diferencia respecto del valor real del WTI se computó en una cuenta
Los presentes estados financieros, incluyen inversiones directas en
de ajuste de precio con la refinería compradora que devengará
sociedades argentinas por M$18.594.435 e inversiones indirectas a
una tasa anual Libor + 2 puntos u 8%, el que resulte mayor. Si la
través de la filial Sipetrol S.A., por M$119.475.990.
cotización internacional del WTI resultare inferior a 28,50 USD/bbl,
el productor continuará facturando a 28,50 USD/bbl; mecanismo
La Ley 25.561 de Emergencia Pública y Reforma del Régimen
que permitirá ir compensando al saldo a favor generado por la
Cambiario sancionada por el Congreso el 6 de enero de 2002 y
situación inversa (WTI>28,50) hasta que se extinga dicho crédito.
disposiciones complementarias, establecen el abandono de la
Para las ventas efectuadas entre el 26/02/2003 y el 31/03/2003,
convertibilidad del peso y el establecimiento de un tipo de cambio
de acuerdo con un convenio complementario, la diferencia respecto
oficial y de un mercado libre de cambio.
del valor real del precio WTI se computó en una cuenta de ajuste
de precio solo hasta 36 USD/bbl. El exceso sobre dicho valor fue
Posteriormente, se emitieron diversas normas que introdujeron
resignado como una pérdida.
modificaciones adicionales a la nueva normativa vigente, cuyos
aspectos principales son la unificación del mercado de cambios en
Este acuerdo con el límite de los 36 USD/bbl, continuó vigente
un mercado libre, la pesificación de los depósitos en dólares, de
durante los meses de abril, mayo y junio de 2003. El volumen
todos los contratos privados y las tarifas de los servicios públicos,
vendido bajo convenio en este segundo trimestre fue de 37.161 m3.
la restricción a la libre disponibilidad de fondos depositados en
186
las instituciones financieras y la suspensión por dos años de la ley
Asimismo, este mismo acuerdo, con el límite de los 36 USD/bbl, y
de intangibilidad de los depósitos, la creación de un régimen de
devengando una tasa Libo + 2 puntos ó 7 %, el que resulte mayor,
retenciones a la exportación de hidrocarburos por cinco años, la
continuó vigente durante los meses de julio, agosto y septiembre de
creación de un registro de los contratos de exportación de petróleo,
2003. El volumen vendido bajo convenio en este tercer trimestre fue
la creación de un convenio de suministro de estabilidad de gas
de 58.704,51 m3.
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Durante el cuarto trimestre el acuerdo continuó vigente bajo las
El índice de inflación o índice de precios al consumidor (IPC) del
mismas condiciones, siendo el volumen vendido de 41.645,36 m3.
año 2003 fue de 6,5%. Este índice tendrá efecto en el incremento
salarial de los empleados de la compañía y seguramente, en el
El Decreto 2703/2002 establece que a partir de enero de 2003 las
incremento al valor de los contratos firmados y pagaderos en pesos
empresas petroleras deberán ingresar, como mínimo, el 30% de las
colombianos.
divisas provenientes de la exportación de petróleo crudo, gozando de
la libre disponibilidad del porcentaje restante.
c) Inversiones en Ecuador
b) Inversiones en Colombia
Los Estados Financieros consolidados incluyen activos e ingresos
operacionales de la sucursal Ecuador por M$10.251.273 y
Los Estados Financieros consolidados incluyen activos e ingresos
M$9.856.785, respectivamente.
operacionales de la Sucursal Colombia por M$71.224.580 y
M$22.389.463, respectivamente.
La tasa de inflación acumulada a Diciembre alcanza un 6,10%. La
variación del producto a Diciembre cerró en un 2,3% impulsado
El año 2003 se presentó para Colombia una leve revaluación del
principalmente por las exportaciones de petróleo.
peso, pues la Tasa Representativa del Mercado (TRM) al 31 de
diciembre de 2003 fue de COL$2.778,21 por US$1,00, frente a
d) Inversiones en otros países latinoamericanos
una TRM al 31 de diciembre del año 2002 de COL$2.864,79 por
US$1.00, lo que representa una revaluación del 3,02%.
Las inversiones en los otros países latinoamericanos no son
significativas.
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BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES
ANALISIS R A ZONAD O INDIVIDUAL
1. BA L A NCE GENER A L
Los principales rubros de activos y pasivos al 31 de diciembre de 2003 y 2002, son los siguientes:
Principales rubros de activos y pasivos
31/12/2003
31/12/2002
MM$
MM$
502.075
512.527
Activo Fijo Neto
168.521
160.355
Otros Activos
600.531
702.251
1.271.127
1.375.133
Activo Circulante
Total Activo
Pasivo Circulante
359.279
403.791
Pasivo Largo plazo
491.487
500.628
Total Pasivo Exigible
850.766
904.419
Patrimonio
420.361
470.714
1.271.127
1.375.133
Total Pasivos y Patrimonio
Al 31 de diciembre de 2003 los activos circulantes de ENAP
el año 2002 a $359.279 millones en el año 2003. Dentro de éstos
Matriz se mantuvieron prácticamente constantes, experimentando
pasivos, las cuentas que tuvieron una mayor disminución fueron:
una disminución de un 2,0% respecto al mismo período de año
Documentos por Pagar y Documentos y Cuentas por pagar Empresas
2002, que se refleja principalmente en la reducción de los rubros
Relacionadas, debido a la caída del tipo de cambio durante el 2003.
Deudores por Venta, Documentos y Cuentas por Cobrar a Empresas
Relacionadas e Impuestos por recuperar. Por otra parte las partidas
En cuanto a los pasivos de largo plazo, éstos también disminuyeron
que tuvieron un mayor incremento fueron las cuentas Disponible,
con una variación de un 1,8%, baja que se vio favorecida
Depósitos a Plazo y Otros Activos Circulantes, presentando una
principalmente por el menor tipo de cambio durante el año 2003.
mayor liquidez neta de $43.360 millones, debido a la cancelación
Cabe señalar, que ENAP obtuvo en el último semestre del año 2003
por parte de la filial Sipetrol S.A. de su deuda de largo plazo a
un crédito sindicado por US$150 millones y en el último trimestre
finales del año. Estos fondos fueron destinados básicamente a la
del año 2002, efectuó dos emisiones de bonos a largo plazo, uno
cancelación de deuda de proveedores los primeros días del 2004.
en el mercado nacional por UF3.250 millones y uno en el mercado
norteamericano por US$290 millones.
Los activos fijos, a diciembre de 2003, mostraron un incremento
de $8.166 millones respecto a igual período de 2002, lo que
El Patrimonio de ENAP al cierre del 2003, presenta una disminución
representa un 5,1% de aumento.
respecto del año anterior de un 10,7%, pasando de $470.714
millones, a $420.361 millones en el 2003. Esta baja se explica
Respecto a los otros activos, éstos experimentaron una disminución
principalmente por la disminución en Otras reservas, por el efecto
en $101.719 millones el año 2003 que principalmente corresponde
del ajuste de conversión de acuerdo con lo establecido en el Boletín
al pago de la deuda de la Filial Sipetrol S.A.
Técnico Nº 64 del Colegio de Contadores de Chile A.G.; el cual
refleja en el Patrimonio la disminución de la inversión en el exterior
Los pasivos exigibles mostraron una disminución de un 5,9%,
motivado por la baja del dólar respecto del peso chileno durante el
esta variación se explica principalmente, por la disminución de los
2003.
pasivos circulantes los cuales disminuyeron de $403.791 millones
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INDICADORES DE LIQUIDEZ, ENDEUDAMIENTO Y ACTIVIDAD
Los principales indicadores financieros del balance, relativos a liquidez, endeudamiento y actividad, son los siguientes:
Principales indicadores financieros del balance
31/12/2003
31/12/2002
Liquidez
Liquidez corriente
1,40
1,27
Razón ácida (1)
1,09
1,03
Deuda Corto Plazo/Deuda Total (%)
42,2%
44,6%
Deuda Largo Plazo/Deuda Total (%)
57,8%
55,4%
Razón de endeudamiento
2,02
1,92
Cobertura gastos financieros
6,72
4,07
1.271.127
1.375.133
Endeudamiento
Actividad
Total Activos (MM$)
(1) Corresponde al total de activos circulantes, menos las existencias y menos los gastos pagados por anticipado, dividido por el pasivo circulante.
Liquidez
Endeudamiento
Al cierre del año 2003 la capacidad de la Empresa para cumplir
con sus compromisos de corto plazo alcanzó 1,40 veces, índice que
es superior al de diciembre de 2002 que alcanzó a 1,27 veces. Lo
anterior se explica por la disminución de los pasivos circulantes en
su conjunto durante el año 2003 en un 11,0%, mientras que los
activos circulantes disminuyeron sólo un 2,0% durante el mismo
La razón de endeudamiento de la Empresa al año 2003, (Total
Pasivo Exigible /Patrimonio), alcanzó un índice de 2,02 veces,
mientras que el año 2002 la razón de endeudamiento era de 1,92
veces. Este incremento del índice, se explica por la disminución de
un 5,9% en el total de pasivos exigibles, mientras que el patrimonio
disminuyó en un 10,7%.
período.
Respecto a la exigibilidad de la deuda, ésta se concentra en un
42,2% en el corto plazo y un 57,8% en el largo plazo, mientras
que para el año 2002 mostraban un 44,6% y un 55,4%
respectivamente. El cambio de estructura en la madurez de la deuda
se explica principalmente, por la nueva contratación de deuda cuyos
fondos prepagaron deuda de corto plazo.
2. ESTADO DE RESULTADOS
31/12/2003
Estado de resultados
31/12/2002
31/12/2003
31/12/2002
MM$
MM$
Resultado Operacional
26.075
35.379
Gastos financieros
29.670
28.582
Resultado no Operacional
142.254
59.640
R.A.I.I.D.A.I.E
211.194
136.480
87.858
59.452
Utilidad después de impuestos
Rentabilidad
Rentabilidad del patrimonio promedio
Rentabilidad del activo promedio
Rentabilidad de activos operacionales
*
%
%
19,72
12,79
6,64
4,61
4,23
6,86
* Activos operacionales= Activos totales - otros activos - otros activos fijos - otros activos circulantes - impuestos diferidos - depósitos a plazo.
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BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES
Resultados
3.
DIFERENCIA ENTRE VALORES ECONOMICOS
Y DE LIBROS DE LOS ACTIVOS
Al 31 de diciembre de 2003 los ingresos de explotación
experimentaron un aumento de un 24,2% respecto del año anterior
Al 31 de diciembre de 2003, no se aprecian diferencias
y los costos de explotación, por su parte, aumentaron un 25,6%
significativas entre los valores económicos y de libros de los
entre un año y otro. El efecto conjunto de las partidas de ingresos
principales activos de la Empresa. Sin embargo, es importante
y costos de explotación significó una disminución en el margen de
destacar que de acuerdo con las normas de la Superintendencia de
explotación de un 12,5%. Los menores ingresos operacionales se
Valores y Seguros, las inversiones en empresas filiales y coligadas, se
debieron principalmente a la baja del tipo de cambio del dólar.
valorizan según el método de valor proporcional del patrimonio de las
respectivas empresas.
Durante el mismo período los resultados no operacionales (utilidad),
mostraron un incremento de $82.615 millones y que se explica
principalmente por el impacto positivo de la diferencia de cambio
4.
SITUACION DE MERCADO
y la corrección monetaria. El tipo de cambio del dólar al cierre de
diciembre 2003 alcanzó a $593,80 y a diciembre 2002 éste era
El precio del crudo marcador WTI (West Texas Intermediate) tuvo
de $718,61. También contribuyó a este aumento el mayor resultado
una tendencia creciente durante el primer trimestre del año 2003,
neto por inversión en empresas relacionadas por $26.315 millones.
desde 31,0 US$/bbl hasta 37,8 US$/bbl, como resultado del inicio
Esta variación positiva se reduce en $1.087 millones por el aumento
de las tensiones bélicas en Irak. Posteriormente el precio se ubicó
de los gastos financieros y en $19.354 millones por el aumento de
bajo los 28 US$/bbl fluctuando el resto del año entre un mínimo
los otros egresos; entre los conceptos más significativos.
de 25,2 US$/bbl a un máximo de 33,7 US$/bbl, para finalizar el
año en 32,6 US$/bbl. El promedio anual fue 31.1 US$/bbl, 18,7%
El incremento en los resultados no operacionales, generó un
superior al promedio del año 2002 que alcanzó a 26,2 US$/bbl.
aumento de un 77,2% en la utilidad antes de impuesto a la renta,
alcanzando los $168.330 millones a diciembre de 2003, mientras
que en igual período del año 2002 ésta fue de $95.018 millones.
La utilidad final del ejercicio fue de $87.858 millones a diciembre
de 2003, mientras que a igual período de 2002 fue de $59.452
millones, lo que representa un incremento de un 47,81%.
5.
FLUJOS DE EFECTIVO
Los principales componentes del flujo neto de efectivo originado en cada ejercicio, son los siguientes:
31/12/2003
31/12/2002
MM$
MM$
97.679
45.622
Flujo neto originado por actividades de financiamiento
(14.641)
(32.915)
Flujo neto originado por actividades de inversión
(29.749)
(28.041)
53.289
(15.334)
Flujo neto originado por actividad de la operación
Flujo neto del período
El mayor flujo originado por actividades de la operación por $52.057 millones, se explica principalmente por los flujos netos generados por
conceptos de pagos y devoluciones de impuestos a la renta.
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6.
ANALISIS DE RIESGO DE MERCADO
ENAP participa en la exploración y producción de hidrocarburos y en
las siguientes etapas de la cadena productiva, refinación, transporte,
almacenamiento y comercialización de los productos derivados
riesgo-país que el chileno, lo que puede afectar individualmente
del petróleo. De estas actividades, una parte substancial de las
a alguna filial extranjera, se están realizando las acciones para
operaciones corresponde a la refinación y comercialización de sus
incrementar la diversificación de inversiones en el exterior con el
productos en Chile, liderando el abastecimiento del mercado nacional
objeto de reducir el riesgo global de ENAP.
con una participación de aproximadamente 86%, abriéndose
paso en los últimos años a la exportación de estos productos,
La exposición a las variaciones en el tipo de cambio, resultado
principalmente a países de América Latina.
de tener parte importante de los ingresos denominados en pesos
chilenos y sus pasivos en dólares, se ha visto significativamente
El abastecimiento del petróleo crudo para sus refinerías lo
disminuida por la política de precios basada en la paridad de
obtiene mayoritariamente desde Argentina, siendo sus principales
importación indexada en dólares, situación que se analiza en forma
proveedores Chevron-San Jorge y Repsol-YPF. No obstante lo
periódica, para mantener una posición competitiva considerando la
anterior, ENAP accede regularmente a mercados alternativos
libertad de precios y de importación que existe en Chile.
de suministro de petróleo crudo y productos, situación que le
permite asegurar el abastecimiento y los compromisos comerciales
En términos de riesgo de tasa de interés, la empresa mantiene
convenientemente.
un mix de deuda financiera en tasa fija (principalmente bonos
de largo plazo), y tasa variable (principalmente créditos
El riesgo relevante para el negocio está esencialmente en el margen
bilaterales y sindicados), que al 31 de diciembre del año 2003
de refinación, debiendo enfrentar la empresa las fluctuaciones de
es aproximadamente de 96%/4% fijo/variable. Esta relación
precio en los mercados internacionales de crudo y los productos. Por
incrementó el porcentaje de tasa fija comparado con igual fecha del
lo anterior, las refinerías han continuado ajustando favorablemente
año anterior.
sus estructuras de costos a la competitividad de esta industria, y
han orientado sus inversiones a incrementar tanto su flexibilidad
Asimismo, ENAP mantiene una posición en instrumentos derivados
productiva como la calidad de sus productos para mitigar en parte,
tanto en Cross Currency Swap correspondiente una parte
la exposición en nuestros ingresos por la rebaja arancelaría con la
significativa de la emisión del Bono en el mercado nacional en el
entrada en vigencia del Tratado de Libre Comercio entre Chile y
mes de octubre del 2002, para llevar su denominación de UF a
Estados Unidos.
dólares de los Estados Unidos, como operaciones de Swap para
fijar la tasa de interés de una parte significativa de los créditos
Por otra parte, si bien la empresa ha efectuado inversiones en
sindicados denominados en dólares de Estados Unidos. La empresa
exploración y producción de petróleo en países con mayor grado de
no participa de operaciones de futuros ni en otros mercados de
cobertura financiera para los riesgos de precio de commodities.
Nota: Los Hechos Relevantes de los Estados Financieros Individuales son los mismos que se entregan en la página 140
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ESTADOS FINANCIEROS RESUMIDOS DE FILIALES
ESTADOS FINANCIEROS RESUMIDOS DE FILIALES
REFINERÍA DE PETRÓLEO
DE CONCÓN S.A. ( RPC)
BALANCE
2003
MM$
MM$
Total Activos Circulantes
140.739
163.658
Total Activos Fijos
178.126
170.590
Total Otros Activos
8.152
7.459
Total Activos
327.017
341.707
Total Pasivos Circulantes
124.410
174.106
Total Pasivos Largo Plazo
43.835
35.223
168.245
209.329
0
0
Total Patrimonio
158.772
132.378
Total Pasivos y Patrimonio
327.017
341.707
2003
2002
Total Pasivo Exigible
Interés Minoritario
ESTADO DE RESULTADOS
MM$
MM$
Resultado de explotación
47.756
54.939
Resultado fuera de explotación
19.251
(19.393)
Resultado antes de impuesto a la renta
67.007
35.546
(11.244)
(5.869)
0
0
55.763
29.677
2003
2002
Impuesto a la renta
Items extraordinarios
Utilidad (Pérdida) del ejercicio
ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO
Flujo neto originado por actividades de operación
MM$
MM$
53.455
25.213
Flujo neto originado por actividades de financiamiento
(29.439)
(870)
Flujo neto originado por actividades de inversión
(23.219)
(24.048)
797
295
(1.241)
(1.091)
Flujo neto total del ejercicio
Efecto de la inflación sobre el efectivo y efectivo equivalente
Variación neta del efectivo y efectivo equivalente
(444)
(796)
Saldo inicial del efectivo y efectivo equivalente
8.185
8.982
Saldo final del efectivo y efectivo equivalente
7.741
8.186
NOTAS EXPLICATIVAS
Inscripción en el Registro de Valores
194
2002
–
Criterios Contables
Nota 2
Cambios Contables
Nota3
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PETROX S.A. REFINERÍA DE PETRÓLEO
BALANCE
2003
2002
MM$
MM$
Total Activos Circulantes
164.009
192.334
Total Activos Fijos
207.212
173.478
Total Otros Activos
17.406
14.922
Total Activos
388.627
380.734
Total Pasivos Circulantes
186.362
206.999
Total Pasivos Largo Plazo
23.185
13.092
209.547
220.091
0
0
Total Patrimonio
179.080
160.643
Total Pasivos y Patrimonio
388.627
380.734
Total Pasivo Exigible
Interés Minoritario
ESTADO DE RESULTADOS
2003
2002
MM$
MM$
39.114
61.606
Resultado fuera de explotación
29.087
(16.208)
Resultado antes de impuesto a la renta
68.201
45.398
(11.198)
(7.278)
0
0
57.003
38.120
2003
2002
Resultado de explotación
Impuesto a la renta
Items extraordinarios
Utilidad (Pérdida) del ejercicio
ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO
MM$
Flujo neto originado por actividades de operación
MM$
100.573
67.981
Flujo neto originado por actividades de financiamiento
(36.822)
(32.543)
Flujo neto originado por actividades de inversión
(62.368)
(37.117)
1.383
(1.679)
Flujo neto total del ejercicio
Efecto de la inflación sobre el efectivo y efectivo equivalente
(1.060)
(1.759)
323
(3.438)
Saldo inicial del efectivo y efectivo equivalente
8.593
12.031
Saldo final del efectivo y efectivo equivalente
8.916
8.593
Variación neta del efectivo y efectivo equivalente
NOTAS EXPLICATIVAS
Inscripción en el Registro de Valores
–
Criterios Contables
Nota 2
Cambios Contables
Nota 3
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ESTADOS FINANCIEROS RESUMIDOS DE FILIALES
SOCIEDAD INTERNACIONAL
PETROLER A S.A. (SIPETROL)
BALANCE
2003
Total Activos Circulantes
Total Activos Fijos
Total Otros Activos
Total Activos
MM$
50.417
57.791
250.059
309.034
18.647
12.912
319.123
379.737
Total Pasivos Circulantes
91.708
79.718
Total Pasivos Largo Plazo
92.721
110.681
184.429
190.399
600
611
Total Patrimonio
134.094
188.727
Total Pasivos y Patrimonio
319.123
379.737
2003
2002
Total Pasivo Exigible
Interés Minoritario
ESTADO DE RESULTADOS
MM$
MM$
Resultado de explotación
12.168
22.624
Resultado fuera de explotación
(3.020)
2.549
9.148
25.173
(5.239)
1.405
(99)
(141)
Utilidad (Pérdida) del ejercicio
3.810
26.437
ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO
2003
2002
Resultado antes de impuesto a la renta
Impuesto a la renta
Interés Minoritario
Flujo neto originado por actividades de operación
MM$
MM$
65.797
66.227
Flujo neto originado por actividades de financiamiento
(18.648)
(40.186)
Flujo neto originado por actividades de inversión
(48.893)
(33.249)
(1.744)
(7.208)
Flujo neto total del ejercicio
Efecto de la inflación sobre el efectivo y efectivo equivalente
(317)
927
Variación neta del efectivo y efectivo equivalente
(2.061)
(6.281)
Saldo inicial del efectivo y efectivo equivalente
13.854
20.135
Saldo final del efectivo y efectivo equivalente
11.793
13.854
NOTAS EXPLICATIVAS
Inscripción en el Registro de Valores
196
2002
MM$
–
Criterios Contables
Nota 2
Cambios Contables
Nota 3
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EMPRESA ALMACENAD OR A
DE COMBUSTIBLES S.A. (EMALCO )
BALANCE
Total Activos Circulantes
Total Activos Fijos
Total Otros Activos
2003
2002
MM$
MM$
919
1.272
7.107
6.895
195
223
8.221
8.390
Total Pasivos Circulantes
1.034
1.190
Total Pasivos Largo Plazo
3.844
4.178
Total Pasivo Exigible
4.878
5.368
0
0
Total Patrimonio
3.343
3.022
Total Pasivos y Patrimonio
8.221
8.390
ESTADO DE RESULTADOS
2003
2002
MM$
MM$
3.798
3.370
Total Activos
Interés Minoritario
Resultado de explotación
Resultado fuera de explotación
(245)
(192)
3.553
3.178
(597)
(505)
0
0
Utilidad (Pérdida) del ejercicio
2.956
2.673
ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO
2003
2002
MM$
MM$
Resultado antes de impuesto a la renta
Impuesto a la renta
Items extraordinarios
Flujo neto originado por actividades de operación
3.427
3.426
(3.168)
(2.160)
Flujo neto originado por actividades de inversión
(565)
(1.261)
Flujo neto total del ejercicio
(306)
5
1
(6)
Flujo neto originado por actividades de financiamiento
Efecto de la inflación sobre el efectivo y efectivo equivalente
Variación neta del efectivo y efectivo equivalente
(305)
(1)
Saldo inicial del efectivo y efectivo equivalente
554
555
Saldo final del efectivo y efectivo equivalente
249
554
NOTAS EXPLICATIVAS
Inscripción en el Registro de Valores
–
Criterios Contables
Nota 2
Cambios Contables
Nota 3
M E M O R I A
A N U A L
2 0 0 3
G R U P O
D E
E M P R E S A S
E N A P
197
ESTADOS FINANCIEROS RESUMIDOS DE FILIALES
PETRO SERVICIO CORP S.A.
BALANCE
Total Activos Circulantes
2002
MM$
MM$
2.018
339
48
66
432
528
Total Activos
2.498
933
Total Pasivos Circulantes
1.660
531
Total Activos Fijos
Total Otros Activos
Total Pasivos Largo Plazo
Total Pasivo Exigible
Interés Minoritario
Total Patrimonio
Total Pasivos y Patrimonio
ESTADO DE RESULTADOS
Resultado de explotación
0
0
1.660
531
0
0
838
402
2.498
933
2003
2002
MM$
MM$
460
(22)
49
(230)
509
(252)
Impuesto a la renta
0
0
Items extraordinarios
0
0
509
(252)
Resultado fuera de explotación
Resultado antes de impuesto a la renta
Utilidad (Pérdida) del ejercicio
198
2003
M E M O R I A
A N U A L
2 0 0 3
G R U P O
D E
E M P R E S A S
E N A P
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 2003 es veraz y completa.
ALFONSO DULANTO RENCORET
OSCAR LANDERRETCHE GACITÚA
Ministro de Minería
Vicepresidente del Directorio
Presidente del Directorio
RUT: 5.622.345–2
RUT: 4.464.861–K
VICENTE SÁNCHEZ CUESTA
EDUARDO JARA MIRANDA
Director
Director
RUT: 5.954.012–2
RUT: 3.087.577–K
FERNANDO RAMÍREZ PENDIBENE
JORGE MATUTE MATUTE
Director
Director
RUT: 7.876.527–5
RUT: 5.334.581–6
ALFREDO OVALLE RODRÍGUEZ
RADOVAN RAZMILIC TOMICIC
Director
Director
RUT: 3.189.009–8
RUT: 6.283.668–7
DANIEL FERNÁNDEZ KOPRICH
Gerente General
RUT: 7.750.368–4
Santiago, marzo de 2004
M E M O R I A
A N U A L
2 0 0 3
G R U P O
D E
E M P R E S A S
E N A P
199
ESTADOS FINANCIEROS RESUMIDOS DE FILIALES
200
M E M O R I A
A N U A L
2 0 0 3
G R U P O
D E
E M P R E S A S
E N A P