MEMORIA ENAP REFINERÍAS S.A. 2006

MEMORIA ANUAL 20 06
ENAP REFINERÍAS S.A.
Borrador para aprobación de Directorio
Í n d i c e
1) Identificación de la Empresa
3
2) Directorio
4
3) Remuneraciones del Directorio
5
4) Administración
6
5) Remuneraciones de la Administración
8
6) Indemnizaciones
8
7) Organigrama
9
8) Descripción y trayectoria
10
9) Hitos 2006
11
10) Gestión de personas y organización
14
11) Entorno del negocio
16
12) Políticas de inversión y financiamiento
24
13) Factores de riesgo de mercado
32
14) Resultados del ejercicio y actividades productivas
33
15) Proveedores y clientes
37
16) Seguros
38
17) Instalaciones, equipos y propiedades
38
18) Marcas y patentes
41
19) Distribución de utilidades y política de dividendos
41
20) Gestión ambiental
42
21) Sociedades coligadas
45
22) Balance y estados financieros 2006
46
23) Declaración de responsabilidad
LA EMPRESA
I D E N T I F I C A ci ó n D E L A E N T I D A D
Razón Social:
Tipo de Entidad:
RUT:
Dirección:
Casilla Postal:
Número de Teléfono:
Número de Fax:
Auditores Externos:
Dirección Internet:
Enap Refinerias S. A.
Sociedad Anónima cerrada, sometida voluntariamente a las normas de las sociedades anónimas
abiertas e inscrita con el Nº 833 en el Registro de Valores, de la Superintendencia de Valores y Seguros.
87.756.500-9
Avenida Borgoño Nº 25.777, Comuna de Concón, Quinta Región de Valparaíso
7048 Concón
(5632) 2650200 y (56-32) 2811095
(56-32) 2814069
Deloitte
www.enap.cl
Constitución de la Sociedad
Por acuerdo adoptado en Junta General Extraordinaria de
Accionistas de la sociedad Petrox S.A., Refinería de Petróleo, del
23 de diciembre de 2003, se aprobó la fusión de esta filial de la
Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) con Refinería de Petróleo
Concón S.A. (RPC S.A.), mediante la incorporación de esta última
a la primera. Asimismo, se reemplazó el nombre de Petrox S.A.
Refinería de Petróleo por el de Enap Refinerías S.A., cambiando,
además, su domicilio legal a la Comuna de Concón, Quinta Región
de Valparaíso, Chile. Todo lo anterior con vigencia a partir del 1 de
enero de 2004. En el mismo acto, se acordó que en el estatuto
refundido de la sociedad, ésta se sometiera voluntariamente a las
normas legales aplicables a las sociedades anónimas abiertas.
Así consta en la escritura pública del 23 de diciembre de 2003,
otorgada ante el Notario Público de Santiago don Eduardo Avello
Concha, a la que se redujo el acta de la Junta General Extraordinaria de Accionistas de esa misma fecha.
El extracto del acta fue inscrito el 19 de enero de 2004 a fojas
2vta. Nº 3, del Registro de Comercio del Conservador de Bienes
Raíces y Comercio de Concón. Este extracto fue publicado en el
Diario Oficial del 17 de enero del mismo año.
Petrox S.A. Refinería de Petróleo, ahora denominada Enap Refinerías S.A., se había constituido como sociedad anónima por
escritura del 16 de julio de 1981, otorgada ante el Notario Público
de Santiago don Raúl Undurraga Laso. El certificado que acredita
la resolución de la Superintendencia de Valores y Seguros que autoriza la existencia y aprobación del estatuto de esta sociedad anónima se inscribió a fojas 877vta., Nº 502 del Registro de Comercio
de Concepción, en 1981, y se publicó en el Diario Oficial el 23 de
septiembre del mismo año. La sociedad fue reinscrita en virtud de
una reforma de estatutos a fojas 100vta., Nº 49 y a fojas 145 Nº 82,
del Registro de Comercio de Talcahuano, de 1982, y se publicó en el
Diario Oficial del 26 de mayo del mismo año.
Entre el 16 de julio de 1981 y el 22 de diciembre de 2003, los estatutos de la Sociedad tuvieron varias modificaciones y la última se
acordó el 10 de marzo de 1999, en Junta General Extraordinaria de
Accionistas, que establecía su texto definitivo, que se redujo a escritura pública con fecha 15 de marzo de 1999, ante el Notario Público
señor Pedro Sadá Azar, de Santiago. Su extracto se inscribió a fojas
87vta., Nº 62 del Registro de Comercio de Talcahuano de 1999 y se
publicó en el Diario Oficial del 27 de abril del mismo año.
Propiedad y control
La propiedad de Enap Refinerías S.A. al 31 de diciembre de 2006
se distribuye como sigue:
Accionistas
Empresa Nacional del Petróleo (ENAP)
Corporación de Fomento de la Producción (Corfo)
Total acciones suscritas y pagadas
ENAP REFINERÍAS S.A.|
Nº acciones
81.537.212
32.839
81.570.051
% Participación
99,959741
0,040259
100,00000
DIREC TORIO
(1)
De pie de izquierda a derecha : Nelson Muñoz Guerrero, Marcos Varas Alvarado, Guillermo del Valle de la Cruz, Yerko Ljubetic Godoy, Aldo Siri Frites, Gabriel Aldoney Vargas. Sentados de iquierda a derecha: Berta Belmar, Enrique Dávila Alveal
y Paula Hidalgo Mandujano .
Presidente
Enrique Dávila Alveal
Economista
RUT: 5.032.869-4
Nelson Muñoz Guerrero
Geólogo
RUT: 8.090.601-3
Directores
Berta Belmar Ruiz
Abogado
RUT: 5.328.023-4
Aldo Siri Frites
Psicólogo
RUT: 7.201.065-5
Gabriel Aldoney Vargas
Ingeniero Mecánico
RUT: 5.596.718-0
Yerko Ljubetic Godoy
Abogado
RUT: 8.077.485-0
Guillermo del Valle de la Cruz
Comunicador Social
RUT: 7.379.488-9
Marcos Varas Alvarado
Técnico Operador
RUT: 10.409.044-3
Gerente General
Carlos Cabeza Faúndez
Ingeniero Civil Mecánico
RUT: 5.761.918-K
Paula Hidalgo Mandujano (2)
Ingeniero Comercial
RUT: 12.885.835-7
Notas:
(1) En Junta General Ordinaria de Accionistas, realizada el 11 de abril de 2006, se designó como Directores, por el período estatutario de tres años, a la señora Berta Belmar
Ruiz y a los señores Gabriel Aldoney Vargas, Enrique Dávila Alveal, Guillermo del Valle de la Cruz, David Jana Bitrán, Nelson Muñoz Guerrero, Aldo Siri Frites, Yerko Ljubetic
Godoy y Marcos Varas Alvarado. El 28 de abril de 2006, el Directorio acordó designar Presidente a don Enrique Dávila Alveal. (2) El 31 de julio de 2006, el Directorio aceptó la renuncia de don David Jana Bitrán a sus funciones como Director y Vicepresidente de la compañía, a contar del 14 de agosto
de 2006; y el 29 de agosto de 2006 designó en su reemplazo a doña Paula Hidalgo Mandujano hasta la próxima Junta General Ordinaria de Accionistas.
M em o ria A n u al 2 0 0 6
REMUNER ACIONES DE LOS DIREC TORES
La Junta General Extraordinaria de Accionistas, celebrada el 30
de noviembre de 2004, teniendo en consideración la fusión de
las sociedades filiales de ENAP, Enap Refinerías S.A. y Emalco S.A.,
cuyos Directorios estaban integrados por las mismas personas, fijó
a partir de esa fecha, una remuneración para los miembros del
Directorio, ascendente a 18,99 Unidades Tributarias Mensuales.
A su vez, la Vigesimocuarta Junta General Ordinaria de
Accionistas, celebrada el 29 de marzo de 2005, fijó como única
retribución a los Directores por su asistencia a sesiones, o a
comisiones, o a comités de Directorio, una dieta equivalente a 18,99
UTM, cualquiera que sea el número de sesiones a que asistan con
un mínimo de una en el mes calendario respectivo. Esta retribución
tiene el carácter de honorario para todos los efectos legales.
Dietas percibidas por el Directorio (1)
Director
RUT
M$ 2006
M$ 2005
Enrique Dávila Alvear (2)
5.032.869 - 4
-
-
Aldo Siri Frites (2)
7.201.065 – 5
-
-
David Jana Bitrán (2)
7.296.858 – 1
-
-
Guillermo del Valle de la Cruz (2)
7.379.488 – 9
-
-
Nelson Muñoz Guerrero (2)
8.090.601 – 3
-
-
Pedro Calvo Martínez
4.095.725 – 1
597
7.156
Berta Belmar Ruiz
5.328.023 – 4
5.464
-
Alejandro Fernández Kokich (3)
6.526.491 – 9
1.792
7.156
René Ormeño Palacios
5.561.753 – 8
597
7.156
Yerko Ljuvetic Godoy
8.077.485 – 0
4.860
-
Gabriel Aldoney Vargas
5.596.718 – 0
6.673
6.564
10.409.044 – 3
5.464
-
12.895.835 - 7
-
-
Marcos Varas Alvarado
Paula Hidalgo Mandujano (2)
Notas:
(1) Cifras actualizadas en moneda de diciembre de 2006.
(2) Los directores Sres. Enrique Dávila Alveal, Aldo Siri Frites, David Jana Bitrán, Guillermo del Valle de la Cruz, Nelson Muñoz Guerrero y Paula Hidalgo Mandujano, no
percibieron dieta, por ejercer simultáneamente funciones gerenciales en la matriz ENAP, según las políticas de ésta.
(3) En 2005 y hasta marzo de 2006, el Director Sr. Alejandro Fernández K. percibió, también, la cantidad de M$49.334 y M$13.896, por remuneraciones y viáticos,
respectivamente, en su carácter de trabajador dependiente de la sociedad. A su vez, el Director Sr. Marcos Varas A., percibió a partir de abril de 2006, la cantidad de
M$42.301 en remuneración y viáticos, en su carácter de trabajador dependiente de la sociedad.
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ADMINISTR ACIÓN
(1)
Gerente General
Carlos Cabeza Faúndez
Ingeniero Civil Mecánico
RUT: 5.761.918-k
Gerente de Refinería Aconcagua Sergio Arévalo Espinoza
Ingeniero Civil Químico y Metalúrgico
RUT: 4.212.294-7
Gerente de Refinería Bío Bío (2) Walton Cherres Cornejo
Licenciado en Filosofía
RUT: 4.684.391-6
Gerente de Recursos Humanos Jorge Díaz Fernández
Ingeniero Comercial
RUT: 8.031.118-4
Gerente de Gestión y Costos Ramón Cifuentes Jiménez
Ingeniero Comercial
RUT: 4.324.353-5
Gerente de Optimización y
Almacenamiento
Daniel Martínez Bonansco
Ingeniero Civil Químico
RUT: 7.752.491-6
Gerente de Inversiones y Nuevos Negocios
Daniel Ibarra Moraga
Ingeniero Comercial
RUT: 6.506.194-5
Gerente Comercial
Gastón Ramos González
Ingeniero Civil Químico
RUT: 5.174.949-9
Director de Medio Ambiente de Refinerías (3)
José Venegas Valderrama
Periodista
RUT: 5.065.539-3
Servicio Jurídico
Alvaro González Droguet
Abogado
RUT: 10.466.586-1
Servicio de Auditoría Eduardo Escare Castillo
Ingeniero Comercial
RUT: 5.301.168-3
(1) Enap Refinerías S.A. es una filial de la Empresa Nacional del Petróleo y depende funcionalmente de la Línea de Negocios de Refinación, Logística y Comercialización
(RL&C) de la matriz. Por lo tanto, los ejecutivos de Enap Refinerías S.A. tienen dependencia funcional de esta Línea de Negocios. Estructura vigente al 31 de diciembre de
2006.
(2) A contar del 1º de mayo de 2006 se nombra como Gerente de Refinería Bío Bío al señor Walton Cherres Cornejo, en reemplazo del Sr. Alfonso Yánez Macías.
(3) Con fecha 1 de mayo de 2006 se crea esta Dirección.
M em o ria A n u al 2 0 0 6
R E M U N E R A C I O N E S D E L a administraci ó n
Las remuneraciones pagadas en 2006 a los gerentes y ejecutivos
principales de Enap Refinerías S.A. sumaron $1.025,2 millones, cifra
superior en 14,7% respecto a la cantidad nominal pagada en el
ejercicio 2005 y que llegó a $ 893,8 millones.
El guarismo anterior considera de manera global la
remuneración total percibida por los gerentes y ejecutivos
principales de la sociedad. Además, respecto de los gerentes y
ejecutivos existe un incentivo anual, variable y contractual, que se
asigna en función de los resultados globales de la empresa y de
cada una de las áreas que la conforman y el nivel de cumplimiento
alcanzado en sus metas individuales y corporativas.
INDEMNIZ ACIONES
Durante el ejercicio no se registraron pagos por concepto
de indemnización por años de servicio a gerentes o ejecutivos
superiores.
12 E N A P R E F I N E R Í A S S . A . |
ORGANIGRAMA ENAP REFINERÍAS S.A.
Gerente General ENAP
Enrique Dávila Alveal
Gerente General
ENAP Refinerías S.A.
Carlos Cabeza Faúndez
Dirección Medio Ambiente
Refinerías
José Venegas Valderrama
Servicio Jurídico
Álvaro González Droguett
Servicio Auditoría
Eduardo Escare Castillo
Gerente
Gerente
Inversiones y
Gestión y
Nuevos Negocios
Costos
Daniel Ibarra
Ramón Cifuentes
Moraga
Jiménez
Gerente
Comercial
Gastón Ramos
González
Gerente
Optimización y
Almacenamiento
Daniel Martínez
Bonansco
Gerente
Refinería
Bío Bío
Walton Cherres
Cornejo
Gerente
Refinería
Aconcagua
Sergio Arévalo
Espinoza
Gerente
Recursos
Humanos
Jorge Díaz
Fernández
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D E S C R I P C I Ó N Y T R AY E C T O R I A
Enap Refinerías S.A. es una filial de la Empresa Nacional del
Petróleo (ENAP), Chile, creada el 1 de enero de 2004, como resultado
de la fusión de las sociedades Petrox S.A. Refinería de Petróleo y
Refinería de Petróleo Concón S.A. Depende funcionalmente de
la Línea de Negocios Refinación, Logística y Comercialización,
que es el área en ENAP encargada de desarrollar las actividades
relacionadas con la adquisición y refinación de crudo para la
producción de combustibles y otros derivados del petróleo. Además,
realiza la gestión de la infraestructura logística para el transporte
y almacenamiento de éstos y su posterior venta a las compañías
distribuidoras, tanto al mercado nacional como al extranjero.
El 16 de agosto de 2004, Enap Refinerías S.A. adquirió las acciones
de la compañía Shell Perú S.A., fusionándolos con los activos de la
compañía Romero Trading. Con ello, Enap Refinerías S.A. inició la
incursión en el mercado de distribución de combustibles en ese
país.
A contar del 1 de diciembre de 2004 Enap Refinerías S.A. se
fusionó con la Empresa Almacenadora de Combustibles S.A. (Emalco
S.A), sociedad que estaba a cargo del área de logística de derivados
de ENAP. Mediante esta operación, Emalco S.A. fue disuelta,
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incorporándose a Enap Refinerías S.A. todos los activos de ésta, que
incluyen las plantas de almacenamiento de combustibles líquidos
y gaseosos, ubicados en las Comunas de Maipú, San Fernando y
Linares, entre otras.
La Junta General Extraordinaria de Accionistas celebrada el 16 de
diciembre de 2004, aprobó la ampliación del objeto social, de manera
de permitirle a la sociedad concurrir con la Empresa Nacional del
Petróleo en la realización de actividades de exploración, explotación
o beneficio de yacimientos que contengan hidrocarburos,
dentro del territorio nacional. Asimismo, dicha Junta aprobó
incluir en el referido objeto social la participación en actividades
relacionadas con energía geotérmica y el aprovechamiento de las
aguas subterráneas que resulten de las labores de exploración y
explotación geotérmica y demás actividades relacionadas.
A partir del 1 de enero de 2005, previa reforma estatutaria y
contando con las autorizaciones oficiales correspondientes, se
sustituyó la moneda pesos chilenos en que se encontraba expresado
el capital social, por dólares de los Estados Unidos de América,
procediéndose a llevar en esta moneda los registros contables de
la sociedad, desde la misma fecha ya indicada.
HITOS 20 0 6
Nueva plataforma operativa Web
Lunes 2 de enero: Con una nueva plataforma operativa (Opensite
5.0) y una interfaz gráfica moderna, el portal web de ENAP estrenó su
nuevo diseño y contenidos. En forma simultánea comenzó a operar
el portal de Intranet que integra todas las áreas de la empresa y las
filiales Enap Refinerías S.A. y Enap Sipetrol S.A..
Miércoles 1 de marzo: Energas y Gasvalpo, firmaron un
memorándum de entendimiento con Enap Refinerías S.A., a partir
del cual esta filial de ENAP manifiesta su disposición a vender a
ambas empresas de la Quinta Región gas natural licuado que
suministrará la futura planta de regasificación que se construye en
Quintero.
Reconocimientos
Martes 16 de mayo: La Presidenta de la República Michelle Bachelet,
encabezó en Quintero la ceremonia de colocación de la primera
piedra para la construcción de la primera planta de regasificación
que formará parte del complejo de gas natural licuado.
Martes 3 de enero: La entidad especializada Project Finance
International (PFI) otorgó a Energía Concón S.A., (Enercon), el premio
“Latin America Deal of the Year 2005”, por la notable y compleja
estructuración del financiamiento del proyecto de refinación de
crudos pesados en Refinería Aconcagua, en Concón.
Martes 18 de julio: El proyecto de refinación de crudos pesados
que impulsa ENAP en conjunto con sus socios Foster Wheeler Iberia,
Man Ferrostaal y Técnicas Reunidas, a través de la sociedad Energía
Concón S.A. (Enercon), fue nominado como “Project Finance Deal
of the Year”, por la revista “Petroleum Economist”, que se edita en
Londres.
Viernes 4 de agosto: Enap Refinerías S.A. fue elegida como una
de las cinco empresas más destacadas del país en prevención de
riesgos, en el Concurso Anual de Seguridad 2006, organizado por la
Asociación Chilena de Seguridad (ACHS).
Proyecto de GNL
Miércoles 15 de febrero: El consorcio de empresas que impulsa
el Proyecto de GNL, formado por ENAP, Endesa Chile S.A. y
Metrogas S.A., seleccionó a la compañía británica BG para la fase
de negociación exclusiva de los contratos del proyecto, referidos
al suministro de GNL y a la construcción de un terminal para la
recepción y almacenamiento del GNL en la bahía de Quintero; una
planta para su regasificación y las instalaciones básicas para su
entrega a las redes de distribución, ubicadas en la zona central del
país.
Jueves 21 de septiembre: Las empresas nacionales que participan
en el Proyecto de GNL, ENAP, Endesa Chile y Metrogas, suscribieron
con BG el Project Development Agreement (PDA), es decir, el
acuerdo para el desarrollo del proyecto, con el cual quedan en
condiciones de iniciar la construcción de la planta y terminal de
regasificación en la Bahía de Quintero.
Viernes 29 de septiembre: El Pool de empresas nacionales que
participan en el Proyecto de GNL, ENAP, Endesa Chile y Metrogas, y
GNL Chile suscribieron con BG Group un acuerdo que establece la
estructura del negocio. También identifica y regula las actividades
a realizar y, en su parte esencial, define los términos del suministro
de GNL y los servicios de almacenamiento y de regasificación. El
acuerdo incluye los términos básicos de los contratos de venta de
gas y el desarrollo del EPC (Engineering Procurement Construction),
incluyendo la opción de suministro temprano para adelantar la
puesta en marcha del complejo de GNL.
Nuevos proyectos
Jueves 2 de marzo: ENAP y su filial Enap Refinerías S.A. firmaron
un memorando de acuerdo con Foster Wheeler Power Systems
INC., de Estados Unidos, para estudiar la ampliación de la capacidad
de generación de vapor y energía eléctrica de las instalaciones de
Petropower Limitada, ubicadas en Refinería Bío Bío.
M em o ria A n u al 2 0 0 6
Jueves 27 de julio: ENAP firmó con BG International Ltd, sucursal
Chile y Empresas Copec S.A. un memorando de entendimiento en
el que se establece el compromiso de las partes para desarrollar los
estudios de factibilidad para evaluar la construcción de una planta
de cogeneración de vapor y energía eléctrica de última generación,
en terrenos de la Refinería Aconcagua.
Unidad de Desulfurización de Diesel de Refinería Bio Bio existente,
con el fin de duplicar la capacidad de procesamiento de 12.000
a 24.000 barriles día y obtener un diesel con menor cantidad de
azufre.
Jueves 3 de agosto: ENAP y su filial Enap Refinerías S.A., suscribieron
con la compañía internacional Foster Wheeler Power System,
un memorándum de entendimiento para realizar los estudios
destinados a evaluar la factibilidad de una nueva Planta de Coker y
unidades de tratamientos anexas, en Refinería Bío Bío.
Plan Común de Empresa 2007-2011
Contrato de Servicios Financieros
Miércoles 6 de septiembre: ENAP y ABN AMRO Bank (Chile),
suscribieron un contrato de servicios financieros y de compraventa
de moneda extranjera, por un plazo de cuatro años, a contar del 11
de diciembre de 2006. ABN AMRO Bank manejará las operaciones de
inversiones de ENAP y filiales (Enap Refinerías S.A. y Enap Sipetrol S.A.)
en el mercado local y extranjero, los servicios de transferencia en el
exterior para el pago de las obligaciones de las empresas y la venta
de moneda extranjera a ENAP y Filiales, destinadas principalmente
para las compras de petróleo crudo y de productos.
Inauguraciones
Jueves 19 de octubre: Se inauguró en Refinería Aconcagua una
nueva planta de hidrotratamiento de diesel (HDT), que le permitirá
satisfacer la creciente demanda de petróleo diesel de alta calidad
en el país, particularmente en la Región Metropolitana, donde el
Plan de Prevención y Descontaminación Atmosférica exige el uso
de este combustible con un nivel máximo de 50 partes por millón
(ppm) de azufre.
Miércóles 22 de noviembre: Se inauguró en Refinería Bío Bío la
segunda Planta de Desulfurización de Diesel (HDS 2), que forma
parte del proyecto integrado de “Producción de diesel de bajo
azufre”, y que le permitirá a esta Refinería continuar mejorando la
calidad de este combustible y satisfacer la creciente demanda en el
país. La construcción de esta nueva planta contempló modificar la
Jueves 7 de diciembre: Se realiza la reunión plenaria con la que
concluyó la fase de levantamiento de información para el diseño
del nuevo PCE 2007-2011. Ese día 130 trabajadores y ejecutivos de
ENAP y filiales debatieron los planteamientos que formularon las
comisiones de trabajo que previamente recogieron las sugerencias
para la construcción del nuevo PCE.
Jueves 21 de Diciembre: Con la presencia de los principales
ejecutivos de ENAP y los presidentes de los sindicatos de
trabajadores y de profesionales, se lanzó oficialmente la segunda
etapa del proceso de construcción de la nueva Alianza Estratégica
2007-2011, proceso que deberá culminar en la segunda quincena
de enero 2007.
Proyecto Cyber Conexión
Viernes 29 de Diciembre: Se inaugura el Proyecto de Cyber
Conexión, con el cual se refuerza la Intranet integrada de ENAP y
filiales, que comenzó a operar en enero de 2006. De esta forma
los trabajadores de las plantas de Cabo Negro, Laredo, Gregorio,
Posesión, Cerro Sombrero, Cullen, Terminal Quintero y Refinerías
Aconcagua y Bío Bío, cuentan con acceso a la red de comunicación
interna.
GESTIÓN DE PERSONAS Y ORGANIZ ACIÓN
La gestión de Recursos Humanos de Enap Refinerías S.A. en
2006 estuvo orientada a profundizar la aplicación de materias
acordadas en el marco del Proyecto Común de Empresa (PCE)
y del Plan Estratégico de Negocios de la matriz ENAP, para el
período 2002-2006, como también en la construcción del nuevo
proyecto Plan Común de Empresa 2007-2011, siendo relevante el
proceso de diálogo abierto y de amplia participación para este
objetivo, conocido como “Enap Conversa”. Destacó en este proceso
la preocupación por las acciones orientadas al desarrollo de
competencias de los trabajadores, ligadas con las metas estratégicas
de la empresa; la articulación de herramientas para el mejoramiento
continuo de la gestión; y el mejoramiento de la calidad de vida de
los trabajadores, tanto del personal que labora en régimen de turno
como en jornadas administrativas ordinarias.
Las relaciones laborales con los sindicatos de trabajadores se
dieron -como es habitual- en un ambiente de mutuo respeto,
confianza, amplia participación y comunicación expedita. Destacan
en este plano la participación de las federaciones de Trabajadores
y de Profesionales y Supervisores en la evaluación periódica de los
protocolos que forman parte del PCE, como así también la idea
de ir construyendo las bases para un nuevo acuerdo estratégico de
largo plazo.
Relaciones con las comunidades
En cuanto a la relación con la comunidad es destacable la
participación de Enap Refinerías S.A. en todas las comunidades
donde posee instalaciones y genera actividades de capacitación
orientadas a pobladores del entorno. De esta forma, en la
intercomuna Concepción-Hualpén, se realizaron actividades para
que estos vecinos accedan a fuentes laborales que les permitan
mejorar la calidad de vida; a su vez, en la Quinta Región se realizaron
ocho actividades con la participación de pobladores de las comunas
de Concón, Puchuncaví y Quintero.
Proyecto de Competencias
En el marco del Proyecto Común de Empresa y de los Protocolos
suscritos entre la empresa y los trabajadores para poner en práctica
este documento, se continuó avanzando en el Proyecto de un
Sistema Integral de Recursos Humanos basado en Competencias.
En general, todas las áreas están en alguna de las etapas del
proceso, desde el Servicio de Seguridad que efectuó actividades
de aprendizaje para disminuir las brechas de competencias, hasta
las áreas de apoyo administrativo incorporadas al esquema de
levantamiento de competencias, a través de los procesos que
realizan, de acuerdo al cronograma general del Proyecto.
Este trabajo se ha ido desarrollando con la intervención de
diversas fuerzas de tarea, compuestas por personal seleccionado
entre los trabajadores. Las fases del proyecto se realizan en forma
paralela en Refinería Aconcagua y Refinería Bío Bío.
Dotación
Al 31 de diciembre 2006 la dotación de Enap Refinerías S.A. era
de 1.435 empleados:
Personal por estamento
Ejecutivos: Profesionales: Técnicos diferentes especialidades:
Total dotación 60
294
1.081
1.435
Capacitación para el cambio
Los hechos más relevantes en materia de capacitación laboral
estuvieron centrados en actividades relacionadas con el desarrollo
de competencias para cubrir brechas de conocimientos.
En general, el Programa estuvo orientado al negocio de la
refinación, optimizando los procesos, incrementando el uso de los
equipos y maquinarias y desarrollando las competencias técnicas
de los trabajadores en sus respectivas áreas de trabajo.
En total se impartieron 135.615 horas de capacitación,
alcanzándose un tasa de capacitación de 4,9 %.
Como una forma de ampliar la cobertura del conocimiento hacia
toda la organización, se impartió a través del Centro de Innovación y
Conocimiento de ENAP (CICE) un curso sobre el Negocio Petrolero.
Negociaciones colectivas
Durante el ejercicio se realizaron cuatro procesos de Negociación
Colectiva: con el Sindicato de Trabajadores del Petróleo Enap
Refinerías Aconcagua; con el Sindicato de Trabajadores Enap
Petrox; con el Sindicato de Empresa de Profesionales de Enap
Refinerías S.A. Aconcagua; y con el Sindicato de Trabajadores de
ENAP Emalco S.A.
Cada uno de estos procesos se realizaron exitosamente, en un
ambiente de armonía y de gran respeto, que permitió llegar a buen
acuerdo para las partes, dentro del plazo estipulado por la ley.
ENTORNO DEL NEGOCIO
Situación del mercado internacional
500.000 b/d en 2005, a una disminución neta de stocks de 300.000
b/d en 2006.
En 2006 el precio promedio para el crudo marcador internacional
West Texas Intermediate (WTI) alcanzó a US$ 66,0 por barril, 16,6%
mayor que los US$ 56,6 por barril registrado en 2005. De esta forma,
por cuarto año consecutivo se registraron alzas en el precio del
petróleo crudo. De hecho, el precio promedio de 2006 se convirtió
en el más alto de la historia del petróleo en términos nominales, es
decir, sin ajustar por la inflación del dólar.
Sin embargo, ajustando los precios históricos a dólares de 2006,
el promedio anual de US$ 66,0 por barril es superado por cada uno
de los precios anuales en el período 1980-1982, que estuvieron en el
rango de US$ 68 y 91 por barril. Este período estuvo marcado por la
Revolución Islámica en Irán (1979) y el comienzo de la guerra entre
Irak e Irán (1980-1988).
La demanda mundial por petróleo siguió mostrando un
crecimiento alto en 2006, con un aumento de 1 millón de barriles
día (b/d), mientras que la oferta sólo creció en 200.000 b/d. En
consecuencia, hubo un fuerte cambio en la tendencia de los
inventarios mundiales, pasándose de una acumulación neta
Mercado mundial de petróleo 2005 - 2006
(Cifras en millones de barriles diarios)
2005
2006 Variación
DEMANDA
84.0
85.0
1.0
OECD
49.6
49.4
-0.2
No-OECD
34.4
35.6
1.2
OFERTA
Ex - Unión Soviética
Resto No-OPEP
LGN y Condensados OPEP
Crudo OPEP
84.5
11.7
38.6
4.2
30.0
84.7
12.0
38.8
4.4
29.5
0.2
0.3
0.2
0.2
-0.5
VARIACIÓN INVENTARIOS
0.5
-0.3
-0.8
Fuente: Departamento de Energía, EE.UU., “Short Term Energy Outlook December 2006”
EvoluciónPrecioWTIendólaresporbarril
70
Conflictosgeopolíticosen
MedioOriente
60
HuracanesRitay
Katrina
50
Crecimientoeconómicode
IráninvadeIrak
China,impactaalmercado
(US$91,4endólaresde2006)
40
GuerradelGolfoII
IrakinvadeKuwait
30
RevoluciónIslámicaenIrán
20
GuerradelYomKippury
11-Sep
embargoárabecontraEE.UU.
10
-
1970
1973
1976
1979
1982
1985
1988
1991
1994
1997
2000
2003
2006
A diferencia de lo observado en 2005, en que el incremento
del consumo mundial fue abastecido por una mayor producción
de crudo de la OPEP, en 2006 la producción de crudo de esta
organización no creció, sino que disminuyó en 500.000 b/d. Dicha
caída contrarrestó el crecimiento de la oferta no OPEP, con lo que la
exigua expansión de la oferta mundial se debió al aumento en la
producción de gas natural licuado (líquidos de la extracción de gas
natural) y condensados de la OPEP.
La menor producción de crudo de la OPEP obedeció a acciones
unilaterales y multilaterales, buscando prevenir un colapso del
precio. La más significativa fue la reducción unilateral de 400.000 de
las exportaciones de Arabia Saudita desde abril, ya que el acuerdo
formal de la OPEP en octubre para bajar la producción en 1,2 millón
de b/d a partir de noviembre, operó en un lapso muy breve para
afectar los totales anuales.
Evolución del precio del crudo
Durante el año, el precio del crudo marcador WTI mostró un
comportamiento extraordinariamente volátil, con un mínimo de 55,9
y un máximo de 70,0 dólares por barril, considerando las cotizaciones
diarias. Con todo, pueden distinguirse tres subperíodos:
• Enero-marzo, en que el precio completó un ciclo de alza y baja
con un valor medio de US$ 63 por barril.
• Abril-septiembre, en que el precio subió a un nivel central de
US$ 70 por barril, con un amplio rango de oscilación (másmenos US$ 7 por barril).
• Octubre- diciembre, en que la cotización del crudo cayó a un
nivel de US$ 60 por barril, con una volatilidad menor que la del
período previo (más-menos US$ 4 por barril).
En el primer subperíodo (enero-marzo) se pudo apreciar
una marcada tendencia al alza de precios, debido a un tardío
recrudecimiento del invierno en Estados Unidos, seguido por un
descenso de los precios al aproximarse la primavera boreal. También
contribuyeron al alza de enero la interrupción de la producción de
226.000 b/d de Shell en Nigeria, por atentados de milicias tribales
y la decisión de Irán de reiniciar su programa de enriquecimiento
de uranio, a pesar de la amenaza de sanciones por parte de las
Naciones Unidas, mientras que el acuerdo de la OPEP de mantener
la producción en su reunión de fines de enero acentuó la baja
estacional del precio a partir de febrero.
En el segundo subperíodo, abril-septiembre, el nivel de precios
del crudo subió con rapidez a una banda en torno a los US$ 70 el
barril. Una serie de factores desataron la presión alcista del precio,
tales como las nuevas especificaciones para la gasolina y el diesel
P r eci o dia r io d el c r u d oWT Ie n 2 006
(US $ /b bl)
80
75
70
65
60
55
50
3 -e n e
3 - fe b
3 -m ar
3 -a b r
3 -m ay
3 - ju n
3 - ju l
3 -a g o
3 - se p
3 -o ct
3 -n ov
3 -d ic
en Estados Unidos, que pusieron un alto premio a los crudos
con bajo contenido de azufre y ricos en gasolina, de lo cual se
benefició el precio del WTI durante la introducción de las nuevas
especificaciones (marzo, para la gasolina con etanol y junio, para el
nuevo diesel con 15 partes por millón de azufre máximo).
Como factores alcista adicionales que operaron este período
estuvieron: aumento a 600.000 b/d (abril) y luego a 770.000 b/d
(julio) el corte de producción en Nigeria, por ampliación de la
violencia tribal a instalaciones de Chevron, ENI y otras compañías
que operan en ese país; intensificación de la disputa entre Irán y
las Naciones Unidas por el programa nuclear del aquél; invasión
israelí al Líbano para combatir con la milicias de Hezbolá (julio);
disminución de 200.000 b/d de la producción de crudo de Alaska,
por detención del oleoducto al puerto de Valdez.
Sin embargo, a fines del período el precio empieza a caer, producto
de que se vislumbra que no habría ya huracanes similares a los de
2005 que amenazaran al Golfo de México, donde se concentra parte
importante de la industria del petróleo estadounidense, mientras
que por otra parte la producción de crudo en Nigeria se recuperó en
200.000 b/d, al reanudar sus operaciones parte de las instalaciones
antes detenidas por ataques de bandas armadas.
En el trimestre octubre-diciembre, el nivel de precios cayó
a US$ 60 por barril, con fluctuaciones de US$ 4 por barril en
torno a dicho valor central. Altos inventarios de crudo en EE.UU.,
acumulados en prevención de posibles huracanes ruinosos que no
ocurrieron o de una crisis militar en el Golfo Pésico que tampoco se
produjo, debilitaron los precios. Después de una caída en octubre
y noviembre que llevó el precio a rozar los US$ 55 por barril, éste
repuntó a más de US$ 60 por barril en diciembre al comenzar a
impactar al mercado disminuciones “voluntarias” de la producción
de Venezuela y Nigeria en octubre y una disminución de 1,2 millón
de b/d acordada por la OPEP a partir de noviembre. Sin embargo, un
comienzo del invierno con temperaturas desusadamente benignas,
con el consiguiente bajo consumo de combustibles de calefacción,
detuvo el alza del precio y se terminó el año con precios en baja.
Precios de los principales productos
En 2006, los precios promedio de la gasolina (unleaded 87)
y del diesel (LS Diesel) en el mercado internacional de la costa
estadounidense del Golfo de México fueron 77,6 y 81,6 US$ por
barril, respectivamente. Las brechas promedio en 2006 de los
precios de los productos con respecto al precio del petróleo crudo
fueron, por consiguiente, de 11,6 US$ por barril para la gasolina y de
15,6 US$ por barril para los diesel, mayores que los 11,3 y 14,3 US$
por barril respectivamente, registrados en 2005.
PreciosCrudoyProductos(mercadoCostadelGolfo)-año2006
US$porbarril
100
WTI
UNL87
LSDiesel
95
90
85
80
75
70
65
60
55
50
Ene-06
Feb-06
Mar-06
Abr-06
May-06
Jun-06
Jul-06
Ago-06
Sep-06
Oct-06
Nov-06
Dic-06
Las brechas de precios registradas en 2006 no obedecieron
como en 2005 a una reducción de la capacidad de refinación de
Estados Unidos por catástrofes naturales, sino a las dificultades del
sistema de refinación norteamericano para adaptarse a las nuevas
especificaciones de gasolinas y diesel, debido a los siguientes
factores:
1) Se copó la capacidad de desulfurización, al requerirse de fuertes
disminuciones en los contenidos máximos de azufre permitidos
en gasolinas (desde enero) y diesel (desde junio), sin contar con
aumentos en la disponibilidad de crudos con bajo contenido
de azufre, principalmente por las dificultades de las compañías
internacionales que producen crudo de estas características en
Nigeria por los ataques de bandas armadas tribales; y
2) Prohibición, a partir de mayo, del aditivo MTBE como fuente
de oxígeno en las gasolinas en Estados Unidos obligó a su
reemplazo con etanol, con enormes dificultades logísticas al no ser
posible transportar la gasolina con etanol por la red de poliductos
estadounidenses, debido a los efectos corrosivos que tiene la
presencia del etanol sobre la metalurgia de los tubos.
Se hizo necesario recurrir a un sistema de transporte por
ferrocarril y mediante camiones-cisterna para llevar el etanol a los
centros de distribución mayoristas para mezclarlo allí con la gasolina
semielaborada transportada en la red de poliductos.
Mercado nacional
En 2006, el consumo de productos refinados del petróleo en Chile
alcanzó los 14,64 millones de metros cúbicos (252.200 b/d), con un
incremento de 2,6% respecto al año anterior. Este crecimiento se
explica principalmente por una mayor actividad económica de 4,2%
con respecto a 2005, según estimación preliminar del Banco Central.
Adicionalmente, se suman los efectos de la persistencia durante
2006 de los cortes de gas natural argentino hacia Chile. Sin embargo,
los mayores precios reales al usuario final, es decir descontando
el efecto de la inflación, en 2006 hicieron que el crecimiento del
consumo fuera inferior a la expansión de la economía chilena.
No obstante, el consumo de productos refinados del petróleo
aumentó por tercer año consecutivo, luego de cuatro reducciones
sucesivas entre 2000 y 2003, causadas por la escalada de precios del
petróleo y la irrupción masiva de gas natural argentino en la matriz
energética chilena.
Analizando el consumo por grupos de productos, se aprecia
que durante 2006 los mayores aumentos porcentuales fueron
en el consumo de petróleo combustible y de kerosene, mientras
que las mayores bajas se apreciaron en el consumo de productos
industriales y de gasolina. Finalmente, los consumos de diesel y gas
licuado mostraron un leve aumento.
En 2006 el consumo total de diesel llegó a 6,24 millones de
metros cúbicos (107.500 de b/d), manteniéndose como el producto
con mayor consumo individual en Chile. El aumento en el consumo
de diesel (3,0%) obedeció a que la mayor demanda del sector
transporte, fue parcialmente contrarrestada por un menor uso como
combustible para generación eléctrica. Lo anterior, fue acentuado
por el incremento de 10,8% en el precio final al consumidor en
términos reales.
El consumo total de kerosene aumentó 5,6%, alcanzando a
950.000 de metros cúbicos (16.300 b/d). Este crecimiento se explica
por la mayor demanda de kerosene de aviación, producto del
aumento en el tráfico aéreo interno e internacional, que se debería
a la mayor actividad económica y a las rebajas de pasajes aéreos
para turismo.
De igual manera, el consumo de petróleo combustible aumentó
a 2,1 millones de metros cúbicos (36.200 b/d), con una expansión
anual de 12,3%. Este crecimiento se explica por el fuerte incremento
del consumo para transporte marítimo, como en años anteriores,
impulsado a su vez por el aumento del comercio internacional y por
mayor consumo industrial en reemplazo del gas natural argentino.
En tanto, el consumo de gas licuado fue de 1,84 millón de
metros cúbicos (31.700 b/d), lo que representa un alza de 1,1%
respecto 2005. Lo anterior debido a que el alza de 6,7% en el precio
final al consumidor de dicho producto contrarrestó su mayor uso
como combustible de calefacción, especialmente en los sectores
comercial y residencial, donde se ha estancado la penetración del
gas natural.
El consumo de gasolina mostró una leve caída quedando
en 2,93 millones de metros cúbicos (50,6 miles de b/d), un 0,3%
inferior en relación con 2005. La falta de crecimiento del consumo
de este combustible se explicaría por el aumento del parque de
vehículos con motores diesel y por el incremento en el precio
final al consumidor, que en términos reales fue de 8,2%. Este
encarecimiento en el precio interno de la gasolina deriva, a su vez,
del alza de 12,3% en el precio internacional.
Finalmente, el consumo de productos industriales no
combustibles (solventes y olefinas, que son materias primas básicas
para la industria petroquímica), productos asfálticos, y otros, bajo
a 580.000 de metros cúbicos (9.900 b/d), consumo que es 13,4%
inferior al de 2005. Esto resultó del aumento en el consumo de
solventes, contrarrestado por la caída en el consumo de productos
asfálticos y de olefinas.
Evolucióndelconsumonacionaldecombustibles(Mm3)
15.000
10,0%
14.500
8,0%
14.000
6,0%
13.500
4,0%
13.000
2,0%
12.500
0,0%
12.000
-2,0%
11.500
11.000
-4,0%
1996
1997
1998
1999
2000
ConsumoNacional(Mm3)
Consumo Nacional de Derivados de Petróleo
Cifras en MMm3
Gas Licuado
Gasolina
Kerosene
Diesel
Petróleo Combustible
Productos Industriales y Otros (*)
2006
1,84
2,93
0,95
6,24
2,10
0,58
2005 Variación
1,82
1,1%
2,94
-0,3%
0,90
5,6%
6,06
3,0%
1,87
12,3%
0,67
-13,4%
TOTAL
14,64
14,26
(*) Incluye Propileno, Etileno, Naftas, Solventes y Asfalto entre otros.
2,6%
2001
2002
2003
Variación%
2004
2005
2006
ent o rn o del neg o ci o
business
environm e n t
POLÍTIC A S DE INVERSION Y FINANCIAMIENTO
La política de desarrollo de Enap Refinerías S.A. se enmarca dentro
de los objetivos estratégicos de integración, internacionalización y
diversificación establecidos en el Plan Estratégico de Negocios de
ENAP.
El financiamiento de los proyectos de inversión de Enap Refinerías
S.A. se realiza principalmente con depreciaciones y castigos,
capitalización o retención de utilidades cuando existen, saldos de
caja y endeudamiento con la matriz.
Es política de ENAP financiar los déficit de caja de sus filiales,
provenientes de sus operaciones y/o ejecución de sus planes de
inversiones. El endeudamiento de la empresa con la matriz se indexa
a una tasa de interés flotante, considerando el costo all in logrado
por ENAP en el mercado financiero nacional o internacional, sobre
la base de la tasa Libor.
Enap Refinerías S.A. no tiene endeudamiento en el mercado de
capitales o con bancos comerciales.
Proyectos de inversión
Durante el ejercicio 2006 Enap Refinerías S.A. continuó con
el desarrollo de importantes obras para el mejoramiento, la
optimización y la ampliación de sus plantas, manteniendo
altos niveles de inversión, similares a los de los últimos años. El
desembolso en inversiones alcanzó los US$ 115,6 millones. Al incluir
los aportes de capital en proyectos desarrollados con terceros, esta
cifra alcanza a US$ 120,8 millones
Inversiones en 2006 de Enap Refinerías S.A
Filial
Enap Refinerías S.A (ERSA)
Refinería Aconcagua
Refinería Bío Bío
Departamento de Almacenamiento y Oleoductos
Aportes de Capital
Total
(*) Incluyen aportes a proyectos desarrollados con terceros por MMUS$ 8,2.
MUS$
115,6
62,0
53,0
0,6
5,2
120,8
Principales proyectos terminados en 2006
Refinería Aconcagua
Aumento de capacidad de almacenamiento de diesel. Se
incorporaron dos nuevos estanques de 10.000 m3 de capacidad,
uno en Terminal Quintero y el otro en la Refinería Aconcagua, que
permitirán un mejor manejo de los inventarios de productos limpios
(diesel y kerosene de aviación), la inversión en este proyecto fue de
US$ 3,5 millones.
Instalación de estanque para gasolina/Dipe. Se terminó la
construcción y se puso en servicio un nuevo estanque de 55.000
barriles de capacidad, para el almacenamiento de mezcla de
oxigenados con gasolina, de modo de almacenar el inventario de
oxigenados requeridos para la formulación de las gasolinas. Se
instalaron además las correspondientes interconexiones con los
sistemas de estanques existentes para preparación de la mezcla final
de gasolinas. La inversión alcanzó a US$ 2,6 millones.
Modernización Sistema de Control Terminal Quintero. El
proyecto consistió en incrementar el nivel de automatización e
instrumentación del Terminal Quintero, incorporando un sistema
de control distribuido de última tecnología que permite mantener
centralizado el control operativo y el almacenamiento de datos,
mejorando la operatividad y seguridad de las instalaciones del
Terminal. El monto de inversión alcanzó a US$ 1,9 millón.
Extensión del emisario submarino. Se terminó la instalación
de una extensión de 670 metros al emisario submarino de Refinería
Aconcagua, que permite descargar los efluentes líquidos fuera de
la zona de protección del litoral, minimizando el impacto que éstos
pueden tener en la zona costera y con el fin de cumplir con la norma
de emisión de residuos industriales líquidos (Decreto Nº 90). El monto
de la inversión fue de US$ 1,2 millón.
Normalización sistema de tratamiento de efluentes. El
proyecto consistió en la instalación de un estanque de 8.000 m3 y los
equipos asociados para la recolección y tratamiento de los fondos de
los estanques de crudo de la refinería. Con esto se recupera crudo y
disminuye la generación de residuos líquidos. La inversión alcanzó un
monto de US$ 4,9 millones.
Adicionalmente, durante el año 2006 se completaron en la
Refinería Aconcagua los proyectos Adecuación de las instalaciones
del Terminal Quintero para despacho de Crudos y Productos Pesados,
Manejo Segregado de Gasolinas en el Terminal Quintero e Inyección
de Químicos a Generadores de Vapor de Procesos en refinería, los que
en su conjunto significaron una inversión de US$ 2,7 millones.
Refinería Bío Bío
Aumento en Confiabilidad del Sistema de Vapor. Con la
ejecución de este proyecto se aumentó la confiabilidad del sistema
de distribución de vapor de alta presión, mediante el cambio de
matrices de suministro de vapor hacia las plantas consumidoras. La
inversión total del proyecto alcanzó a US$ 783.000.
Instalación de Nuevo Estanque de LPG. Este proyecto consistió
en la instalación de un nuevo estanque cilíndrico de 400 m3 de
capacidad de gas licuado de petróleo (LPG), el cual fue dotado de
conexiones, instrumentación y accesorios necesarios para su correcta
y segura operación. El monto de la inversión alcanzó a US$ 846.000.
Normalización del Sistema de Red Contra Incendio. El objetivo
de este proyecto fue incorporar protecciones a los estanques de
almacenamiento en zona de GLP, implementando soluciones
recomendadas por auditorías de seguridad. El monto de inversión
fue de US$ 3,0 millones.
Principales proyectos en desarrollo
Refinería Aconcagua
Producción de diesel de bajo azufre. Su objetivo es aumentar
la capacidad de producción de diesel y mejorar la calidad de éste
mediante la reducción del azufre. El monto de la inversión asciende
a US$ 95,1 millones. Durante 2006 se completó y se puso en marcha
la primera etapa del proyecto, consistente en una nueva planta de
Desulfurización de Diesel. La fase final del proyecto correspondiente
a la remodelación de la planta de Hidrocraking Suave se completará y
pondrá en servicio durante 2007.
Adecuación de terminal Quintero a buques VLCC y estanques
de crudo. El objetivo de estos dos proyectos complementarios es
adecuar las instalaciones marítimas del Terminal Quintero para recibir
y descargar naves de crudo del tipo Very Large Crude Carrier (VLCC).
El monto de inversión es de US$ 24,8 millones. Tanto la construcción
de los estanques de crudo como las modificaciones al fondeadero
registraron durante 2006 importantes avances.
Nueva Unidad de Alquilación. Durante el año se completó la
Ingeniería Básica de este proyecto destinado a dotar a esta Refinería
de una nueva Unidad de Alquilación, cuya finalidad es la producción
de componentes de alta calidad para la producción de gasolina. La
inversión en este complejo alcanzará a US$ 120,3 millones.
Adecuación a normas y mejoramiento del Sistema Contra
Incendio. Su objetivo es adecuar a la normativa vigente las instalaciones
del Sistema Contra Incendio en Refinería Aconcagua. Para esto se está
efectuando una reposición parcial y un importante mejoramiento de
instalaciones que se encuentran deterioradas o que no cumplen con la
normativa. La inversión alcanzará a los US$ 5,0 millones.
Relocalización de Sala de Control Nº2. Este proyecto tiene
como objetivo aumentar la seguridad del personal que trabaja
en la sala de control del área de procesos, con el fin de proveer las
condiciones adecuadas para operar en caso de emergencias. Este
proyecto significa una inversión de US$ 2,4 millones.
Refinería Bío Bío
Producción de diesel de bajo azufre. Este proyecto tiene como
finalidad aumentar la capacidad de producción de diesel y mejorar
la calidad de éste, mediante la reducción del azufre. El monto de la
inversión es de US$ 59,7 millones. Durante 2006 se completó y se puso
en marcha la remodelación y aumento de capacidad de la planta de
Desulfurización de Diesel. El proyecto se completará durante 2007
con la remodelación de la planta de Hidrocraking Severo.
Adecuación de la Refinería para crudos pesados. El objetivo
es adecuar las unidades de fraccionamiento primario en Bío Bío, para
permitir incorporar crudos más pesados a su canasta, sin afectar
la capacidad actual de refinación. Durante 2006 se completó la
ingeniería básica y se iniciaron las labores tendientes a materializar el
proyecto. La inversión alcanzará a US$ 74,4 Millones.
Unidad de Desulfurización de Nafta de FCC. El objetivo de este
proyecto es la construcción de una unidad de hidrotratamiento de
gasolina y nafta de la Unidad de Cracking Catalítico, con el propósito
de reducir el contenido de azufre en las gasolinas producidas en
Refinería Bío Bío. Para este proyecto se tiene contemplada una
inversión que alcanza a los US$ 53,9 millones
Mitigación de impacto ambiental por operaciones de
Refinería Bío Bío. Este proyecto tiene como objetivo efectuar
las mejoras necesarias tendientes a mitigar impactos ambientales
generados por la operación de esta Refinería. Significará una inversión
de US$ 4,3 millones.
Preparación en Línea de Gasolina. Tiene como objetivo optimizar
la preparación de gasolinas finales, mediante la implementación de
un sistema de mezclado en línea. La inversión alcanzará a US$ 3,2
millones.
Otros proyectos relevantes en desarrollo en la Refinería Bío Bío
son el Mejoramiento de Instrumentación en Zona de Estanques,
las Mejoras en el Sistema de Tratamiento de Aguas Aceitosas y la
interconexión de Refinería con el nuevo terminal de la compañía
Abastible.
En la refinería Aconcagua, por su parte, se encuentran también
en desarrollo proyectos de Aumento de Confiabilidad del Sistema
Eléctrico en Terminal Quintero; Mejoramiento de Instrumentación
en zona de estanques; procesamiento de crudos pesados y a la
Normalización de Instalaciones para dar cumplimiento al Decreto
Supremo N° 90/96.
Principales Proyectos iniciados durante el 2006
Refinería Aconcagua
Construcción de la unidad de Topping 3. Se inició el desarrollo
de la ingeniería básica de una nueva unidad de Topping 3 y vacío
y sus instalaciones complementarias, de forma de satisfacer los
requerimientos futuros de la demanda nacional de combustibles
derivados del petróleo. Esta etapa del proyecto incluye además la
obtención de los permisos ambientales necesarios para proceder a la
fase siguiente de construcción y operación de las nuevas plantas.
Nueva caldera área de suministros. Tiene por objetivo
incrementar la capacidad instalada de generación de vapor de 600
psi (presión) en el área suministros de la Refinería, para mejorar la
confiabilidad de este servicio en las unidades de procesos.
Nuevas instalaciones eléctricas. Este proyecto consiste en
ampliar la infraestructura para suministro de energía eléctrica externa
a Refinería, de modo de permitir la alimentación de las nuevas
unidades de proceso y mejorar la confiabilidad del sistema. El proyecto
contempla la instalación de una Subestación de Seccionamiento en
la línea de transmisión de AES Gener, una línea de transmisión en 110
KV, una Subestación de transformación 110/12 KV y una sala de celdas
de distribución.
Nuevo intercambiador recuperador de calor en Unidad de
FCC. El objetivo de este proyecto es aumentar la eficiencia energética
de la Unidad de FCC, lo que se traducirá en un menor consumo de
combustible y una mayor generación de vapor. Adicionalmente, la
implementación del proyecto dará mayor flexibilidad operativa a la
planta, al permitir procesar cargas a distintas temperaturas con un
mejor manejo de la conversión.
En la Refinería Aconcagua se iniciaron, además, los proyectos
de Producción de solvente Escaid en plantas de Solventes, de
Mejoramiento del sistema de Control y Seguridad del Área de GLP, y
a la reposición de Activos.
Refinería Bío Bío
Estanques de almacenamiento de diesel y gasolina. El objetivo
de este proyecto es aumentar la capacidad de almacenamiento
tanto en Diesel como en Gasolinas, de manera de atender de forma
más eficiente los embarques de productos, al permitir aumentar su
tamaño y manejar un mayor rango de calidades, necesarias para las
exportaciones. Además, permitirá disponer de mayor capacidad de
almacenamiento para Diesel y Gasolinas lo que confiriere a la esta
Refinería una autonomía mayor en caso de falla de alguna de las
unidades productivas.
Ingeniería básica terminal marítimo San Vicente. El objetivo
de este proyecto es la construcción de un muelle del tipo puente–
pasarela y las cañerías necesarias para conectar los barcos con
la estación de transferencia ubicada en tierra. El proyecto, cuya
Ingeniería Básica comenzó a desarrollarse, surge como una necesidad
para dar cumplimiento a los requerimientos de la autoridad marítima,
en el marco del “Estudio de Ordenamiento del Borde Costero de la
Bahía de San Vicente”, el que apunta a aumentar la seguridad de la
bahía y disminuir los riesgos asociados a la operación de las actuales
instalaciones.
Combustibles y cargas alternativas por déficit de gas
natural. Este proyecto tiene por objetivo implementar un sistema
que permita el reemplazo del gas natural (debido a fallas del
suministro desde Argentina) por combustibles alternativos. Debido
a las restricciones en el suministro de gas natural argentino, Refinería
Bío Bío se ha visto en la necesidad de implementar sistemas de
combustibles alternativos para reemplazar el gas natural cuando este
no se encuentra disponible. Sin realizar inversiones se han podido
implementar medidas que mitigan la carencia de gas natural, sin
embargo estas medidas se alejan del óptimo económico y presentan
deficiencias técnicas que serán solucionadas con este proyecto.
Normalización de instalaciones de acuerdo a estándares
de ingeniería. El objetivo general de este proyecto es cumplir
con diversas normativas en la operación de la Refinería Bío Bío. Los
trabajos consistirán en normalizar la ubicación de los acumuladores
de GLP, normalizar sellos de bombas para aumentar la seguridad
en la operación de algunas áreas donde están ubicadas bombas
que trabajan a altas temperaturas, independizar el lavado de los
intercambiadores de calor de la red de agua contraincendio y ajustar
a normativa la Sala de Control de Suministros, presurizando el edificio
en una primera fase.
Instalación de analizadores de azufre en línea para la
preparación de diesel. Este proyecto permitirá optimizar las mezclas
de diesel y capturar diferenciales de precio por calidad, mediante el
ajuste de la especificación de los distintos diesel producidos a los
máximos contenidos de azufre permitidos.
Bombas “spare” para productos de planta Coker. El objetivo
es aumentar la confiabilidad de la Planta de Coker, instalando bombas
de respaldo en las líneas de salida de nafta y gas oil de la planta.
Durante 2006, en esta Refinería se iniciaron también proyectos
consistentes en la Instalación de un segundo desalador en la Unidad
de Toppig II y Separadores de Carga en las Unidades de Azufre,
además de otros orientados al cumplimiento de aspectos de la
normativa vigente, optimización de plantas, mejoras ambientales y
reposición de activos.
Proyectos en asociación con terceros
Complejo de Coker en Refinería Aconcagua. El objetivo de
este proyecto, que representa una inversión de US$ 430 millones, es
adecuarse a los requerimientos futuros de la demanda que implica
un mayor consumo de diesel y menor consumo de petróleos
combustibles pesados. El proyecto también permitirá aumentar el
margen de refinación, gracias a que hará posible refinar crudos de
menor costo, disponibles en América Latina.
Este proyecto ha seguido su desarrollo, alcanzando durante 2006
un avance global superior al 50%. En efecto, este año se desarrolló la
ingeniería de detalles y se realizó la mayor parte de la adquisición de
equipos y materiales. Asimismo, se desarrollaron las obras civiles y se
inició el montaje de cañerías y equipos.
Proyectos Desarrollados por terceros
Terminal Marítimo de San Vicente. Mediante un acuerdo
comercial suscrito con Empresas Copec, Enap Refinerías S.A. comenzó
a utilizar el terminal que aquélla construyó en la bahía de San Vicente,
Octava Región. La Refinería Bío Bío se encuentra desarrollando un
proyecto que permitirá mejorar las actuales conexiones de dicho
terminal con sus instalaciones.
Suministro de Hidrógeno para Refinería Aconcagua. A partir
de agosto de 2006 la nueva planta de hidrógeno construida por la
empresa AGA comenzó a suministrar hidrógeno y vapor a Refinería
Aconcagua, principalmente para la nueva planta de Hidrotratamiento
de Diesel. La operación de ésta ha sido en forma continua, aun ante
la escasez de gas natural, su combustible principal, ya que su diseño
permite la operación con nafta como materia prima alternativa
y gas licuado como combustible, los cuales son suministrados
por la Refinería. La inversión fue de US$ 70 millones y fue asumida
íntegramente por AGA S.A.
PetroPacífico. Han continuado los trabajos relativos a este
proyecto dentro del alcance del Memorando de Acuerdo con
Petroquim S.A., suscrito en enero de 2005, para realizar los estudios
de factibilidad de un complejo petroquímico, ubicado junto a la
Refinería Bío Bío. Se proyecta aquí una planta de etileno y una planta
de polietileno de 450 mil toneladas anuales de capacidad cada
una. Este complejo estaría destinado a producir polietileno de alta
densidad y de baja densidad lineal para los mercados de la costa
del Pacífico sur americano, incluyendo Chile. El complejo produciría,
además, unas 230.000 toneladas adicionales de propileno que serían
vendidas a Petroquim S.A, para la instalación de un segundo tren
de polipropileno.De completarse favorablemente todos los análisis
y obtenerse las autorizaciones pertinentes, este nuevo complejo
petroquímico podría comenzar a construirse a partir de 2008 y entrar
en operaciones a finales de 2010.
Departamento de Almacenamiento y Oleoductos
Durante 2006 el Departamento de Almacenamiento y Oleoductos
(DAO), encargado de la logística de Enap Refinerías, realizó inversiones
por US$ 550.000 en proyectos destinados a la reducción de brechas,
mejoramiento en la seguridad de las instalaciones y adecuación a las
normativas medioambientales.
Entre los proyectos finalizados destacan la automatización, control
y análisis de calidad de productos; la normalización de sellos de
bombas de GLP; y la remodelación y regularización de las instalaciones
para el personal, todo ello en la Planta Maipú.
Además, durante 2006 se iniciaron -y actualmente se encuentran
en desarrollo- proyectos destinados al mejoramiento de los sistemas
de carga y descarga de camiones de gas licuado, a la normalización
de los sistemas contra incendio de las Plantas de Maipú, Linares y
Planta de envasado de cilindros de GLP; y a la construcción de un
estanque para kerosene doméstico en Maipú.
FAC TO R E S D E R I E SGO D E M ERC A D O
Enap Refinerías S.A. participa en la refinación, transporte,
almacenamiento y comercialización de los productos derivados
del petróleo, destinando la mayor parte de los volúmenes de
venta al mercado nacional, donde compite en precio y calidad
con productos importados por otras compañías. Para mitigar las
oscilaciones de la demanda nacional, Enap Refinerías S.A. se ha
propuesto la diversificación de sus mercados, abriéndose paso a la
exportación de sus productos, principalmente a países de América
Latina.
La empresa importa regularmente –a través de su Matriz ENAP–
petróleo crudo para procesar en sus refinerías y combustibles para
asegurar el abastecimiento y compromisos comerciales.
El abastecimiento de petróleo crudo se obtiene mayoritariamente
de países de Sudamérica y África, contando las refinerías con las
instalaciones necesarias para la recepción y el almacenamiento de
esta materia prima.
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 productos. Por lo anterior, las refinerías Aconcagua y Bío Bío 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.
El tipo de cambio es otro de los factores de riesgo del negocio,
debido a que parte importante de los ingresos son en pesos y los
pasivos en dólares. Este factor se ve minimizado por la política
de precios de productos, basada en la paridad de importación
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.
El endeudamiento de Enap Refinerías S.A. con la matriz ENAP se
realiza de acuerdo con la Política Financiera Corporativa, donde se
establece que esta filial no toma deuda en el mercado de capitales
o con bancos.
La empresa no participa de operaciones de futuros para cubrir
el riesgo de precios de commodities, sin embargo sí lo hace en el
mercado de cobertura financiera de tipo de cambio para cubrir
el riesgo de los flujos provenientes de Deudores por venta. Estas
operaciones de cobertura son realizadas por ENAP con mandato de
Enap Refinerías S.A.
R E S U LTA D O D E L E J E R C I C I O
Y AC T I V I DA D E S PRO D U C T I VA S
Síntesis de la gestión
En el 2006 el escenario de actividad internacional se caracterizó
por la continuación de la tendencia al alza en los precios del petróleo
y productos observada en el período anterior. Ante una demanda
internacional de petróleo que alcanzó máximos históricos, el precio
del crudo marcador WTI alcanzó un nivel promedio anual de US$ 66
por barril, lo que representa un aumento de 17% respecto de 2005.
Los productos -en tanto- tuvieron alzas aún mayores hasta el mes
de julio generándose un escenario de altos márgenes internacionales
favorable para la refinación, sin embargo esta situación se revirtió a
partir de agosto, con una caída fuerte y sostenida de los precios y
de los márgenes internacionales, generando importantes pérdidas
para el negocio.
Por su parte, la demanda nacional de derivados de petróleo
aumentó por tercer año consecutivo, siendo ésta de 2,6% superior
a la de 2005. Esto se deriva del crecimiento de la economía, de 4,2%
con respecto al 2005, según cifras preliminares, y la sustitución de gas
natural por diesel para la industria y generación eléctrica, debido a
los recortes de suministro de gas desde Argentina. Adicionalmente,
se continuó con los ajustes del año 2005, como consecuencia de
las nuevas normativas ambientales para la gasolina, el kerosene y
el diesel, generando un importante aumento en la calidad de los
productos que se consumen en el país.
Frente a este escenario, la gestión de Enap Refinerías S.A., a través
de una adecuada coordinación y el fortalecimiento de la integración
de sus unidades, fue capaz de disminuir los efectos negativos en sus
resultados.
Las inversiones realizadas y la configuración actual de las plantas
permitieron cubrir los nuevos requerimientos de calidad de los
productos y reducir en parte el aumento internacional en el costo
de la materia prima, a través de la refinación de crudos regionales
más pesados (con mayor contenido de azufre). Este mayor consumo
de crudos intermedios y pesados le permitió a ENAP en el 2006
comprar a un menor precio entregado por el mercado internacional
a los crudos pesados, y aquellos asociados a los menores costos
de transporte y aranceles, al adquirir estos crudos en el mercado
sudamericano.
Dado el escenario de precios y márgenes internacionales
indicado precedentemente, el margen producto-crudo fue inferior al
proyectado. Es así como el margen primo unitario, entendido como
el precio de venta menos el costo del petróleo crudo incorporado en
los productos vendidos, fue 19,1% inferior al proyectado al del año
2005, en tanto que las ventas totales, incluyendo las exportaciones,
alcanzaron a los 15,7 millones de m3, volumen que representa un
3,8% por sobre las de 2005.
Resultados
Los resultados de Enap Refinerías S.A. para este período
arrojaron una pérdida de US$ 75,6 millones que se compara con
US$ 194,5 millones de utilidad obtenida el año anterior. El resultado
se explica por un resultado operacional negativo de US$ 28,6
millones, aumentado por un resultado no operacional negativo
de US$ 59,5 millones, originados fundamentalmente en gastos
financieros. Con ello se totalizó un resultado negativo antes de
impuestos de US$ -88,1 millones, a lo que se deduce la provisión
positiva de impuesto a la renta que alcanzó a US$ 12,5 millones.
Operaciones
En el ámbito de las operaciones, el volumen de refinación,
incluyendo crudos y cargas complementarias, alcanzó a 12,7
millones de m3, destacando el aumento en la ponderación de
crudos intermedios y pesados en la canasta, estos últimos de menor
precio en el mercado. Entre otros indicadores de la operación
alcanzados en 2006 están el rendimiento volumétrico, con 98,1%,
y la disponibilidad de plantas de 93,8% (promedio refinerías
Aconcagua y Bío Bío).
El origen del crudo utilizado por Enap Refinerías en 2006 fue el
siguiente: 58% de Sudamérica, 39% de África, 1,4% Nacional y 1,6%
Asia (ver gráfico).
Origen de crudo - 2006
A sia
1,6 %
Naci ona l
1,4 %
A frica
39, 0%
S udamé ric a
58, 0%
La refinación total, incluyendo cargas complementarias, alcanzó
a 12,7 millones de metros cúbicos. La canasta de refinación en 2006,
muestra una reducción en el procesamiento de crudos livianos
a favor de los intermedios y pesados. De esta forma, en 2006 la
proporción de estos dos últimos alcanzó al 62% del total de la
canasta de refinación, 10 puntos por sobre el porcentaje del año
anterior.
La mayor flexibilidad en la dieta de crudos permite aprovechar
cambios en los precios relativos de las distintas calidades de éstos,
beneficiando así la obtención de un mayor margen.
Procesamiento por tipo de crudos en 2006
CRUDO
Livianos
Intermedios
Pesados
Cargas Complementarias
TOTAL
TOTAL ERSA
Mm3
%
3.896
31
3.013
24
4.920
38
832
7
12.661
100
Con respecto a la producción, ésta alcanzó a 12,4 millones de
metros cúbicos, siendo los principales productos gasolinas y diesel,
que tienen mayor proporción en la canasta de refinación de crudo,
con 27% y 31%, respectivamente. A pesar de las importantes
detenciones operativas programadas, especialmente en Refinería
Bío Bío, la tasa de utilización de las refinerías fue de 86,4%, menor
en 1,2 puntos a la proyectada, y la disponibilidad operativa de las
plantas alcanzó a 93,8%.
Cifras en mm3
Gas licuado
Gasolina vehicular
Kerosene
Diesel
Petróleo combustible
Productos industriales y otros (*)
Total
Producción de Enap Refinerías en 2006
PRODUCTOS
Gas Licuado
Gasolinas
Kerosenes
Diesel
Petróleo Combustible
Prod. Industriales y otros
TOTAL
TOTAL ERSA
Mm3
%
698
6
3.395
27
825
7
3.865
31
2.786
22
859
7
12.428
100
Ventas totales
En 2006 el volumen total de ventas al mercado nacional fue de
12,9 millones de m3, que representa una participación de mercado
de 88%. Por su parte, las exportaciones alcanzaron a 2,5 millones
de m3 que representan el 16% del total de productos vendidos por
Enap Refinerías S.A.
Los productos más vendidos correspondieron a gasolinas y
diesel, justamente los de mayor valor y que exhibieron importantes
alzas en sus precios internacionales en 2006. Estos productos
alcanzaron una participación en las ventas totales de 24% y 39%,
respectivamente.
Origen de las ventas
De las ventas totales de Enap Refinerías, el 79% correspondió a
producción propia, es decir, 12,2 millones de metros cúbicos (210.400
barriles/día). El 21% restante fue abastecido con importaciones, por
un monto de 2,5 millón de metros cúbicos (42.300 barriles/día),
donde destacan las importaciones de diesel.
Participación de Mercado de Enap Refinerías S.A. en 2006
(Cifras en miles de m3)
Ventas Nacionales Consumo Nacional Participación de mercado Ventas de importaciones Exportaciones
1.130
1.841
61,4%
8
209
2.533
2.935
86,3%
334
1.130
925
948
97,6%
111
0
5.626
6.236
90,2%
1.948
373
2.091
2.103
99,4%
50
714
573
574
99,9%
5
68
12.877
14.635
88,0%
2.455
2.494
(*) Incluye propileno, etileno, naftas, solventes y asfalto entre otros.
Ventas al mercado nacional
Internacionalización y exportaciones
Las ventas al mercado nacional fueron de 12,9 millones de metros
cúbicos (221.900 barriles/día), 400.000 de metros cúbicos más que
en 2005, lo que arroja una participación de mercado en el país de
88%.
El producto más vendido fue el petróleo diesel, con 5,6 millones
de metros cúbicos (96.900 barriles/día) y una participación de
mercado de 90,2%; seguido por la gasolina vehicular, con 2,5
millones de metros cúbicos (43.600 barriles/día) y una participación
de mercado de 86,3%.
A los anteriores volúmenes les siguen el petróleo combustible,
con ventas de 2,1 millón de metros cúbicos (36.000 barriles/día)
y una participación de mercado de 99,4%; el gas licuado, con
una venta de 1,1 millón de metros cúbicos (19.400 barriles/día); y
el kerosene, con una venta de 925.000 de metros cúbicos (15.900
barriles/día), con participaciones de mercado de 61,4% y 97,6%
respectivamente.
Las ventas restantes en Chile correspondieron a productos
industriales abastecidos en 99,9% por Enap Refinerías S.A.
El proceso de internacionalización delineado en el Plan Estratégico
de Negocios de la matriz ENAP continuó su marcha en el ejercicio
2006. Las exportaciones tuvieron una especial importancia en la
canasta total de ventas de la empresa.
En 2006 las ventas al exterior alcanzaron a 2,5 millones de metros
cúbicos (42.900 barriles/día), 352.000 metros cúbicos por sobre las de
2005 y que representan el 16,2% de las ventas totales de la empresa.
El principal producto de exportación fue gasolina, seguida por
petróleo combustible, cuyos principales destinos fueron Estados
Unidos y Centroamérica.
En Perú la Distribuidora Primax, sociedad formada por Enap
Refinerías S.A. y Romero Trading, siguió aumentando su presencia
en el mercado, logrando en 2006 una participación de 28% en las
ventas totales de combustibles del vecino país. Esta cifra representa
un crecimiento superior al 5,3% respecto de 2005.
En diciembre de 2005 Primax entró en negociaciones para
adquirir la red de 61 estaciones de servicio de Shell en Ecuador, y
que tiene ventas cercanas a los 400.000 metros cúbicos anuales. El
1 de septiembre de 2006 Primax tomó el control de la Compañía
Shell Ecuador S.A., una vez que se recibió la aprobación por parte
de los organismos oficiales de Ecuador.
PROVEEDORES Y CLIENTES
Proveedores
La principal materia prima para Enap Refinerías S.A. es el petróleo
crudo, donde los proveedores de mayor relevancia son Chevron
Texaco, Sonangol, Petrobras, British Petroleum, Shell, Vintage Oil,
Glencore, Trafigura, Total y Sipetrol, filial internacional de ENAP.
Clientes
La comercialización de los productos fabricados por Enap
Refinerías S.A., se canaliza a través de las compañías distribuidores
mayoristas de combustibles y otros derivados.
En combustibles, los principales clientes son: Compañía de
Petróleos de Chile S.A., Esso Chile Petrolera Ltda., Shell Chile S.A.C. e
I., Petróleos Trasandinos YPF S.A. y JLC S.A.
En asfaltos, las empresas que comercializan los productos en
el mercado nacional son: Derivados del Petróleo S.A., Química
Latinoamericana S.A., Productos Bituminosos S.A., Asfaltos Chilenos
S.A. y Dynal Industrial S.A.
En gas licuado, los principales clientes son: Abastible S.A., Lipigas
S.A., Norgas S.A. y Gasco S.A.
En solventes, los principales clientes son: Compañía de Petróleos
de Chile S.A., Esso Chile Petrolera Ltda., Solimpex S.A., Industrias
Químicas Reno S.A., Químicas Passol Ltda., y Oxiquim S.A.
Enap Refinerías S.A. mantiene contratos de abastecimiento con
sus principales clientes, asegurando de esta manera el adecuado
abastecimiento de combustibles a lo largo del país.
Dentro de los principales clientes externos de los productos, se
encuentran: Trafigura Behher B.V., Repsol YPF Trading y Transporte
S.A., Vitol S.A., Shell Western Suply and Trading Ltd., Petroperú S.A.,
Petroecuador S.A., Conocophillips, Glencore Ltd., Exxon Trading
Interamerica, Chevron Texaco Global Trading, Manu Perú S.A.,
Petrobras, Sonangol y Total, entre otros.
SEGUROS
Enap Refinerías S.A. tiene contratados seguros para sus
instalaciones, existencias de crudo y productos, perjuicio por
paralización y en un contrato corporativo con ENAP el cabotaje
de crudo y productos, de responsabilidad civil y de avería gruesa
(P&I).
Además, tiene contratos de seguros de vida y de accidentes para
el personal.
I N S TA L A C I O N E S , E Q U I P O S Y P R O P I E D A D E S
La sociedad cuenta en sus dos Refinerías, Bío Bío y Aconcagua,
con instalaciones industriales para la refinación de petróleo crudo,
procesamiento de productos intermedios, mejoramiento de la
calidad de los productos, plantas de tratamientos, terminales
marítimas para la recepción de petróleo crudo y entrega de
productos y otras instalaciones industriales. Además, cuenta con
estanques e instalaciones para el almacenamiento y entrega de
productos ubicados en la zona central del país.
Refinería Bío Bío
En Refinería Bío Bío las principales plantas de procesamiento de
crudos y cargas complementarias son: Topping y Vacío I, Topping
y Vacío II, Visbreacking, Cracking Catalítico, Reformación Catalítica
Continua, Etileno, Hidrotratamiento de Diesel, Hidrocracking,
Saturación de Benceno, Izomerización, Separadora y Purificadora
de Propileno, Planta de Hidrógeno CHT (propiedad de BOC Chile
S.A.), Coquización Retarda (Coker), Hidrotratamiento de Diesel
(HDT) propiedad de Petropower Energía Limitada, Planta de
Hidrógeno Bío Bío (copropiedad con Sigdo Koppers S.A.), Planta de
Hidrocracking Suave de gas oil (MHC, copropiedad con Técnicas
Reunidas y Ferrostal).
También existen plantas de tratamiento como las de Merox de
Kerosene, Gasolina y Gas Licuado, Planta de Sulfhidrato de Sodio,
Recuperadora de Azufre, Tratamiento de Gases, Tratamiento de
Aguas Ácidas, Tratamiento de Aguas Aceitosas, Desulfurizadora
de Diesel, Suministros de agua de refrigeración, vapor y energía
eléctrica, estanques para almacenamiento de petróleo crudo,
productos intermedios y finales.
Otras instalaciones industriales son los oleoductos para
transportar productos terminados desde la Refinería hasta la ciudad
de San Fernando, que se conecta con el oleoducto de Sonacol
(San Fernando-Maipú) y estaciones de bombeo en refinería Bío
Bío, Chillán y Molina; oleoductos desde la Refinería al Terminal
Marítimo de San Vicente, para el transporte de petróleo crudo
y productos terminados; cañerías internas desde las zonas de
estanques a las plantas procesadoras y de estas plantas a estanques
de productos intermedios y finales; gasoducto para la recepción
y entrega de gas licuado; motobombas para enviar productos
desde la refinería a San Fernando y San Vicente; motobombas
en San Vicente para embarques de productos por vía marítima
y recepción de crudos importados por la misma vía marítima;
laboratorio químico; instalaciones y cuartel para la Brigada de
Respuesta a Emergencias que opera con trabajadores voluntarios
de planta; talleres especializados para atender el mantenimiento y
reparaciones de todas las plantas; equipos eléctricos de emergencia
que funcionan con diesel y gas natural y sistema de interconexión
de gas natural para ser utilizado como combustible en calderas y
hornos (generación de vapor).
En la Octava Región Enap Refinerías S.A cuenta con las siguientes
propiedades: predio ubicado en Camino a Lenga 2001, Hualpén,
destinado a la industria; Terminal San Vicente: inmueble y Lote A1 Talcahuano; terreno Bocatoma Bío Bío ubicado en la comuna de
Hualpén; Cerro Las Pulgas, destinado a área de estanques, también
ubicado en Hualpén; Resto Lote C y Lote A1, ambos terrenos vecinos
a la Refinería; terminal de Bombeo en Chillán, Lote 7 Ruta 5, Km 412
Chillán; Terminal de Bombeo Molina; Hijuela Rucalhue, comuna San
Pedro de la Paz (sitio eriazo); y terreno en el Cementerio General
de Talcahuano usado en instalaciones para protección catódica del
oleoducto.
Refinería Aconcagua
En esta Refinería, las principales plantas de procesamiento de
crudos y cargas complementarias son: Topping y Vacío I, Topping
y Vacío II, Visbreaking, Cracking Catalítico, Reformación Continua,
Hidrocracking, Hidrodesulfurización de Gasolina, Hidrotratamiento
de Diesel, Isomerización, Alquilación, Planta de DIPE (copropiedad
con Éteres y Alcoholes S.A.), Planta de Azufre (copropiedad con
Petrosul S.A.)
Además, existen instalaciones de plantas de tratamiento: Planta
de ácido sulfúrico, azufre y otros; sistema cerrado de agua de
refrigeración; oleoducto de la Refinería al terminal marítimo de
Quintero; instalaciones de cañerías internas de zonas de estanques
a plantas procesadoras y de estas plantas a estanques de productos
intermedios y finales; zona de bombas para enviar productos desde
la Refinería; zona de bomba y terminales marítimas, incluyendo una
de tipo monoboya en Quintero; Laboratorio Químico; instalaciones
para el personal del Cuerpo de Bomberos; Cuartel para el Cuerpo
de Bomberos para turnos de 24 horas; carros bombas, equipos y
elementos para combatir incendios; talleres especializados de
mantenimiento y reparación de todas las plantas; equipos eléctricos
de emergencia a base de combustible diesel y gas; sistema de
interconexión de gas natural para ser utilizado como combustible
en calderas y generar vapor e instalaciones para los contratistas.
La empresa posee las siguientes propiedades inmuebles en
Concón: Predio Avenida Borgoño 25.777, destinado a la industria;
Lote C-9 Campo Deportivo; Lotes S-Sonacol, industria; Lote E7/
B6, sitio eriazo; Dos Norte Lote R-1, industria; Vía 2 a 5, Lote E7/B1,
sitio eriazo; Calle 2 Norte, Lote R-3, industria; inmueble en calle
Tierra del Fuego esquina de Magallanes, en Concón; Lote 16 PC14
A1, Mantagua, sitio eriazo; Vía 2 a 5, Lote R-5, sitio eriazo; Camino
Particular ERSA Aconcagua, Lote R-4, sitio eriazo; Dos Norte 1015,
Lote H-4, sitio eriazo; Barros Borgoño 25.175, Rotonda Concón; Lote
1, oficinas; Parcela 1 Lote 1 camino interior; Fundo Colmito, Parcela 1
Pozo 23, sitio eriazo; Parcela 1 Lote 2 Camino interior, Fundo Colmito;
Parcela 1 Pozo 25, sitio eriazo. Además, posee el estacionamiento 152,
en calle Blanco 625 Valparaíso; y otros dos en Avenida Manantiales
LT 3B, y ST 420, en Concón.
En la Comuna de Quintero las propiedades de Enap Refinerías S.A.
son: Camino Quintero 5245, Avda. Tres Marías Lote 117 (sitio eriazo);
Camino Quintero 5245, Avda. Tres Marías Lote 172 (sitio eriazo); y Vía
56 Costanera Turística Quintero (sitio eriazo).
Otras instalaciones de almacenamiento.
La sociedad posee instalaciones industriales en las plantas
ubicadas en Maipú, San Fernando y Linares, que cuentan con
estanques para el almacenamiento de productos limpios
(petróleo diesel, gasolina y kerosene) y gas licuado (GLP); líneas
de interconexión con estanques de terceros y/o con oleoductos;
plantas de envasado de gas licuado; islas de carguíos a camiones y,
en general, equipos y sistemas que permiten desarrollar en óptimas
condiciones sus objetivos.
La sociedad posee las siguientes propiedades inmuebles
industriales en Comuna de Maipú: Av. 3 Poniente Nº 800 (Camino a
Melipilla altura 15.500); San Fernando: Camino a Puente Negro S/N;
y en Linares, ex Fundo San Gabriel de Longaví.
M A R C A S Y PAT E N T E S
Las marcas y patentes de Enap Refinerías S.A., incluyendo sus
unidades Refinería Aconcagua y Refinería Bío Bío, así como los
nombres comerciales Petrox S.A. y RPC S.A. y de sus productos,
fueron registrados durante 2004.
En el ejercicio 2005 sólo se produjeron oposiciones de terceros
a determinadas marcas y oposiciones de Enap Refinerías S.A. a
solicitudes de registro por parte de terceros, en razón de la similitud
de los fonemas, etc., cuyas resoluciones definitivas están aún
pendientes.
DISTRIBUCIÓN DE UTILIDADES
Y POLÍTICA DE DIVIDENDOS
La vigésimo quinta Junta General Ordinaria de Accionistas,
celebrada el 11 de abril de 2006, acordó la política de distribución
de utilidades, tanto de las existentes en la cuenta Utilidades
Acumuladas y de las que se produjeren en el ejercicio 2006.
Años
2004
2005
2006
Moneda histórica
M$
-
267,1
1.268,3
En lo principal, tratándose de utilidades acumuladas, estas
podrán ser retiradas total o parcialmente durante el ejercicio, previo
acuerdo adoptado por la Junta Extraordinaria de Accionistas, siendo
facultad del Directorio el acordar el pago de dividendos provisorios
durante el ejercicio ( en conformidad con la ley).
Dividendos repartidos por acción
Moneda a diciembre 2006
Utilidad distribuida histórica M$
M$
-
-
285,0
21.784.004
1.266,8
103.457.300
Utilidad distribuida histórica
Equivalente a MUS$
37.146
194.546
G E S T I Ó N A M B I E N TA L
Durante 2006 las refinerías Aconcagua y Bío Bío continuaron
trabajando en la adecuación de sus sistemas de Gestión Ambiental
a la Norma ISO 14.001. Al mismo tiempo, siguieron desarrollando
controles de emisiones atmosféricas, residuos industriales sólidos
y líquidos, olores y ruido, para lo cual se desarrollaron actividades
tales como:
• Adquisición y renovación de equipos.
• Desarrollo de proyectos medioambientales.
• Capacitación.
• Auditorías internas y externas.
Refineria Bío Bío
Como resultado de la declaración de zona latente para
Material Particulado 10 (MP10) en el Gran Concepción, el control
de la calidad del aire tuvo una especial atención. Es por ello que,
conjuntamente con la Comisión Nacional de Medio Ambiente
(Conama) y Petropower, se participó en la ejecución del “Seminario
Internacional sobre Material Particulado”, en noviembre de 2006.
También se adquirieron nuevos equipos para monitoreo de la
calidad del aire y se proyectó una nueva estación de monitoreo y la
optimización de la red existente.
Además, se renovó la totalidad de los sensores de la torre
meteorológica y se continúa mejorando el programa de monitoreo
mediante tubos pasivos, considerando el crecimiento de la
población hacia el sector sureste de la Refinería.
Adicionalmente, y como una medida de participar proactivamente
de este proceso, Refinería Bío Bío forma parte en las mesas de trabajo
coordinadas por Corfo, con la presencia de Asiquim, la Municipalidad
de Hualpén, Conama, la Secretaría Regional Ministerial de Salud y
Serplac en materias tales como: franja de seguridad industrial, plano
regulador y capacitación para dar sustentabilidad ambiental a la
región.
Del mismo modo, en materia de un mejor control de Olores, se
implementó equipos de medición de compuestos sulfurados al
interior de refinería, iniciativa que se complementó con un Curso
de Monitoreo de Olores con panelistas, para personal de refinería
y externos; estos últimos, según acuerdo alcanzado con la I.M
Hualpén.
Por otra parte, con respecto a los niveles de ruido, se instalaron
atenuadores en las plantas de Coker y de Suministros (Turbinas
Ruston).
En relación con los residuos industriales líquidos, el hecho más
importante fue la entrada en vigencia del D.S. Nº 90. En este contexto
Refinería Bío Bío realizó los ajustes necesarios en sus procesos para
continuar respetando la normativa.
Durante 2006 se consolidó la gestión de residuos industriales
en la empresa con la entrada en funcionamiento de los contratos
con la firma Copiulemu, para la disposición final de residuos y con
la empresa Emse, para la gestión interna de residuos. Con estos
contratos y el Plan de Manejo se da solución integral a la gestión de
los residuos al interior de la Refinería.
En cuanto a los nuevos proyectos y su evaluación en el Sistema
de Impacto Ambiental (SEIA), destaca la obtención de la Resolución
de Calificación Ambiental Nº 18 de la Corema, Región del Bío Bío,
para el proyecto “Aplicación Ambiental y Sustentable de Cenizas de
Cogeneración en Caminos”, que permitirá dar un uso práctico a las
cenizas de cogeneración, con el consecuente ahorro en disposición
final.
Refinería Aconcagua
Durante 2006 se continuó con el programa de adecuación
de su Sistema de Gestión Ambiental a la Norma ISO 14.001. Entre
otras actividades, se efectuó una auditoría de diagnóstico de la
identificación y cumplimiento de requisitos legales ambientales
aplicables; se generaron procedimientos de gestión; se efectuaron
auditorías internas; se realizaron más de 380 horas de capacitación,
abarcando a unas 590 personas, tanto propias como de empresas
contratistas, entre las que destaca a monitores ambientales de 26
empresas colaboradoras de ERA, completándose sobre 5.800 horas
de capacitación.
En el ámbito de la gestión de contratos, incorporó el tema
ambiental a las bases administrativas que se incluye en los llamados
a licitación.
Se ha continuado con la construcción del “Área de almacenamiento
de residuos peligrosos y no peligrosos”.
Se efectuó un “Diagnóstico del manejo de sustancias peligrosas”,
por parte de la Universidad de Concepción. Este estudio permitirá
diseñar los planes de acción necesarios para dar cabal cumplimiento
a toda la normativa relativa a este tema.
En septiembre entró en aplicación, para Refinería Aconcagua, el
D.S Nº 90/2001, relativo a residuos industriales líquidos. Junto con
el monitoreo mensual de los mismos, en esta Refinería se llevó a
cabo el proyecto de extensión del emisario en Concón hacia afuera
de la zona de protección del litoral y se dio inició al proyecto de
instalación de un sistema de medición de flujo de los efluentes al
mar.
Asimismo, se dio continuidad al funcionamiento del sistema en
red de monitoreo de la calidad del aire en la Comuna de Concón.
Como parte del cumplimiento de la Resolución de Calificación
Ambiental del proyecto del complejo industrial para el tratamiento
de crudos pesados (Planta de Coker), se dio inicio al programa,
mensual de mediciones de niveles de presión sonora (ruidos) en la
ciudad de Concón.
SOCIEDADES COLIGADAS
FECHA DE
CAPITAL SUSCRITO
EMPRESA
CONSTITUCIÓN
Y PAGADO
OBJETO SOCIAL
Presidente
Directores Titulares
PRODUCTORA DE
15 de Enero de 2004
US$ 8.000.619
Construcción y operación de un complejo
José Luis Gutiérrez
José Luis Gutiérez Rexach;
José Antonio Iglesias
destinado a la refinación de productos
Rexach
Wilfried SCHmedes; Daniel
V. ; Patrick Haas; Adolfo
Ibarra M. ; Alfonso Yáñez M.
Sabando Pizarro; Hugo
Martín Karpenski;
Jaime Carey;
DIESEL S.A.
DIRECTORIO DE LA SOCIEDAD
derivados del petróleo.
Directores Suplentes
Fuentes B.
PETROPOWER
22 de Diciembre de
ENERGÍA LTDA.
1992
US$70.460.824
La sociedad tiene como objetivo desarrollar
Enrique Dávila A.
directamente o a través de terceros, en el
Carlos Cabeza F.;
Anthony Scerbo;
territorio nacional o en el extranjero, un estudio
Enrique Dávila A.;
Henry Somerville;
de factibilidad, técnico-económico, financiero
Thierry Desmaris
Javier Palencia García;
y jurídico para la construcción y explotación
Ramón Zubizarreta;
Thomas Kowalczyk;
de una planta de coquización retardada,
Jesús Rodriguez Cárdenas
John Crider
NO HAY
incluida una planta de hidrotratamiento y una
planta de cogeneración.
COMPAÑÍA DE
HIDRÓGENO DEL
17 de Febrero de
MUS$6.596.760
2003
BÍO BÍO S.A.
Construcción y operación de una planta
Ramón Aboitiz
Ramón Aboitiz Musatadi;
destinada a la producción de hidrógeno a
Musatadi
Juan Eduardo Errázuriz;
partir de gas natural y otras cargas
Naoshi Matsumoto Takahashi;
Norman Hansen Rosés;
Horacio Pavez García.
17 de Octubre de 2001
MUS$ 7.292
PETROSUL S.A.
Construcción y operación de dos plantas de
Edzard zu
Walton Cherres C., Sergio
Daniel Ramirez L.,
Enap Refinerías S.A., una en terrenos ubicados
Knyphausen
Arévalo E., Helmut
Hugo Fuentes B., Fabio
en Concón y otra en terrenos ubicados en
Muehlemeier, Edzard zu
de Assis L., Roberto
Talcahuano, con la finalidad de prestarles en
Knyphausen, Hernán
Hahn W., Arturo
forma exclusiva, a dichas refinerías, servicios
Águila F.
Wechsler W.
de procesamiento de su corriente de gas
ácido.
ETERES Y
10 de Marzo del 2000
US$ 6.859.253
ALCOHOLES S.A.
Construcción y operación de una planta
Sergio Arévalo E., Daniel
Mario Cuneo B.,
de DIPE (di-iso-propil éter), en terrenos de
Segio Arévalo E.
Ramirez L., Edzard zu
Andrés Vargas D.,
la Refinería de Petróleo Concón S.A., para
Knyphausen, Rodrigo
Fabio de Assis L.,
prestar en forma exclusiva a ésta, servicios a
Ballivian A., Helmut
Hernán Águila F.,
sus corrientes de propano-propileno.
PRIMAX S.A.
16 de Agosto de 2004
US$ 69.447.590
Muehlemeier
Roberto Hahn W.
indirectamente,
Fernando Feliciano
Fernando Feliciano Romero
Carlos Cabeza F.
operaciones de importación, industrialización,
Romero Belismelis
Belismelis; Luis Enrique
Desarrollar
directa
almacenamiento,
o
aduanero,
Romero Belismelis; Guillermo
autorizado o simple, distribución, transporte,
depósito
Del Valle De La Cruz, Enrique
comercialización al por mayor o menor y/o
Dávila A.
demás operaciones, actividades y servicios
vinculados con el sector hidrocarburos,
incluyendo
gas
natural,
conforme
a
lo establecido con la Ley General de
Hidrocarburos, sus Reglamentos, y demás
disposiciones modificatorias y sustitutorias
que se dicten o emitan en el futuro.
PRIMAX HOLDING
25 de Julio de 2006
US$800
S.A.
Compra para sí de acciones, participaciones
Presidente
Fernando Romero, Luis
y derechos en otras compañías. De igual
Ejecutivo:
Romero, Enrique Dávila
manera, la compañía podrá constituirse en
Marco Antonio
Alveal; Guillermo Del Valle
la empresa holding o tenedora de acciones,
Álvarez Echaiz
De La Cruz y Marco Alvarez
participaciones y derechos de otras empresas
(Representante
(miembro sin voto)
tanto en el Ecuador como en el extranjero.
ENERGIA CONCON
25 de noviembre de
S.A.
2002
US$ 10.735.727
Legal)
La construcción y operación de un Complejo
Carlos Cabeza
José Luis Gutiérrez Rexach,
José luis Tapia Benito,
de Coquización Retardada, en terrenos de la
Faúndez
Jesús Cadenas Rodríguez,
Gonzalo Aguirre
Refinería Aconcagua de propiedad de Enap
Edzard zu Knyphausen,
Aguirre, Helmut
Refinerías S.A.; prestar a Enap Refinerías S.A. los
Daniel Ibarra Moraga, Carlos
Muehlemeier, Daniel
servicios de procesamiento de fondos de barril
Cabeza Faúndez.
Ramírez Livingstone,
de petróleo crudo para su transformación en
Sergio Arévalo
productos livianos o alternativamente dar a
Espinoza
ésta en arriendo sus instalaciones.
EJECUTIVOS PRINCIPALES
Gerente General Hernán
Participación de
EJECUTIVOS DE SOCIEDADES DE
ERSA S.A.
ENAP EN COLIGADA
35,00%
Pinninghoff Junemann
Gerente General: Ramón
7,50%
RELACIONES COMERCIALES
ACTOS O CONTRATOS
PROPORCIÓN DE LA INVER-
CELEBRADOS
SION SOBRE TOTAL DE
0,14%
Hernán Pinninghoff Junemann,
Servicios de procesamiento
Contratos con ENAP Refinerías
Daniel Ibarra M., Alfonso Yáñez M.,
de gasoil para la producción
S.A.: Servicios de Procesamiento
Adolfo Sabando P., Hugo Fuentes B.
de diesel en ENAP refinerías
Operación y Mantención; Comodato
Carlos Cabeza F., Enrique Dávila A..
Zubizarreta S.
S.A., Bío Bío
de Terreno.
Venta de energía
1) Partners Agreement, 2) Processing
eléctrica, agua, comisión
Service and Supply Agreement,
procesamiento coker, derecho
ambos del 15 de enero 1996, 3)
de propiedad y garantías.
Usufruct And Easement Agreement,
0,23%
4) Arbitration Agreement ambos de
7 de febrero de 1996, y 5) Electric
Energy Agreement del 2 de mayo
del 2000.
Gerente General Rodrigo
5,00%
NO HAY
González G.
Servicios de procesamiento
Contratos con ENAP Refinerías S.A.:
para la producción de
Servicios de Procesamiento
hidrógeno a partir de gas
Operación y Mantención; Comodato
natural y otras cargas en ENAP
de Terreno.
0,02%
refinerías S.A., Bío Bío
Gerente General: Fabio Assis L.
31,60%
Walton Cherres C., Sergio Arévalo
Servicio de Procesamiento de
Contrato de Servicios de
E., Daniel Ramirez L., Hernán Águila
corrientes de gas ácido en las
Procesamiento, Contrato de
F., Arturo Wechsler W., Hugo
refinerías de Aconcagua y Bío
Comodato de Terreno y Contrato
Fuentes B.
Bío de Enap Refinerías S.A.
0,16%
de Operación, Mantención y
Administración de la Planta con Enap
Refinerías S.A.
Gerente General: Fabio Assis L.
20,87%
Sergio Arévalo E., Daniel Ramirez L.,
Servicio de procesamiento
Contrato de Servicios de
Andrés Vargas D., Hernán Águila F,
de materias primas para la
Procesamiento, Contrato de
producción de DIPE, a Enap
Comodato, y Contrato de Operación,
Refinerías S.A. - Aconcagua.
Mantención y Administración de la
Mario Cuneo B.
0,09%
planta con Enap Refinerías S.A.
Gerente General: Marco
49,00%
Antonio Álvarez Echaiz
Enrique Dávila A., Guillermo Del
Comprar y Recibir Productos
Contrato de Suministro de
Valle De La Cruz, Carlos Cabeza F.
de Enap Refinerías S.A. para
Combustibles Líquidos y Otros
distribuirlos a traves de la red
Productos Derivados de los
de distribución de Distribui-
Hidrocarburos
1,34%
dora Primax S.A.
Presidente Ejecutivo: Marco
49,00%
Antonio Álvarez Echaiz
Enrique Dávila Alveal; Guillermo
Del Valle De La Cruz
(Representante Legal),
Presidente: Mario Arze
Contreras
Gerente General: Raúl León
Leiva
31,50%
Daniel Ibarra Moraga, Carlos
Servicio de procesamiento
(a) Contrato de Servicios de
Cabeza Faúndez, Daniel Ramirez
de fondos de barril de
Procesamiento.
Livingstone, Sergio Arévalo
petróleo crudo; operación
(b) Contrato de Operación y
Espinoza, Raúl León Leiva
y mantenimiento de las
Mantención.
instalaciones del Complejo
(c) Contrato de Usufructo.
0,21%
B A L A N C E Y E S TA D O S F I N A N C I E R O S
c o ns o lidad o s 2 0 0 6
Dictamen de los Auditores Independientes
Balance General
Estados de Resultados
Estado de Flujos de Efectivo
Notas Explicativas a los Estados Financieros
Análisis Razonado de los Estados Financieros
D I C TA M E N D E L O S A U D I T O R E S
INDEPENDIENTES
M em o ria A n u al 2 0 0 6
48 E N A P R E F I N E R Í A S S . A . |
B A L A N C E y estad o s financier o s 2 0 0 6
1. IDENTIFICACION
1.01.05.00
Razón Social
ENAP REFINERIAS S.A.
1.01.04.00
RUT Sociedad 87756500 - 9
1.00.01.10 Fecha de inicio
01/01/2006
1.00.01.20 Fecha de cierre
31/12/2006
1.00.01.30 Tipo de Moneda
1.00.01.40 Tipo de Estados Financieros
Dólares
Consolidado
M em o ria A n u al 2 0 0 6
ACTIVOS
Nro. Nota
5.11.00.00 TOTAL ACTIVOS CIRCULANTES
5.11.10.10 Disponible
5.11.10.20 Depósito a plazo
5.11.10.30 Valores negociables (neto)
5.11.10.40 Deudores por venta (neto)
4
5.11.10.50 Documentos por cobrar (neto)
31/12/2006
31/12/2005
ACTUAL MUS$
ANTERIOR MUS$
1.560.239
1.216.349
36.065
35.427
358
0
0
0
553.318
511.030
0
0
5.11.10.60 Deudores varios (neto)
4
35.486
17.172
5.11.10.70 Documentos y cuentas por cobrar empresas relacionadas
5
17.310
16.167
5.11.10.80 Existencias (neto)
6
752.374
583.253
5.11.10.90 Impuestos por recuperar
7
137.258
42.496
17.150
8.561
205
582
10.715
1.661
0
0
5.11.20.10 Gastos pagados por anticipado
5.11.20.20 Impuestos diferidos
7
5.11.20.30 Otros activos circulantes
5.11.20.40 Contratos de leasing (neto)
5.11.20.50 Activos para leasing (neto)
5.12.00.00 TOTAL ACTIVOS FIJOS
0
0
888.150
878.671
5.12.10.00 Terrenos
8
14.790
14.800
5.12.20.00 Construcción y obras de infraestructura
8
1.196.369
1.078.096
5.12.30.00 Maquinarias y equipos
8
23.534
22.827
5.12.40.00 Otros activos fijos
8
303.443
295.625
0
0
8
-649.986
-532.677
5.12.50.00 Mayor valor por rentas. téc. del activo fijo
5.12.60.00 Depreciación acumulada (menos)
5.13.00.00 TOTAL OTROS ACTIVOS
86.001
84.141
9
56.246
53.847
7
8
10
3.462
4.616
0
0
4
18.058
18.507
0
0
7
6.034
4.969
5.13.10.70 Intangibles
0
0
5.13.10.80 Amortización(menos)
0
0
2.194
2.194
0
0
2.534.390
2.179.161
5.13.10.10 Inversiones en empresas relacionadas
5.13.10.20 Inversiones en otras sociedades
5.13.10.30 Menor Valor de Inversiones
5.13.10.40 Mayor Valor de Inversiones(menos)
5.13.10.50 Deudores a largo plazo
5.13.10.60 Documentos y cuentas por cobrar empresas relacionadas largo plazo
5.13.10.65 Impuestos Diferidos a largo plazo
5.13.10.90 Otros
5.13.20.10 Contratos de leasing largo plazo (neto)
5.10.00.00 TOTAL ACTIVOS
50 E N A P R E F I N E R Í A S S . A . |
11
PA S I V O S
Nro. Nota
5.21.00.00 TOTAL PASIVOS CIRCULANTES
31/12/2006
31/12/2005
ACTUAL MUS$
ANTERIOR MUS$
1.619.311
982.357
5.21.10.10 Obligaciones con bancos e instituciones financieras a corto plazo
0
0
5.21.10.20 Obligaciones con bancos e instituciones financieras a larg plazo con vencimiento dentro
de un año
0
0
5.21.10.30 Obligaciones con el público (pagarés)
0
0
5.21.10.40 Obligaciones con el público (bonos) con vencimiento dentro de un año
0
0
5.21.10.50 Obligaciones largo plazo con vencimiento dentro un año
0
0
5.21.10.60 Dividendos por pagar
0
0
51.509
51.693
0
0
5.21.10.70 Cuentas por pagar
5.21.10.80 Documentos por pagar
5.21.10.90 Acreedores varios
5.21.20.10 Documentos y Cuentas por pagar empresas relacionadas
5.21.20.20 Provisiones
3.401
357
5
1.506.357
911.785
12
15.806
17.225
40.151
1.144
5.21.20.30 Retenciones
5.21.20.40 Impuesto a la renta
5.21.20.50 Ingresos percibidos por adelantado
5.21.20.60 Impuestos diferidos
5.21.20.70 Otros pasivos circulantes
5.22.00.00 TOTAL PASIVOS A LARGO PLAZO
0
0
150
153
0
0
1.937
0
276.524
288.015
5.22.10.00 Obligaciones con bancos e instituciones financieras
0
0
5.22.20.00 Obligaciones con el público (bonos)
0
0
5.22.30.00 Documentos por pagar largo plazo
0
0
5.22.40.00 Acreedores varios largo plazo
5.22.50.00 Documentos y Cuentas por pagar empresas relacionadas largo plazo
5.22.60.00 Provisiones largo plazo
0
0
5
207.621
221.032
11-12
68.263
66.201
0
0
640
782
0
37
5.22.70.00 Impuestos Diferidos a largo plazo
5.22.80.00 Otros pasivos a largo plazo
5.23.00.00 INTERES MINORITARIO
14
5.24.00.00 TOTAL PATRIMONIO
638.555
908.752
15
254.192
254.192
0
0
5.24.30.00 Sobreprecio en venta de acciones propias
15
4.820
4.820
5.24.40.00 Otras reservas
15
5.24.10.00 Capital pagado
5.24.20.00 Reserva revalorización capital
5.24.50.00 Utilidades Retenidas (sumas 5.24.51.00 al 5.24.56.00)
5.24.51.00 Reservas futuros dividendos
891
891
378.652
648.849
0
0
15
454.303
454.303
0
0
15
-75.651
194.546
5.24.55.00 Dividendos provisorios (menos)
0
0
5.24.56.00 (Déficit) Superávit acumulado periodo de desarrollo
0
0
2.534.390
2.179.161
5.24.52.00 Utilidades acumuladas
5.24.53.00 Pérdidas acumuladas (menos)
5.24.54.00 Utilidad (pérdida) del ejercicio
5.20.00.00 TOTAL PASIVOS Y PATRIMONIO
M em o ria A n u al 2 0 0 6
E S TA D O S D E R E S U LTA D O
Nro. Nota
5.31.11.00 RESULTADO DE EXPLOTACION
5.31.11.10 MARGEN DE EXPLOTACION
31/12/2006
31/12/2005
ACTUAL MUS$
ANTERIOR MUS$
-18.286
270.101
4.228
287.309
5.31.11.11 Ingresos de explotación
7.555.374
5.988.406
5.31.11.12 Costos de explotación (menos)
-7.551.146
-5.701.097
5.31.11.20 Gastos de administración y ventas (menos)
5.31.12.00 RESULTADO FUERA DE EXPLOTACION
5.31.12.10 Ingresos financieros
5.31.12.20 Utilidad inversiones empresas relacionadas
5.31.12.30 Otros ingresos fuera de la explotación
-22.514
-17.208
-68.772
-36.552
606
840
9
5.669
6.577
16
8.567
5.004
5.31.12.40 Pérdida inversión empresas relacionadas (menos)
9
-683
-205
5.31.12.50 Amortización menor valor de inversiones (menos)
10
5.31.12.60 Gastos financieros(menos)
5.31.12.70 Otros egresos fuera de la explotación (menos)
16
5.31.12.80 Corrección monetaria
5.31.12.90 Diferencias de cambio
17
5.31.10.00 RESULTADO ANTES DE IMPUESTO A LA RENTA E ITEMES EXTRAORDINARIOS
5.31.20.00 IMPUESTO A LA RENTA
7
5.31.30.00 ITEMES EXTRAORDINARIOS
5.31.40.00 UTILIDAD (PERDIDA) ANTES INTERÉS MINORITARIO
5.31.50.00 INTERES MINORITARIO
5.31.00.00 UTILIDAD (PERDIDA) LIQUIDA
14
-1.154
-1.154
-64.922
-44.308
-4.131
-2.202
0
0
-12.724
-1.104
-87.058
233.549
11.407
-39.004
0
0
-75.651
194.545
0
1
-75.651
194.546
5.32.00.00 Amortización mayor valor de inversiones
0
0
5.30.00.00 UTILIDAD (PERDIDA) DEL EJERCICIO
-75.651
194.546
52 E N A P R E F I N E R Í A S S . A . |
E S TA D O D E F L U J O D E E F E C T I V O
Nro. Nota
5.41.11.00 FLUJO NETO ORIGINADO POR ACTIVIDADES DE LA OPERACION
5.41.11.10 Recaudación de deudores por ventas
5.41.11.20 Ingresos Financieros percibidos
5.41.11.30 Dividendos y otros repartos percibidos
5.41.11.40 Otros ingresos percibidos
5.41.11.50 Pago a proveedores y personal (menos)
31/12/2006
31/12/2005
ACTUAL MUS$
ANTERIOR MUS$
303.446
120.029
10.006.818
8.071.378
606
483
2.195
3.434
22.350
176.371
-8.268.793
-7.017.948
5.41.11.60 intereses pagados (menos)
-64.922
-4.660
5.41.11.70 Impuesto a la renta pagado (menos)
-49.119
-43.671
5.41.11.80 Otros gastos pagados (menos)
5.41.11.90 I.V.A. y otros similares pagados (menos)
5.41.12.00 FLUJO NETO ORIGINADO POR ACTIVIDADES DE FINANCIAMIENTO
-4.130
-875
-1.341.559
-1.064.483
-194.546
-37.146
5.41.12.05 Colocación de acciones de pago
0
0
5.41.12.10 Obtención de préstamos
0
0
5.41.12.15 Obligaciones con el público
0
0
5.41.12.20 Préstamos documentados de empresas relacionadas
0
0
5.41.12.25 Obtención de otros préstamos de empresas relacionadas
0
0
5.41.12.30 Otras fuentes de financiamiento
0
0
-194.546
-37.146
5.41.12.40 Repartos de Capital (menos)
0
0
5.41.12.45 Pago de préstamos (menos)
0
0
5.41.12.50 Pago de obligaciones con el público (menos)
0
0
5.41.12.55 Pago de préstamos documentados de empresas relacionadas (menos)
0
0
5.41.12.60 Pago de otros préstamos de empresas relacionadas (menos)
0
0
5.41.12.65 Pago de gastos por emisión y colocación de acciones (menos)
0
0
5.41.12.70 Pago de gastos por emisión y colocación de obligaciones con el público (menos)
0
0
5.41.12.75 Otros desembolsos por financiamiento (menos)
0
0
-107.904
-97.887
627
11.744
5.41.12.35 Pago de Dividendos (menos)
15
5.41.13.00 FLUJO NETO ORIGINADO POR ACTIVIDADES DE INVERSION
5.41.13.05 Ventas de activo fijo
5.41.13.10 Ventas de inversiones permanentes
89
5.428
5.41.13.15 Ventas de otras inversiones
0
0
5.41.13.20 Recaudación de préstamos documentados a empresas relacionadas
0
0
5.41.13.25 Recaudación de otros préstamos a empresas relacionadas
0
0
5.41.13.30 Otros Ingresos de inversión
5.41.13.35 Incorporación de activos fijos (menos)
5.41.13.40 Pago de intereses capitalizados (menos)
18
4.964
6.975
-103.081
-119.190
0
0
-2.101
-2.844
5.41.13.50 Inversiones en instrumentos financieros (menos)
0
0
5.41.13.55 Préstamos documentados a empresas relacionadas (menos)
0
0
5.41.13.45 Inversiones Permanentes (menos)
5.41.13.60 Otros préstamos a empresas relacionadas (menos)
5.41.13.65 Otros desembolsos de inversión (menos)
5.41.10.00 FLUJO NETO TOTAL DEL PERIODO
5.41.20.00 EFECTO DE LA INFLACIÓN SOBRE EL EFECTIVO Y EFECTIVO EQUIVALENTE
5.41.00.00 VARIACION NETA DEL EFECTIVO Y EFECTIVO EQUIVALENTE
5.42.00.00 SALDO INICIAL DE EFECTIVO Y EFECTIVO EQUIVALENTE
5.40.00.00 SALDO FINAL DE EFECTIVO Y EFECTIVO EQUIVALENTE
0
0
-8.402
0
996
-15.004
0
0
996
-15.004
35.427
50.431
36.423
35.427
M em o ria A n u al 2 0 0 6
C O N C I L I A C I O N F L U J O - R E S U LTA D O
31/12/2006
31/12/2005
ACTUAL MUS$
ANTERIOR MUS$
-75.651
194.546
-701
-301
-612
-710
-89
-26
5.50.20.30 Pérdida en venta de inversiones
0
435
5.50.20.40 (Utilidad) Pérdida en venta de otros activos
0
0
Nro. Nota
5.50.10.00 Utilidad (Pérdida) del ejercicio
5.50.20.00 Resultado en venta de activos
5.50.20.10 (Utilidad) Pérdida en venta de activos fijos
16
5.50.20.20 Utilidad en venta de inversiones (menos)
5.50.30.00 Cargos (Abonos) a resultado que no representan flujo de efectivo
111.305
95.761
110.086
101.441
5.50.30.10 Amortización de intangibles
0
0
5.50.30.15 Castigos y provisiones
0
0
5.50.30.05 Depreciación del ejercicio
8
5.50.30.20 Utilidad devengada en inversiones en empresas relacionadas (menos)
9
-5.669
-6.577
5.50.30.25 Pérdida devengada en inversiones en empresas relacionadas
9
683
205
10
1.154
1.154
0
0
5.50.30.30 Amortización menor valor de inversiones
5.50.30.35 Amortización mayor valor de inversiones (menos)
5.50.30.40 Corrección monetaria neta
5.50.30.45 Diferencia de cambio neto
5.50.30.50 Otros abonos a resultado que no representan flujo de efectivo (menos)
5.50.30.55 Otros cargos a resultado que no representan flujo de efectivo
5.50.40.00 Variación de Activos que afectan al flujo de efectivo (aumen.) disminución
5.50.40.10 Deudores por ventas
5.50.40.20 Existencias
5.50.40.30 Otros activos
5.50.50.00 Variación de pasivos que afectan al flujo de efectivo aumentos (disminución)
5.50.50.10 Cuentas por pagar relacionadas con el resultado de la explotación
5.50.50.20 Intereses por pagar
5.50.50.30 Impuesto a la Renta por pagar (neto)
5.50.50.40 Otras cuentas por pagar relacionadas con el resultado fuera de explotación
5.50.50.50 I.V.A. y otros similares por pagar (neto)
5.50.60.00 Utilidad (Pérdida) del interés minoritario
5.50.00.00 FLUJO NETO ORIGINADO POR ACTIVIDADES DE LA OPERACION
54 E N A P R E F I N E R Í A S S . A . |
17
0
0
12.724
1.104
-7.673
-1.566
0
0
1.100.836
1.104.978
1.303.302
1.152.243
-185.498
-214.551
-16.968
167.286
-832.343
-1.274.954
588.452
204.880
0
39.659
-61.017
-4.667
-3
312
-1.359.775
-1.515.138
0
-1
303.446
120.029
1. I N S C R I P C I O N EN EL R EG I S T R O
D E VA LO R E S
Enap Refinerías S.A., es una sociedad anónima cerrada, que comenzó a operar oficialmente el 1 de enero de 2004. Fue creada por acuerdo
adoptado en Junta General Extraordinaria de Accionistas de Petrox S.A. Refinería de Petróleo, realizada el 23 de diciembre de 2003, cuando
se aprobó la fusión de esta filial de la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) con Refinería de Petróleo Concón S.A. (RPC S.A.), mediante la
incorporación de esta última a la primera. Petrox S.A. Refinería de Petróleo, ahora denominada Enap Refinerías S.A., se había constituido como
Sociedad Anónima por escritura del 16 de julio de 1981, ante el Notario Raúl Undurraga Laso, de Santiago.
El giro comercial de la Sociedad es la importación, elaboración, almacenamiento y comercialización de hidrocarburos y sus derivados; y todas
las demás actividades que directa o indirectamente se relacionan con las aquí mencionadas y con las que en forma detallada se expresan en
el artículo 3ro. del Estatuto Social Vigente.
Con fecha 25 de junio de 2004, la Sociedad fue inscrita en el Registro de Valores de la Superintendencia de Valores y Seguros, bajo el N 833. De
acuerdo a lo anterior, la Sociedad se encuentra sujeta a las normas de la citada Superintendencia.
M em o ria A n u al 2 0 0 6
2 . C R I T E R I O S C O N TA B L E S A P L I C A D O S
a. Período contable
Los estados financieros consolidados comprenden los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2006 y 2005, respectivamente.
b. Bases de preparación
Los estados financieros consolidados, 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 las normas e instrucciones impartidas por la Superintendencia
de Valores y Seguros. En caso de existir discrepancias priman estas últimas.
c. Bases de presentación
De acuerdo a la Resolución Exenta N 1.320 del Servicio de Impuestos Internos, de fecha 30 de septiembre de 2004 y Oficio Ordinario N 12.226
de la Superintendencia de Valores y Seguros, de fecha 31 de diciembre de 2004, se autorizó a la Empresa para llevar su contabilidad en dólares
de los Estados Unidos de Norteamérica, a contar del 1 de enero de 2005, en los términos y condiciones que exige el artículo 18, inciso 3ro. del
Código Tributario.
d. Depósitos a plazo
Los depósitos a plazo se valorizan al valor de colocación, más los intereses devengados al cierre de cada ejercicio.
e. Bases de consolidación
Los estados financieros consolidados han sido preparados de acuerdo con la normativa establecida en el Boletín Técnico Nro. 72 (que derogó
parcialmente el Boletín Técnico Nro. 42) del Colegio de Contadores de Chile A.G. y en la Circular Nro. 1697 (que derogó la Circular Nro. 368) de
la Superintendencia de Valores y Seguros.
Los estados financieros de las sociedades extranjeras al 31 de diciembre de 2006 y 2005 han sido preparados de acuerdo a la normativa
establecida en los Boletines Técnicos Nro. 72, Nro. 64 y Nro. 42 del Colegio de Contadores de Chile A.G.
En cuadro adjunto se presentan las filiales que se han consolidado.
Todas las transacciones, resultados no realizados y los saldos significativos entre compañias han sido eliminados y se ha reconocido la
participación de los inversionistas minoritarios, presentada como interés minoritario.
f. Bases de conversión
Los activos y pasivos que se encuentran pactados en pesos chilenos u otras monedas distintas a dólares estadounidenses y en unidades de
fomento se presentan al tipo de cambio observado al cierre del período. Las transacciones efectuadas durante los ejercicios, efectuados en
pesos chilenos u otras monedas distintas a dólares estadounidenses y en unidades de fomento, se registran a dólares estadounidenses al tipo
de cambio del dólar observado de la fecha de la transacción.
El valor del dólar observado al 31 de diciembre de 2006 fue de $ 532,39 ($512,50 al 31 de diciembre de 2005).
56 E N A P R E F I N E R Í A S S . A . |
2 . C R I T E R I O S C O N TA B L E S A P L I C A D O S
g. Estimación deudores incobrables
Los deudores por ventas y deudores varios al 31 de diciembre de 2006 y 2005, se presentan netos de la estimación de deudores incobrables.
Esta provisión ha sido determinada para aquellos deudores que presentan una dudosa recuperabilidad.
h. Existencias
Las existencias de petróleo crudo y productos terminados han sido valorizadas a sus costos de adquisición o de producción. El valor de las
existencias no excede su valor neto de realización. Para estos efectos se han considerado los precios de ventas de los productos terminados y
los costos de reposición del petróleo crudo.
i. Activo fijo
El activo fijo se presenta a su costo de adquisición.
Los materiales y repuestos que se estima se incorporarán al activo fijo, se presentan en el rubro otros activos fijos al costo, netos de provisión
de obsolescencia.
j. Depreciación activo fijo
La depreciación se calcula en forma lineal sobre la base de los años de vida útil estimada de los bienes.
k. Activos en leasing
Los bienes recibidos en arrendamiento con opción de compra, cuyos contratos reúnen las características de un leasing financiero, son
contabilizados en forma similar a la adquisición de un activo fijo, reconociendo la obligación total y los intereses sobre base devengada. La
valorización y depreciación de estos activos se efectúan bajo las normas generales que afectan al activo fijo. Estos activos no son jurídicamente
de propiedad de la Sociedad Matriz, por lo que mientras no se ejerza la opción de compra no se puede disponer libremente de ellos.
l. Inversiones en empresas relacionadas
Las inversiones incorporadas a partir del 1 de enero de 2004 deben presentarse valorizadas de acuerdo a la metodología del Valor Patrimonial
(VP). Las efectuadas con anterioridad a dicha fecha se presentan valorizadas de acuerdo a la metodología del Valor Patrimonial Proporcional
(VPP). Los resultados no realizados por transacciones con filiales y coligadas han sido eliminados.
La valorización de las filiales y empresas relacionadas extranjeras se basa en las normas y procedimientos contables contenidos en el Boletín
Técnico No. 64 del Colegio de Contadores de Chile A.G., que establecen que las inversiones en el extranjero, en países no estables, y que no son
una extensión de las operaciones de la inversora, se controlan en dólares estadounidenses, ajustándose los estados financieros de la sociedad
extranjera a principios de contabilidad generalmente aceptados en Chile. Los ajustes de cambio de conversión se cargan o abonan a Otras
reservas en el patrimonio.
Para aquellas sociedades en que la compañía posee menos de un 20% de participación societaria y ejerce influencia significativa según lo
definido en el Boletín Técnico N 72 del Colegio de Contadores, dichas inversiones se han contabilizado a valor patrimonial.
M em o ria A n u al 2 0 0 6
2 . C R I T E R I O S C O N TA B L E S A P L I C A D O S
m. Inversiones en otras sociedades
Las inversiones en otras sociedades se presentan valorizadas al costo de adquisición.
n. Menor valor de inversión
Corresponde a la diferencia entre el valor de adquisición de acciones y el valor justo a la fecha de la compra. Los plazos de amortización se
determinan considerando el tiempo esperado de retorno de la inversión.
ñ. Ingresos percibidos por adelantado
Los ingresos anticipados corresponden a valores percibidos anticipadamente en virtud de un contrato de usufructo suscrito. Estos ingresos se
amortizan linealmente con abono a resultados sobre base devengada.
o. Contratos de derivados
La Empresa mantiene contratos de derivados que corresponden a operaciones de cobertura tanto de transacciones esperadas como de partidas
existentes.
En el caso de instrumentos de cobertura de transacciones esperadas, el mismo se presenta a su valor justo y los cambios en dicho valor
son reconocidos como resultado no realizado hasta su vencimiento, momento en el cual se reconocen como otros ingresos o egresos no
operacionales, según corresponda.
En el caso de instrumento de cobertura de partidas existentes, el mismo se ha valorizado al valor justo. El efecto de dicha valorización se
reconoce en resultados en caso de ser pérdida y se difiere en caso de ser utilidad.
p. Impuestos a la renta e impuestos diferidos
El impuesto a la renta se determina sobre la base de la renta líquida imponible determinada según las normas establecidas en la Ley de
Impuesto a la Renta.
Los impuestos diferidos, se reconocen en los estados financieros, de acuerdo a lo descrito en los Boletines técnicos Nº 60 y 71 del Colegio de
Contadores de Chile A.G. y la Circular Nº 1466 de la Superintendencia de Valores y Seguros.
q. Vacaciones del personal
El costo de vacaciones del personal se carga a resultados en el año en que se devenga.
r. Indemnización por años de servicio
La provisión para cubrir la obligación por concepto de indemnización por años de servicio del personal, de acuerdo con los convenios y
contratos vigentes, se registra a su valor corriente.
58 E N A P R E F I N E R Í A S S . A . |
2 . C R I T E R I O S C O N TA B L E S A P L I C A D O S
s. Ingresos de explotación
Los ingresos provenientes de la explotación del giro de la Sociedad Matriz y filiales, se registran sobre base devengada. Estos ingresos se
reconocen al momento del despacho físico de los productos, conjuntamente con la transferencia de su dominio.
t. Software computacional
Los Softwares adquiridos se registran a su valor de costo y se amortizan linealmente en períodos que varían entre 1 y 4 años.
u. Estado de flujo de efectivo
La Sociedad Matriz y filiales ha considerado como efectivo y efectivo equivalente el disponible y todas aquellas inversiones de corto plazo que
se efectúan como parte de la administración habitual de los excedentes de caja, de acuerdo con lo señalado en el Boletín Técnico N 50 del
Colegio de Contadores de Chile A.G., y comprende el disponible, depósitos a plazo, valores negociables (no accionarios) y pactos de retroventa,
los cuales son clasificados bajo el rubro Otros activos circulantes.
Bajo el concepto “Flujo originado por actividades de la operación” se incluyen todos aquellos flujos de efectivo relacionados con el giro social,
incluyendo además, los intereses pagados, los ingresos financieros y, en general, todos aquellos flujos que no están 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.
2 . C R I T E R I O S C O N TA B L E S A P L I C A D O S
SOCIEDADES INCLUIDAS EN L A CONSOLIDACIÓN
RUT
Porcentaje de Participación
Nombre Sociedad
31/12/2006
Directo
0-E
INVERSIONES Y PROYECTOS HUMBOLDT S.A.
0-E
MANU PERU HOLDING S.A.
31/12/2005
Indirecto
Total
Total
-
100,000
100,000
99,900
100,000
-
100,000
99,900
M em o ria A n u al 2 0 0 6
3 . C A M B I O S C O N TA B L E S
Los criterios contables señalados en Nota 2, han sido aplicados uniformemente al 31 de diciembre de 2006, con respecto al año anterior.
60 E N A P R E F I N E R Í A S S . A . |
4. DEUDORES CORTO Y L ARGO PL A ZO
de u d o res de c o rt o y larg o plaz o ( M U S $ )
El detalle de los deudores de corto y largo plazo, es el siguiente:
CIRCULANTES
RUBRO
Hasta 90 dias
Mas de 90 hasta 1 año
Subtotal
Largo Plazo
Total Circulante (neto)
31/12/2006
31/12/2005
31/12/2006
31/12/2005
31/12/2006
31/12/2006
31/12/2005
31/12/2006
31/12/2005
Deudores por Ventas
553.318
511.030
-
-
553.318
553.318
511.030
-
-
Est.deud.incobrables
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Doctos. por cobrar
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Est.deud.incobrables
Deudores varios
-
-
-
-
-
-
-
-
-
35.486
17.172
-
-
35.486
35.486
17.172
18.058
18.507
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Total deudores largo plazo
18.058 18.507 Est.deud.incobrables
4. DEUDORES CORTO Y L ARGO PL A ZO
D etalle de u d o res p o r ventas
2006
MUS$
Distribuidores
Estimación deudores incobrables
2005
%
MUS$
%
467.674
84,52
453.391
88,72
-
0,00
-
0,00
Consumidores directos
23.737
4,29
16.167
3,16
Deudores en moneda extranjera
61.907
11,19
41.472
8,12
Estimación deudores incobrables
Totales
-
0,00
-
0,00
553.318
100,00
511.030
100,00
M em o ria A n u al 2 0 0 6
5. SALDOS Y TR ANSACCIONES
CON EMPRESAS REL ACIONADAS
El parámetro de materialidad o significancia establecido por la sociedad para informar las transacciones con entidades relacionadas se determinó
en un valor total superior a MUS$500.
En el año 2006 la sociedad no realizó transacciones con Enap Sipetrol S.A., Petroservicios Corp S.A. y Energía Concón S.A.
Los saldos y principales transacciones con empresas relacionadas, se presentan en cuadros adjuntos con las siguientes referencias:
(1) El saldo por cobrar al 31 de diciembre de 2006 y 2005 a Norgas S.A., corresponde a ventas de productos (operación comercial), siendo las
condiciones de venta a crédito de 15 días contados de la fecha de entrega del producto según guía de despacho.
(2) El saldo por cobrar a Primax S.A. (sociedad Peruana), corresponde a ventas de productos (operaciones de tipo comercial). Las condiciones
de venta son crédito de 30 días de la fecha de facturación sin devengo de intereses.
(3) El saldo al 31 de diciembre de 2006 corresponde a la línea de crédito de corto plazo que la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) ha puesto
a disposición de la sociedad para financiar la deuda comercial generada por compras de crudos y productos. La línea de crédito es en dólares
estadounidenses y devengó un interés promedio de 5,53% anual (3,95% anual promedio en 2005).
Respecto a las ventas de crudos y productos efectuados por la sociedad a ENAP (Magallanes), se realizan en dólares estadounidenses con un
crédito de 15 días contados de la fecha de entrega del producto.
(4) Sociedad Nacional de Oleoductos S.A. y Sociedad Nacional Marítima S.A., dejaron de ser empresas relacionadas en el año 2006, por lo tanto
todas las transacciones realizadas con dichas empresas se presentan bajo los rubros de Deudores por ventas o Cuentas por pagar, según la
transacción que se realice.
(5) Corresponde a cuentas por pagar de corto plazo correspondientes a compra de servicios de energía eléctrica y vapor y servicios de
procesamiento, cuyo pago, según contrato se realiza dentro de los 20 días contados de la fecha de emisión de la factura y pagos semestrales en
los meses de febrero y agosto de cada año, respectivamente.
(6) Los saldos por pagar a corto plazo corresponden a cuotas de leasing financiero, netos de intereses no devengados, cuyos plazos de
vencimientos y condiciones en general se describen en notas 8, 20 y 22.
(7) Corresponde a compras de servicios de arrendamientos de estanques y bombas impulsadoras, cuyo pago se realizan los 15 días contados
desde la fecha de recepción de la factura.
(8) Las condiciones de pago de la compra de gas natural es de 10 días contados de la fecha de recepción de la factura.
62 E N A P R E F I N E R Í A S S . A . |
5. SALDOS Y TR ANSACCIONES
CON EMPRESAS REL ACIONADAS
D O C U M E N T O S Y C U E N TA S P O R C O B R A R ( M U S $ )
RUT
Sociedad
92604000-6
EMPRESA NACIONAL DEL PETRÓLEO - ENAP
78889940-8
NORGAS S.A. (1)
96655490-8
OLEODUCTO TRASANDINO CHILE S.A. (4)
0-E
PRIMAX S.A. (2)
96579730-0
ENAP SIPETROL S.A.
TOTALES
Corto Plazo
31/12/2006
Largo Plazo
31/12/2005
31/12/2006
31/12/2005
40
7.647
-
-
413
629
-
-
-
12
-
-
16.732
7.842
-
-
125
37
-
-
17.310 16.167 - - 5. SALDOS Y TR ANSACCIONES
CON EMPRESAS REL ACIONADAS
D O C U M E N T O S Y C U E N TA S P O R PA G A R ( M U S $ )
RUT
Sociedad
92604000-6
EMPRESA NACIONAL DEL PETROLEO - ENAP (3)
81095400-0
SOCIEDAD NACIONAL DE OLEODUCTOS S.A. SONACOL (4)
78335760-7
PETROPOWER ENERGIA LTDA. (5)
96913550-7
96969000-4
Corto Plazo
31/12/2006
Largo Plazo
31/12/2005
31/12/2006
31/12/2005
1.492.353
893.405
-
-
-
1.147
-
-
646
806
-
-
ETERES Y ALCOHOLES S.A. - ETALSA (6)
1.519
1.298
26.052
27.571
PETROSUL S.A (6)
1.606
1.491
28.959
30.564
99548320-3
PRODUCTORA DE DIESEL S.A. (6)
8.244
11.643
111.888
120.099
96655490-8
OLEODUCTO TRASANDINO CHILE S.A.
99519810-K
COMPAÑIA DE HIDROGENO DEL BIOBIO S.A. (6)
0-E
PRIMAX S.A.
TOTALES
-
134
-
-
1.988
1.861
40.722
42.798
1
-
-
-
1.506.357 911.785 207.621 221.032 M em o ria A n u al 2 0 0 6
5. SALDOS Y TR ANSACCIONES
CON EMPRESAS REL ACIONADAS
TR ANSACCIONES ( MUS $ )
31/12/2006
RUT
Naturaleza de la
relación
EMPRESA NACIONAL DEL
PETROLEO (3)
92604000-6
EMPRESA MATRIZ
COMPRA DE PETROLEO CRUDO
EMPRESA NACIONAL DEL
PETROLEO (3)
92604000-6
EMPRESA MATRIZ
COMPRA DE PRODUCTOS
EMPRESA NACIONAL DEL
PETROLEO (3)
92604000-6
EMPRESA MATRIZ
COMPRA DE GAS NATURAL
EMPRESA NACIONAL DEL
PETROLEO (3)
92604000-6
EMPRESA MATRIZ
OTRAS COMPRAS
EMPRESA NACIONAL DEL
PETROLEO (3)
92604000-6
EMPRESA MATRIZ
INTERESES
EMPRESA NACIONAL DEL
PETROLEO (3)
92604000-6
EMPRESA MATRIZ
VENTA DE PRODUCTOS
EMPRESA NACIONAL DEL
PETROLEO (3)
92604000-6
EMPRESA MATRIZ
OTRAS VENTAS
SOC. NACIONAL DE OLEODUCTOS S.A. (4)
81095400-0
RELACION A
TRAVES MATRIZ
OLEODUCTO TRASANDINO
CHILE S.A. (7)
96655490-8
INNERGY HOLDING S.A. (8)
SOC. NACIONAL MARITIMA
S.A. (4)
Sociedad
PRIMAX S.A. (2)
Descripción de la transacción
31/12/2005
Efecto en
resultados
(cargo)/
abono)
Monto
Efecto en
resultados
(cargo)/
abono)
Monto
3.192.635
-
3.868.532
-
853.875
-
1.300.866
-
3.909
-
-
-
122.420
-
69.169
-
48.652
-48.652
29.875
-29.875
166.069
-494
46.376
2.002
7.952
-24
541
-
COMPRA DE SERVICIOS
-
-
32.234
-
RELACION A
TRAVES MATRIZ
COMPRA DE SERVICIOS
2.261
-
1.760
-
96856650-4
RELACION A
TRAVES MATRIZ
COMPRA DE GAS NATURAL
16.409
-
16.380
-
76384550-8
RELACION A
TRAVES MATRIZ
COMPRA DE SERVICIOS
-
-
1.573
-
COLIGADA
VENTA DE PRODUCTOS
234.565
2.456
121.573
-
14.081
-42
13.813
596
34
-
-
-
0-E
NORGAS S.A. (1)
78889940-8
RELACION A
TRAVES MATRIZ
VENTA DE PRODUCTOS
NORGAS S.A. (1)
78889940-8
RELACION A
TRAVES MATRIZ
COMPRAS VARIAS
PETROPOWER ENERGIA
LTDA. (5)
78335760-7
COLIGADA
COMPRA SERV.ENERGIA ELEC.Y VAP
11.146
-
11.445
-
PETROPOWER ENERGIA
LTDA. (5)
78335760-7
COLIGADA
COMPRA DE SERVICIOS DE PROCESA
25.575
-
25.355
-
PETROPOWER ENERGIA
LTDA. (5)
78335760-7
COLIGADA
OTRAS VENTAS
808
-
-
-
ETERES Y ALCOHOLES S.A. (6)
96913550-7
COLIGADA
PAGO CUOTA LEASING
5.636
-4.405
5.636
-4.584
ETERES Y ALCOHOLES S.A. (6)
96913550-7
COLIGADA
COMPRA DE SERVICIOS DE PROCESA
550
-550
550
-550
ETERES Y ALCOHOLES S.A. (6)
96913550-7
COLIGADA
VENTA DE SERVICIO DE PROCESAMI
550
550
550
550
PETROSUL S.A. (6)
96969000-4
COLIGADA
PAGO CUOTA LEASING
3.640
-2.192
3.653
-3.091
PETROSUL S.A. (6)
96969000-4
COLIGADA
COMPRA DE SERVICIOS DE PROCESA
700
-700
700
-700
PETROSUL S.A. (6)
96969000-4
COLIGADA
VENTA DE SERVICIO DE PROCESAMI
700
700
700
700
COMPAÑÍA DE HIDRÓGENO
DEL BIOBIO S.A. (6)
99519810-K
COLIGADA
PAGO CUOTA LEASING
4.718
-2.801
2.644
-1.734
COMPAÑÍA DE HIDRÓGENO
DEL BIOBIO S.A. (6)
99519810-K
COLIGADA
COMPRA DE SERVICIOS DE PROCESA
1.210
-1.210
1.210
-1.210
COMPAÑÍA DE HIDRÓGENO
DEL BIOBIO S.A. (6)
99519810-K
COLIGADA
VENTA DE SERVICIO DE PROCESAMI
1.210
1.210
1.210
1.210
PRODISA S.A. (6)
99548320-3
COLIGADA
PAGO CUOTA LEASING
11.705
-3.104
8.673
-4.559
PRODISA S.A. (6)
99548320-3
COLIGADA
COMPRA DE SERVICIOS DE PROCESA
2.614
-2.614
3.661
-3.661
PRODISA S.A. (6)
99548320-3
COLIGADA
VENTA DE SERVICIO DE PROCESAMI
2.614
2.614
3.661
3.661
64 E N A P R E F I N E R Í A S S . A . |
6. EXISTENCIAS
El detalle de las existencias es el siguiente:
31/12/2006
MUS$
Petróleo crudo en existencias
147.795
Petróleo crudo en tránsito
102.816
Productos terminados
426.151
Productos en tránsito
20.302
Materiales en bodega y en tránsito
55.310
-----------
Totales
752.374
======
31/12/2005
MUS$
125.256
424.315
33.682
---------- 583.253
======
Al 31 de diciembre de 2006, la sociedad realizó un ajuste ascendente a MUS$4.691 con el objeto de dejar valorizada la canasta de productos
terminados a sus respectivos precios de realización, en atención a que los precios de producción como los de compra los excedían. El ajuste
mencionado se presenta aumentando los costos de explotación.
M em o ria A n u al 2 0 0 6
7. I M P U E S T O S D I F E R I D O S E I M P U E S T O
A L A R E N TA
a) Impuesto a la renta
El detalle del impuesto a la renta y los créditos correspondientes se presentan a continuación.
Utilidades tributarias:
La Sociedad matriz tiene registrados los siguientes saldos por utilidades tributarias retenidas con crédito del 15%, 16%, 16,5% y 17% para sus
accionistas:
2006
2005
MUS$
MUS$
Utilidades tributarias con crédito del 15%
Utilidades tributarias con crédito del 16%
Utilidades tributarias con crédito del 16,5%
Utilidades tributarias con crédito del 17,0%
-
-
108.565
341.257
Impuesto a la renta:
2006
MUS$
Impuesto de primera categoría
-
Impuesto único, artículo N 21
482
Pagos provisionales mensuales
-50.083
Anticipo de impuestos del exterior
-3.757
Créditos por gastos de capacitación -342
Beneficio tributario por pérdidas tributarias
-12.300
Impuestos provenientes del exterio
1.100
----------- Impuesto a la renta por (recuperar) pagar
-64.900 ====== 9.473
131.450
248.075
390.152
2005
MUS$
41.914
678
-46.851
-311
----------4.570
======
b) Impuestos por recuperar
Al 31 de diciembre, los impuestos a la renta por recuperar se presentan incluidos dentro del rubro Impuestos por recuperar conforme al
siguiente detalle:
2006
2005
MUS$
MUS$
Impuesto a la renta por recuperar
64.900 4.570
Crédito FEPP
-
876
Derechos de Aduana por recuperar
21.586 5.637
IVA por recuperar
50.265 23.177
Impuesto específico -
7.986
Otros impuestos por recuperar
507
250
------------ ----------Impuestos por recuperar
137.258
42.496 ====== ======
66 E N A P R E F I N E R Í A S S . A . |
7. I M P U E S T O S D I F E R I D O S E I M P U E S T O
A L A R E N TA
I mp u est o s diferid o s ( M U S $ )
31/12/2006
Conceptos
Impuesto Diferido
Activo
Corto Plazo
Largo
Plazo
31/12/2005
Impuesto Diferido
Pasivo
Impuesto Diferido
Activo
Corto
Plazo
Corto
Plazo
Largo
Plazo
Impuesto Diferido Pasivo
Largo
Plazo
Corto
Plazo
Largo
Plazo
Diferencias Temporarias
Provisión cuentas incobrables
Ingresos Anticipados
Provisión de vacaciones
-
-
-
-
-
-
-
-
134
-
-
1.138
-
-
-
133
-
-
-
-
1.141
-
-
-
Amortización intangibles
-
-
-
-
-
-
-
-
Activos en leasing
-
4.061
-
-
-
2.467
-
-
Gastos de fabricación
-
-
1.152
-
-
-
1.712
-
Depreciación Activo Fijo
-
-
-
-
-
-
-
-
Indemnización años de servicio
-
-
-
-
-
-
-
-
Otros eventos
-
-
-
-
-
-
-
-
Obsolescencia de materiales
Provisión pasivos ambientales
-
1.973
-
-
-
2.502
-
-
85
-
-
-
1.020
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1.152 - 2.294 4.969 1.712 - Pérdida tributaria
Otros
Cuentas complementarias-neto de
amortiza
Provisión de valuación
Totales
-
-
1.357 6.034 7. I M P U E S T O S D I F E R I D O S E I M P U E S T O
A L A R E N TA
I mp u est o s a la renta ( M U S $ )
Item
Gasto tributario corriente (provisión impuesto)
Ajuste gasto tributario (ejercicio anterior)
Efecto por activos o pasivos por impuesto diferido del ejercicio
Beneficio tributario por perdidas tributarias
31/12/2006
31/12/2005
-1.582
-42.592
-
-
689
3.423
12.300
-
Efecto por amortización de cuentas complementarias de activos y pasivos diferidos
-
165
Efecto en activos o pasivos por impuesto diferido por cambios en la provisión de evaluación
-
-
Otros cargos o abonos en la cuenta
Totales
-
-
11.407 -39.004 M em o ria A n u al 2 0 0 6
8. ACTIVOS FIJOS
El detalle del activo fijo con sus respectivas depreciaciones acumuladas se presenta en cuadro adjunto.
2006
Terrenos
Construcciones y
obras de infraestructura
Maquinarias y equipos
Otros activos fijos
Totales
2005
Saldo
bruto
Depreciación
acumulada
Saldo
neto
Saldo
bruto
Depreciación
acumulada
Saldo
neto
MUS$
MUS$
MUS$
MUS$
MUS$
MUS$
14.790
-
14.790
14.800
-
14.800
1.196.369
(575.379)
620.990
1.078.096
(484.581)
593.515
23.534
(17.558)
5.976
22.827
(16.156)
6.671
303.443
(57.049)
246.394
295.625
(31.940)
263.685
1.538.136
(649.986)
888.150
1.411.348
(532.677)
878.671
El detalle de las construcciones, obras de infraestructura y sus depreciaciones acumuladas se presentan en cuadros adjuntos.
2006
MUS$
Refinerías y plantas de gasolina
2005
MUS$
891.248
826.705
Edificios y poblaciones
30.381
29.589
Terminales e instalaciones marítimas
23.289
21.858
Oleoductos y gasoductos
10.453
9.605
Obras en construcción
240.998
190.339
1.196.369
1.078.096
Depreciación acumulada
(575.379)
(484.581)
Valor neto
620.990
593.515
La depreciación al 31 de diciembre de 2006 fue de MUS$110.086, de los cuales MUS$109.970 se incluyen como costo de explotación y MUS$116
como gastos de administración y ventas.
La depreciación al 31 de diciembre de 2005 fue de MUS$101.441, de los cuales MUS$101.321 se incluyen como costo de explotación y MUS$120
como gastos de administración y ventas.
2006
MUS$
Muebles, útiles y enseres
2005
MUS$
1.959
1.915
Activos en leasing (1)
249.585
249.585
Materiales en bodega
52.912
45.363
3.023
3.020
222
0
Softwares
Otros activos
Provisión obsolescencia de repuestos activo fijo
Total
Depreciación acumulada
Valor neto
(4.258)
(4.258)
303.443
295.625
(57.049)
(31.940)
246.394
263.685
(1) En el transcurso del año 2005, se incorporaron bajo el sistema de leasing financiero las plantas de Hidrocracking Suave de Gas Oil (MHC
- Mild Hydrocracking) y de Hidrógeno por un valor total de MU$175.643. Estas plantas más la planta DIPE y las dos plantas de azufre que fueron
incorporadas en años anteriores bajo leasing financiero, generan obligaciones, las que se reflejan netas de intereses no devengados, bajo el rubro
Documentos y Cuentas por pagar a empresas relacionadas del pasivo circulante y del largo plazo. Los contratos suscritos tienen vigencia hasta el
año 2017 con Éteres y Alcoholes S.A., 2019 con Petrosul S.A., 2020 con Productora de Diesel S.A. y Compañía de Hidrógeno del Biobio S.A.
68 E N A P R E F I N E R Í A S S . A . |
9. I N V E R S I O N E S E N E M P R E S A S
REL ACIONADAS
(1) El Directorio tomó conocimiento en la Sesión de Directorio N 411, celebrada con fecha 31 de mayo de 2005, de la materialización de la
venta del 51% de las acciones de Energía Concón S.A., a las compañías Foster Wheeler Iberia, MAN Ferrostaal y Técnicas Reunidas Metalúrgicas ,
quedando la participación accionaria de Enap Refinerías en un 31,5%.
(2) La inversión del 5,0% correspondiente a la Compañia de Hidrógeno del Bio Bio S.A., se presenta valorizada al valor del aporte efectuado al
29 de diciembre de 2005.
(3) De acuerdo a lo requerido por la circular N 1699 de la Superintendencia de Valores y Seguros de fecha 31 de diciembre de 2003, la sociedad
debe demostrar la determinación patrimonial a valor justo de las sociedades Primax S.A. (Ex- Distribuidora Petrox S.A.), empresa peruana, Energia
Concón S.A. y Productora de Diesel S.A., esto no ha sido necesario dado que los activos y pasivos de dichas sociedades no presentan diferencias
significativas entre sus valores libros y sus respectivos valores justos.
(4) El 3 de abril de 2006 se dividió la sociedad Enap Sipetrol S.A., producto de lo cual se creó la sociedad “Sociedad de Exploración y Explotación
Petrolera S.A.”, menteniéndose, al igual que en Enap Sipetrol S.A., los mismos accionistas y sus correspondientes participaciones, ENAP con un
99,5% y Enap Refinerías S.A. con un 0,5%. Con fecha 6 de julio de 2006 SEEPSA se vendió a la empresa Canadiense Pacific Stratus Energy en
MMU$61,7, generando una utilidad neta a Enap Refinerías S.A. MUS$89.
(5) Compra de 50.000 acciones en la Compañía de Hidrógeno del Biobio S.A., efectuada el 29 de diciembre de 2005 por MUS$500.
Para las inversiones en el exterior de la Sociedad y sus filiales, no existen dividendos acordados por las utilidades potencialmente remesables al
31 de diciembre de 2006 y 2005.
Durante los ejercicios finalizados al 31 de diciembre de 2006 y 2005 la Sociedad y sus filiales no han contraído pasivos como cobertura de estas
inversiones en el exterior.
M em o ria A n u al 2 0 0 6
70 E N A P R E F I N E R Í A S S . A . |
ECUADOR
ETERES Y ALCOHOLES S.A.
PETROSERVICIOS CORP S.A.
PRODUCTORA DE DIESEL S.A.
ENERGIA CONCON S.A.
(ENERCON)
COMPAÑIA HIDRÓGENO DEL
BIOBIO S.A.
PRIMAX S.A. (EX DISTRIBUIDORA PETROX S.A.)
PRIMAX HOLDING S.A.
96913550-7
0-E
99548320-3
99519820-7
99519810-K
0-E
TOTALES
76532150-6
SOCIEDAD DE EXPLORACION Y
EXPLOTACION PETROLERA S.A
ENAP SIPETROL S.A.
96579730-0
0-E
PERU
PETROSUL S.A.
96969000-4
CHILE
CHILE
CHILE
ARGENTINA
CHILE
CHILE
CHILE
CHILE
PETROPOWER ENERGIA LTDA.
78335760-7
País de origen
Sociedad
RUT
US$
US$
US$
US$
US$
US$
US$
US$
US$
US$
Moneda
de control
de la
inversión
-
392
86.466.630
50.000
117.782
7.769.953
200
2.087
243.368
3.160
Número de
acciones
49,000
49,000
5,000
31,500
35,000
0,100
20,870
0,500
31,600
7,500
31/12/2006
-
49,000
5,000
31,500
35,000
0,100
20,870
0,500
31,600
7,500
31/12/2005
Porcentaje de participación
-1.394
69.448
10.565
17.085
9.914
2.568
10.361
203.685
12.462
76.187
31/12/2006
-
59.310
-
10.244
24.906
1.426
8.483
271.863
12.402
69.180
31/12/2005
Patrimonio sociedades
-1.395
5.498
3.969
30
1.861
1.143
1.878
46.629
850
16.025
31/12/2006
-
3.816
-
6.584
3.147
214
1.809
64.601
-649
11.073
31/12/2005
Resultado del ejercicio
-1.394
-
-
-
9.914
-
-
-
-
-
31/12/2006
-
59.310
-
-
-
-
-
-
-
-
31/12/2005
Patrimonio sociedades a
valor justo
-1.395
-
-
-
1.861
-
-
-
-
-
31/12/2006
-
3.816
-
-
-
-
-
-
-
-
31/12/2005
Resultado del ejercicio a
valor justo
21
-683
2.694
198
9
651
1
392
233
268
1.202
-
-
1.870
-
2.074
1.102
-
378
323
-205
830
31/12/2005
Resultado devengado
31/12/2006
detalle de las inversi o nes ( M U S $ )
9. I N V E R S I O N E S E N E M P R E S A S
REL ACIONADAS
56.246
-
1
34.030
528
5.382
3.470
3
2.162
1.018
3.938
5.714
53.847
-
-
29.062
500
3.329
8.717
1
1.771
1.359
3.919
5.189
31/12/2005
VP / VPP
31/12/2006
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
31/12/2005
Resultados no realizados
31/12/2006
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
56.246
-
1
34.030
528
5.382
3.470
3
2.162
1.018
3.938
5.714
53.847
-
29.062
500
3.329
8.717
1
1.771
1.359
3.919
5.189
31/12/2005
Valor contable de la inversión
31/12/2006
1 0 . M E N O R Y M AYO R VA L O R D E
I N V E R S I O N E S ( MUS$)
Menor valor de inversiones:
Corresponde a la diferencia entre el valor de adquisición de acciones y el valor justo a la fecha de la compra. Los plazos de amortización se
determinan considerando el tiempo esperado de retorno de la inversión. El plazo de amortización determinado es de 5 años.
31/12/2006
RUT
0-E
Sociedad
PRIMAX S.A. ( EX -DISTRIBUIDORA PETROX S.A.)
TOTAL
Monto
amortizado en
el periodo
31/12/2005
Saldo menor
valor
Monto
amortizado en
el periodo
Saldo menor
valor
1.154
3.462
1.154
4.616
1.154 3.462 1.154 4.616 M em o ria A n u al 2 0 0 6
11 . O T R O S A C T I V O S
El detalle de los otros activos de largo plazo es el siguiente:
2006
2005
MUS$
MUS$
Existencias realizables después de
un año, neto de provisión de obsolescencia (1)
2.194 2.194
--------
-------TOTALES
2.194
===== 2.194
===== (1) Los materiales de operación con baja rotación se presentan netos de provisión de obsolescencia por un monto ascendente a MUS$7.351
(MUS$10.460 en 2005).
72 E N A P R E F I N E R Í A S S . A . |
12 . P R O V I S I O N E S Y C A S T I G O S
Provisiones:
El detalle de las provisiones es el siguiente:
2006 MUS$
2005
MUS$
642
1.822
9.313
2.842
-
1.187 --------- 15.806
=====
544
2.371
10.128
3.665
517
----------
17.225
======
Corto Plazo:
Gratificaciones
Indemnización por años de servicio
Vacaciones del personal y otros beneficios Bonificaciones de Productividad
Desvinculación Laboral
Otros
Totales
Largo Plazo: Indemnización por años de servicio
68.263
66.201
----------
----------
Totales 68.263
66.201
===== ===== Castigos:
Durante los períodos terminados el 31 de diciembre de 2006 y 2005, la sociedad matriz y filiales no han efectuado castigos de Activos fijos y/o
materiales significativos.
M em o ria A n u al 2 0 0 6
13 . I N D E M N I Z A C I O N E S A L P E R S O N A L
POR AÑOS DE SERVICIO
El movimiento de la provisión que cubre el beneficio de indemnización al personal por años de servicio, es el siguiente:
Movimiento al 31 de diciembre
2006
MUS$
2005
MUS$
Saldo inicial al 1° de enero
68.572
63.742
Incremento de provisión
6.114
6.052
Pagos del año
(2.610)
(6.597)
Diferencia de cambio
(1.991)
5.375
Saldo al 31 de diciembre
70.085
68.572
Corto plazo
1.822
2.371
Largo plazo
68.263
66.201
70.085
68.572
Totales
74 E N A P R E F I N E R Í A S S . A . |
14 . I N T E R E S M I N O R I TA R I O
El interés minoritario corresponde a la participación de los accionistas minoritarios de las siguientes filiales:
Manu Perú Holding S.A.
Manu Perú Holding S.A.
2006
-----------------------------------------------------------Patrimonio
Participación
Efecto en
Filial
Minoritaria
Resultados
MUS$
% MUS$
(cargo)/abono
42.091
-
-
-
2005
-----------------------------------------------------------Patrimonio
Participación
Efecto en
Filial
Minoritaria
Resultados
MUS$
% MUS$
(cargo)/abono
37.079
0,1
37
-------------
37
=======
1
----1
=====
M em o ria A n u al 2 0 0 6
15 . C A M B I O S E N E L PAT R I M O N I O
a) Cambios en el patrimonio:
El movimiento del patrimonio registrado entre el 1 de enero y el 31 de diciembre de 2006 y 2005, se presenta en cuadros adjuntos.
En Junta General Ordinaria de Accionistas celebrada el 11 de abril de 2006, se acordó pagar un dividendo de $ 370,51 por acción, equivalente
al 30% de las utilidades del año 2005. El monto total del dividendo asciende a MUS$58.363. El resto de la utilidad del año 2005, ascendente a
MUS$136.183 se acordó destinarlos a incrementar la cuenta de utilidades acumuladas.
En Junta Extraordinaria de Accionistas celebrada el 25 de agosto de 2006, se acordó reemplazar el acuerdo adoptado en la Junta General
Ordinaria de Accionistas celebrada el 11 de abril del mismo año, en el sentido de repartir el 100% de las utilidades, por lo tanto la diferencia
correspondiente al 70% de las utilidades líquidas del año 2005 se pagará dentro de los 90 días siguientes a la fecha de la Junta Extraordinaria de
Accionistas.
En Junta General Ordinaria de Accionistas celebrada el 29 de marzo de 2005, se acordó pagar un dividendo de $ 253,83 por acción, equivalente
al 30% de las utilidades del año 2004. El monto total del dividendo asciende a MUS$ 37.146. El resto de la utilidad del año 2004, ascendente a
MUS$86.675 se acordó destinarlos a incrementar la cuenta de utilidades acumuladas.
76 E N A P R E F I N E R Í A S S . A . |
M em o ria A n u al 2 0 0 6
-
Aumento del capital con emisión de
acciones de pago
Capitalización reservas y/o utilidades
Déficit acumulado período de
desarrollo
Ajuste acumulado por diferencia de
conversión en empresa relacionada
Revalorización capital propio
Resultado del ejercicio
Dividendos provisorios
Saldos Actualizados
254.192
-
Dividendo definitivo ejerc. anterior
Saldo Final
-
254.192
Distribución resultado ejerc. anterior
Saldo Inicial
Rubro
Capital
pagado
Reserva
revalorización
Capital
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
4.820
-
-
-
-
-
-
-
-
-
4.820
Sobreprecio en
venta de
acciones
891
-
-
-
-
-
-
-
-
-
891
Otras
reservas
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Reserva
futuros
dividendos
31/12/2006
454.303
-
-
-
-
-
-
-
-194.546
194.546
454.303
Resultados
Acumulados
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Dividendos
Provisorios
Déficit
Período
de Desarrollo
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-75.651
-
-75.651
-
-
-
-
-
-
-194.546
194.546
Resultado del
Ejercicio
254.192
254.192
-
-
-
-
-
-
-
-
-
254.192
Capital
pagado
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Reserva
revalorización
Capital
cambi o s en el patrim o ni o ( M U S $ )
4.820
4.820
-
-
-
-
-
-
-
-
-
4.820
Sobreprecio en
venta de
acciones
891
891
-
-
-
630
-
-
-
-
-
261
Otras
reservas
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Reserva
futuros
dividendos
31/12/2005
15 . C A M B I O S E N E L PAT R I M O N I O
454.303
454.303
-
-
-
-
-
-
-
-
86.675
367.628
Resultados
Acumulados
Dividendos
Provisorios
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Déficit
Período
de Desarrollo
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
194.546
194.546
-
194.546
-
-
-
-
-
-37.146
-86.675
123.821
Resultado del
Ejercicio
15 . C A M B I O S E N E L PAT R I M O N I O
n u mer o de acci o nes
Serie
Nro acciones suscritas
UNICA
Nro acciones pagadas
81.570.051
Nro acciones con derecho a voto
81.570.051
81.570.051
15 . C A M B I O S E N E L PAT R I M O N I O
C apital ( m o nt o - M U S $ )
Serie
Capital suscrito
UNICA (MUS$)
Capital pagado
254.192
254.192
15 . C A M B I O S E N E L PAT R I M O N I O
o tras reservas
Las Otras reservas corresponde al ajuste de conversión originado por las variaciones de conversión en la inversión en empresas relacionadas
en el exterior y aquellas con contabilidad en moneda extranjera. A partir del año 2005 el ajuste de conversión se origina por las variaciones en
empresas relacionadas en el exteriror y aquellas con contabilidad diferente al dólar estadounidense.
Saldos al
1/1/2006
MUS$
Enap Sipetrol S.A.
Variación Neta del Período
Res. Realizada
MUS$
Mov. Período
MUS$
Saldos al
31/12/2006
MUS$
Saldos al
31/12/2005
MUS$
(364)
(1)
(365)
(364)
Petropower Energía Ltda.
103
-
103
103
Petrosul S.A.
464
-
464
464
Energía Concón S.A.
166
1
167
166
Total ajustes de conversión
369
0
369
369
Otras reservas
522
522
522
891
891
891
78 E N A P R E F I N E R Í A S S . A . |
16 . OT R OS I N GR E S OS Y EGR E S OS
F U E R A D E L A E X P L O TA C I O N
El detalle de los otros ingresos y egresos fuera de la explotación se presenta en planilla adjunta:
31/12/2006
31/12/2005
MUS$
MUS$
a.- Otros ingresos
Ingresos en venta de activo fijo
627
710
6.240
3.902
89
26
Otros ingresos
1.611
366
Totales
8.567
5.004
Ingresos por servicios varios
Utilidad en venta de acciones (1)
b.- Otros egresos
Costo de venta de activos fijos
Costo de venta por servicios varios
Ajuste de inversiones
Provisión plan desvinculación laboral
(15)
-
(3.796)
-
-
(435)
(238)
-
Castigos y recuperaciones (netas) de materiales y respuestos
-
(1)
Gastos pensionadas o desvinculación
-
(283)
(82)
(1.483)
(4.131)
(2.202)
Otros egresos
Totales
(1) Las utilidades en venta de acciones se presenta neta de gastos incurridos en los procesos de venta.
M em o ria A n u al 2 0 0 6
1 7. D I F E R E N C I A S D E C A M B I O
( MUS$)
El detalle de la diferencia de cambio abonada (debitada) a resultado, es el siguiente:
Rubro
Moneda
Monto
31/12/2006
31/12/2005
ACTIVOS (CARGOS) / ABONOS
DEUDORES POR VENTA
PESOS CHILENOS
-20.368
40.792
DEUDORES VARIOS
PESOS CHILENOS
-30
1.101
DOCUMENTOS Y CUENTAS POR COBRAR A EMPRESAS RELACIONADAS
PESOS CHILENOS
14
-4
EXISTENCIAS
PESOS CHILENOS
117
0
IMPUESTOS POR RECUPERAR
PESOS CHILENOS
12.617
-18.828
OTROS ACTIVOS CIRCULANTES
PESOS CHILENOS
-1.567
1.459
DEUDORES A LARGO PLAZO
PESOS CHILENOS
3
2.022
OTROS ACTIVOS LARGO PLAZO
PESOS CHILENOS
0
-20
-9.214
26.522
Total (Cargos) Abonos
PASIVOS (CARGOS) / ABONOS
CUENTAS POR PAGAR
PESOS CHILENOS
-1.158
998
DOCUMENTOS Y CUENTAS POR PAGAR EMPRESAS RELACIONADAS
PESOS CHILENOS
237
-22.452
PROVISIONES
PESOS CHILENOS
517
-850
OTROS PASIVOS CIRCULANTES POR CONTRATO DERIVADO
PESOS CHILENOS
-5.525
0
PROVISIONES A LARGO PLAZO
PESOS CHILENOS
Total (Cargos) Abonos
(Perdida) Utilidad por diferencias de cambio
80 E N A P R E F I N E R Í A S S . A . |
2.419
-5.322
-3.510
-27.626
-12.724
-1.104
18 . E S TA D O D E F L U J O E F E C T I V O
OTROS INGRESOS DE INVERSION:
Recuperación neta de préstamos al personal, principalmente los
préstamos de tipo habitacional
Devolución capital coligada Productora de Diesel S.A. Recuperación de préstamos al personal corto y largo plazo 2006
MUS$
2005
MUS$
-
6.975
4.871
-
93
--------
4.964
=====
-------6.975
=====
M em o ria A n u al 2 0 0 6
19. C O N T R AT O S D E D E R I VA D O S
Enap Refinerías S.A. suscribió contratos de cobertura de tipo de cambio con el fin de cubrir los riesgos provenientes de las fluctuaciones del dólar
por los flujos provenientes de los deudores por ventas.
El detalle de los contratos de derivados se presenta en cuadro adjunto.
DESCRIPCION DE LOS CONTRATOS
Monto
DEUDORES
POR VENTA
20.000
20.000
C
DEUDORES
POR VENTA
20.000
TIPO DE
CAMBIO
C
DEUDORES
POR VENTA
I TRIMESTRE
2007
TIPO DE
CAMBIO
C
20.000,00
I TRIMESTRE
2007
TIPO DE
CAMBIO
65.000,00
I TRIMESTRE
2007
TIPO DE
CAMBIO
Posición
Compra /
Venta
Tipo de
derivado
Tipo de
contrato
F
CCTE
20.000,00
I TRIMESTRE
2007
TIPO DE
CAMBIO
C
F
CCTE
20.000,00
I TRIMESTRE
2007
TIPO DE
CAMBIO
F
CCTE
65.000,00
I TRIMESTRE
2007
F
CCTE
20.000,00
F
CCTE
F
CCTE
82 E N A P R E F I N E R Í A S S . A . |
Cuentas contables que afecta
Valor
de la partida
protegida
Valor del Contrato
Plazo de
vencimiento
o expiración
Item
Específico
Partida o transacción
protegida
Nombre
Activo / Pasivo
Nombre
Efecto en Resultado
Monto
Realizado
No
Realizado
OTROS ACTIVOS
CIRCULANTES/
OTROS PASIVOS
CIRCULANTE
248
-
248
20.000
OTROS ACTIVOS
CIRCULANTES/
OTROS PASIVOS
CIRCULANTE
277
-
277
65.000
65.000
OTROS ACTIVOS
CIRCULANTES/
OTROS PASIVOS
CIRCULANTE
846
-
846
DEUDORES
POR VENTA
20.000
20.000
OTROS ACTIVOS
CIRCULANTES/
OTROS ACTIVOS
CIRCULANTE
260
-
260
C
DEUDORES
POR VENTA
20.000
20.000
OTROS ACTIVOS
CIRCULANTES/
OTROS PASIVOS
CIRCULANTE
71
-
71
C
DEUDORES
POR VENTA
65.000
65.000
OTROS ACTIVOS
CIRCULANTES/
OTROS PASIVOS
CIRCULANTE
235
-
235
20. CONTINGENCIAS Y RESTRICCIONES
a) Garantías directas
En cuadro adjunto.
b) Garantías indirectas
En cuadro adjunto.
c) Compromisos comerciales
c.1 Con ocasión de la celebración del partners agreement entre Enap Refinerías S.A. y Foster Wheeler en relación al proyecto Petropower en
enero de 1996, Enap Refinerías S.A. otorgó una declaración de responsabilidad respecto de las obligaciones emanadas del mismo contrato.
En relación con el proyecto Petropower, la Sociedad firmó en 1994 un contrato donde se compromete a pagar una tarifa de procesamiento
anual de aproximadamente US$17,4 millones, a cambio del derecho de operar su planta de coquización e hidrotratamiento, además de pagar
una tarifa anual de aproximadamente US$9,9 millones por el abastecimiento de ciertos productos energéticos. Este acuerdo que se firmó está
sujeto a escalamiento anual hasta el vencimiento del contrato en 2018.
Otras condiciones de los acuerdos obligan, en caso de una reducción en los ingresos anuales definida en el contrato de procesamiento y demás
acuerdos del negocio y después que el Operador de la planta ha aportado con el 10% de dicho déficit, a que Enap Refinerías S.A. y su matriz
ENAP, contribuyan con el 50% del saldo y Foster Wheeler con el otro 50% del saldo de dicha reducción, que de ocurrir no debería exceder los
US$1,4 millones al año.
Adicionalmente, Enap Refinerías S.A. adquirió la obligación de comprar o programar la venta de los activos de Petropower Energía Ltda. por no
menos de US$43 millones en la fecha de término programada del respectivo contrato (año 2018) o en cualquier otra fecha que sea acordada
mutuamente entre las partes.
c.2 Enap Refinerías S.A. y ENAP, en conjunto con otros accionistas, han invertido US$ 27,0 millones, en la construcción de dos plantas de
azufre. Estas plantas entraron en operación el último trimestre de 2003. Enap Refinerías S.A. deberá pagar una tarifa de operación anual entre
US$ 3,9 millones y US$ 4,6 millones en ambas refinerías. Estos contratos de operación vencen el 2018 y a su vencimiento Enap Refinerías S.A.
está obligada a comprar las plantas por el valor nominal del contrato. A la fecha de entrega de las plantas, Enap Refinerías S.A. registró estas
transacciones en forma similar a la compra de un activo fijo (leasing).
c.3 Se ha completado la construcción de una nueva planta de hidrógeno en la Refinería de Biobio en Talcahuano, la cual entró en operación en
enero de 2005. La inversión alcanzó un total de US$32 millones. La sociedad encargada que desarrolló el proyecto es una sociedad anónima
que se ha denominado “Compañía de Hidrógeno del Biobio S.A.”
Todo el Hidrógeno producido por la planta es utilizado por Enap Refinerías S.A. en sus instalaciones. De esta manera, existe un Contrato de
Servicios de Procesamiento entre la Compañía de Hidrógeno del Bío Bío S.A. y Enap Refinerías S.A. por un período de 15 años de operación
extensible hasta por un año adicional en los casos que en el propio contrato se especifican. Después de este período, Enap Refinerías S.A.
adquirirá la planta a su valor residual. ENAP garantiza las obligaciones de Enap Refinerías S.A. bajo el Contrato de Servicios de Procesamiento.
Esta planta ha sido construida por el consorcio formado por Technip de USA (además el licenciador de la tecnología) y Sigdo Koppers Ingeniería
y Construcción. La planta cuya construcción comenzó en el año 2003, inició sus operaciones en el mes de enero del año 2005.
El financiamiento del proyecto corresponde a aportes de capital de los socios (30% de la inversión total) y a un crédito del banco Societé
Generalé de Francia (70%). Enap Refinerías S.A. y ENAP participan con un 5% cada uno en el capital de la empresa siendo el 90% restante
propiedad del grupo Sigdo Koppers.
El aporte de capital de Enap Refinerías S.A. y ENAP fue de un millón de dólares. Al término del contrato, se efectuará la compra de las instalaciones
por parte de Enap Refinerías S.A. a valor residual. A la fecha de entrega de las plantas, Enap Refinerías S.A. registró estas transacciones en forma
similar a la compra de un activo fijo (leasing).
c.4 Enap Refinerías S.A., ha suscrito un contrato con ETALSA por el pago de una tarifa anual de operación de la planta de di-iso-propil éter, por
montos de entre US$ 4,7 millones y US$ 5,7 millones. Este contrato vence el 2017. Al vencimiento del contrato, la sociedad podrá ejercer la
opción de compra de la planta por un valor aproximado de US$ 2,6 millones. A la fecha de entrega de la planta (septiembre de 2002), se registró
la transacción en forma similar a la compra de un activo fijo (leasing).
c.5 Enap Refinerías S.A. ha suscrito un contrato con AGA Chile S.A., filial de la empresa alemana productora de gases del aire Linde AG, por
M em o ria A n u al 2 0 0 6
20. CONTINGENCIAS Y RESTRICCIONES
el suministro de Hidrógeno de alta pureza, desde Junio del 2006 y durante un plazo de 15 años. El Hidrógeno es utilizado en la planta de
Hidrotratamiento de Diesel en la Refinería Aconcagua. Para llevar a cabo el suministro, AGA construyó una planta en terrenos de la refinería
entregados en comodato por el plazo contractual del suministro. Al vencimiento del contrato, no hay obligación de compra alguna sobre las
instalaciones de producción de hidrógeno, ni sobre la renovación del contrato de suministro. El pago anual estimado para el inicio del suministro
es de US$21,8 millones, el que sufrirá un escalamiento de acuerdo a la evolución de los precios de los insumos utilizados, entre los cuales se
cuenta principalmente el gas natural.
c.6 Enap Refinerías S.A. y ENAP han suscrito los contratos con el grupo español Técnicas Reunidas y al grupo alemán Man Ferrostaal para el
financiamiento, construcción y operación de una planta de Hidrocracking Suave de Gas Oil (MHC - Mild Hydrocracking) en la Refinería ubicada
en Talcahuano, proyecto que representó una inversión total de aproximadamente 110 millones de dólares. La sociedad del proyecto es una
Sociedad Anónima que se ha denominado “Productora de Diesel S.A. - Prodisa”.
La planta es operada y mantenida por Enap Refinerías S.A, Refinería Bio Bio. Existe un Contrato de Servicios de Procesamiento entre Prodisa y
Enap Refinerías S.A. por un período de 15 años de operación. Después de este período, Enap Refinerías S.A. adquirirá la planta a su valor residual.
ENAP garantiza las obligaciones de Enap Refinerías S.A., bajo el Contrato de Servicios de Procesamiento.
Esta planta ha sido construida por el consorcio formado por Técnicas Reunidas de España y DSD empresa chilena con matriz en Alemania.
La planta inició su operación a partir de enero de 2005. A la fecha de entrega de las plantas, Enap Refinerías S.A. registró estas transacciones en
forma similar a la compra de un activo fijo (leasing).
El financiamiento del proyecto corresponde a aportes de capital de los socios (7,3% de la inversión total) y a un crédito sindicado liderado por
el banco BNP Paribas (92,7%). Enap Refinerías S.A. en conjunto con su Sociedad Matriz ENAP, participan con un 45% en el capital de la empresa
siendo el 55% restante propiedad de Técnicas Reunidas y DSD Construcciones y Montajes.
c.7 Enap Refinerías S.A. y ENAP han suscrito los contratos con el grupo formado por las empresas Técnicas Reunidas S.A. (España), Man Ferrostaal
A.G. (Alemania) y Foster Wheeler Iberia S.A. (España), para el financiamiento, construcción y operación de una planta de Coquización Retardada
en la Refinería ubicada en Concón, proyecto que representa una inversión total de aproximadamente 430 millones de dólares. La sociedad del
proyecto será una Sociedad Anónima que se ha denominado “Energía Concon S.A. - ENERCON”.
La planta así desarrollada será operada y mantenida por Enap Refinerías S.A, Refinería Aconcagua. Existe un Contrato de Servicios de Procesamiento
entre ENERCON y Enap Refinerías S.A. por un período de 20 años de operación. Después de este período, Enap Refinerías S.A. adquirirá la planta
a su valor residual. ENAP garantizó las obligaciones de Enap Refinerías S.A. bajo el Contrato de Servicios de Procesamiento.
Esta planta está siendo construida por el consorcio formado por una Unión Temporal de Empresas (UTE) conformado por Foster Wheeler Iberia,
Initec Plantas Industriales y Man Ferrostaal y la empresa chilena Construcción e Ingeniería FIM Chile Ltda., la cual iniciará sus operaciones durante
el primer semestre del año 2008.
El financiamiento del proyecto corresponde a aportes de capital de los socios (5% de la inversión total) y a un crédito sindicado liderados por los
bancos BNP Paribas, Citigroup, y Calyon (95%). Enap Refinerías S.A. en conjunto con su Sociedad Matriz ENAP, participan con un 49% en el capital
de la empresa siendo el 51% restante propiedad de Técnicas Reunidas S.A., Ferrostaal A.G. y Foster Wheeler Iberia S.A., en partes iguales.
d) Juicios u otras acciones legales en que se encuentre involucrada la empresa:
La Sociedad y sus filiales son parte demandada en diversos juicios, que en opinión de la administración, en ningún caso, representan
individualmente o en su conjunto una contingencia de pérdida de valores significativos para la misma.
e) Otras contingencias:
La Sociedad no está sujeta a otras contingencias.
f ) Restricciones:
La Sociedad no tiene restricciones originadas por obligaciones contractuales.
84 E N A P R E F I N E R Í A S S . A . |
20. CONTINGENCIAS Y RESTRICCIONES
garantías directas ( M U S $ )
Activos
comprometidos
Acreedor
de la
Garantía
Tipo de
Garantía
Descripción
Con fecha 2 de mayo de 2006, la
Sociedad ha otorgado a Chilquinta
Energía S.A., boletas de garantía en
moneda extranjera, ascendentes a
MUS$ 11.000 y MUS$ 534, válidas
hasta el 30 de abril de 2007, para
garantizar el fiel, íntegro y oportuno
pago de todas las obligaciones
asumidas por Enap Refinerías S.A. en
el contrato de suministro de energía
y potencia eléctrica de fecha 29 de
abril de 2005.
Banco de
Chile
Tipo
Valor
Contable
Saldos
Pendientes
de Pago
a la fecha de
diciembre
Liberación de garantías
2005
2006
2007 y
siguientes
Activos
2006
Boleta de
Garantía
Bancaria
Activos
MUS$ 11.534
20. CONTINGENCIAS Y RESTRICCIONES
garantías indirectas
Deudor
Activos
comprometidos
Descripción
Tipo de
garantía
Acreedor de
la garantía
Nombre
Relación
Tipo
Valor
contable
MUS$
Saldos
pendientes de
pago
2006
MUS$
2005
MUS$
Liberación de garantía
2007 y
siguientes
MUS$
Activos
Banco KfW
Eteres y
Alcoholes
S.A.
Coligada
Prenda de las acciones de Eteres
y Alcoholes S.A. de propiedad de
Enap Refinerías S.A., en garantía
del crédito obtenido para el
financiamiento de proyecto,
ascendente a MUS$30.500, cuya
vigencia es hasta el año 2012
Prenda
comercial
de
acciones
2.087
acciones
de Etalsa
S.A.
2.162
(*)
2.087 acciones
de Etalsa S.A.
Banco BNP
Paribas
Productora
de Diesel S.A.
Coligada
Prenda de las acciones de
Productora de Diesel S.A. de
propiedad de Enap Refinerías
S.A., en garantía del crédito
obtenido para el financiamiento
del proyecto, ascendente a
MUS$110.451 cuya vigencia es
hasta el año 2016.
Prenda
comercial
de acciones
7.769.953
acciones
de Prodisa
S.A.
3.470
(*)
7.769.953
acciones de
Prodisa S.A.
Societè
Gènèrale
Compañía de
Hidrógeno
del Bio Bio
S.A.
Coligada
Prenda de acciones de Compañía
de Hidrógeno del Bio Bio S.A. de
propiedad de Enap Refinerías S.A.,
en garantía del pago del crédito
obtenido para el financiamiento
del proyecto, cuya vigencia es
hasta el año 2015.
Prenda
comercial
de
acciones
50.000
acciones
de
Compañía
de
Hidrógeno
del Bio Bio
S.A.
528
(*)
50.000
acciones de
Compañía de
Hidrógeno del
Bio Bio S.A.
Banco BNP
Paribas
Energía
Concón S.A.
Coligada
Prenda de las acciones de Energía
Concón S.A. de propiedad de Enap
Refinerías S.A., en garantía del
pago del crédito obtenido para el
financiamiento del proyecto cuya
vigencia es hasta el año 2020.-
Prenda
comercial
de
acciones
150.738
acciones
de Energía
Concón
S.A.
5.382
(*)
150.738
acciones
de Energía
Concón S.A.
(*) La liberación de estas garantías está asociada al cumplimiento de los contratos que les dan origen.
M em o ria A n u al 2 0 0 6
21. C AU C I O N E S O BT EN I DA S D E T ER C ER OS
En relación con el proyecto Petropower, la sociedad cuenta con la garantía de Empresa Nacional del Petróleo para cumplir con las obligaciones
de Enap Refinerías S.A. emanadas de los contratos comerciales.
En relación con el proyecto Petrosul, la sociedad cuenta con la garantía de Empresa Nacional del Petróleo para cumplir con las obligaciones de
Enap Refinerías S.A. emanadas de los contratos comerciales.
En relación con el proyecto Etalsa, la sociedad cuenta con la garantía de Empresa Nacional del Petróleo para cumplir con las obligaciones de
Enap Refinerías S.A. emanadas de los contratos comerciales.
En relación al suministro de Hidrógeno con AGA, la sociedad cuenta con la garantía de Empresa Nacional del Petróleo para cumplir con las
obligaciones de Enap Refinerías S.A. emanadas de los contratos comerciales.
En relación con el proyecto Prodisa, la sociedad cuenta con la garantía de Empresa Nacional del Petróleo para cumplir con las obligaciones de
Enap Refinerías S.A. emanadas de los contratos comerciales.
En relación con el proyecto Enercon, la sociedad cuenta con la garantía de Empresa Nacional del Petróleo para cumplir con las obligaciones de
Enap Refinerías S.A. emanadas de los contratos comerciales.
86 E N A P R E F I N E R Í A S S . A . |
22. MONEDA NACIONAL Y E X TR ANJER A
activ o s ( M U S $ )
Los activos y pasivos en moneda nacional y extranjera y aquellos cuya reajustabilidad se encuentra expresada en dólares estadounidenses al 31
de diciembre de 2006 y 2005 se presentan en cuadros adjuntos.
Rubro
Moneda
Monto
31/12/2006
31/12/2005
Activos circulantes
DISPONIBLE
$ NO REAJUSTABL
DOLARES
DEUDORES POR VENTA
$ NO REAJUSTABL
DEUDORES VARIOS
DOCUMENTOS Y CUENTAS POR COBRAR A EMPRESAS RELACIONADAS
467.106
61.907
43.924
$ NO REAJUSTABL
16.346
17.158
DOLARES
19.140
14
$ NO REAJUSTABL
DOLARES
DOLARES
$ REAJUSTABLE
$ NO REAJUSTABL
GASTOS PAGADOS POR ANTICIPADO
2.787
491.411
$ REAJUSTABLE
IMPUESTOS POR RECUPERAR
32.640
1.765
DOLARES
DOLARES
EXISTENCIAS
34.300
DOLARES
413
641
16.897
15.526
16.593
0
735.781
583.253
33.540
11.555
103.718
22.079
0
8.862
16.975
8.381
$ NO REAJUSTABL
175
180
IMPUESTOS DIFERIDOS
DOLARES
205
582
OTROS ACTIVOS CIRCULANTES
$ NO REAJUSTABL
8.333
1.661
DOLARES
2.382
0
DOLARES
358
0
DOLARES
888.150
878.671
DEPOSITOS A PLAZO
Activo fijo
TOTAL ACTIVO FIJO (NETO)
Otros activos
INVERSIONES EMPRESAS RELACIONADAS
$ REAJUSTABLE
DOLARES
0
7.748
56.246
46.099
INVERSIONES EN OTRAS SOCIEDADES
$ REAJUSTABLE
7
8
DEUDORES A LARGO PLAZO
$ REAJUSTABLE
18.058
18.507
MENOR VALOR DE INVERSIONES
DOLARES
3.462
4.616
IMPUESTOS DIFERIDOS LARGO PLAZO
DOLARES
6.034
4.969
OTROS
DOLARES
2.194
2.194
550.978
528.248
1.845.036
1.602.571
138.376
48.342
-------Total Activos
$ NO REAJUSTABL
DOLARES
$ REAJUSTABLE
M em o ria A n u al 2 0 0 6
22. MONEDA NACIONAL Y E X TR ANJER A
pasiv o s circ u lantes ( M U S $ )
Hasta 90 días
31/12/2006
RUBRO
tasa
int.
prom.
anual
Moneda
Monto
90 días a 1 año
31/12/2005
Monto
31/12/2006
tasa
int.
prom.
anual
31/12/2005
Monto
tasa int.
prom.
anual
Monto
tasa int.
prom.
anual
DIVIDENDOS POR PAGAR
$ NO REAJUSTABL
0
0
0
0
0
0
0
0
CUENTAS POR PAGAR
$ NO REAJUSTABL
38.055
0
45.838
0
0
0
0
0
DOLARES
13.454
0
5.855
0
0
0
0
0
527
0
357
0
0
0
0
0
2.874
0
0
0
0
0
0
0
0
0
2.762
0
0
0
0
0
DOLARES
1.492.353
5.43
893.405
3.95
0
0
0
0
DOLARES
560
0
1.298
16.11
0
0
0
0
DOLARES
0
0
630
7.58
1.519
16.11
0
0
DOLARES
686
7.58
861
10.01
0
0
0
0
DOLARES
920
10.01
1.651
6.43
0
0
0
0
DOLARES
1.682
6.43
9.619
4.27
393
6.43
297
6.43
DOLARES
5.619
4.27
0
0
2.625
4.27
1.262
4.27
0
0
14.854
0
0
0
0
0
15.805
0
2.371
0
0
0
0
0
ACREEDORES VARIOS
$ NO REAJUSTABL
-
DOLARES
DOCUMENTOS Y CUENTAS
POR PAGAR EMPRESAS
RELACIONADAS
$ NO REAJUSTABL
PROVISIONES
$ NO REAJUSTABL
$ REAJUSTABLE
DOLARES
RETENCIONES
1
0
0
0
0
0
0
0
3.606
0
935
0
0
0
0
0
DOLARES
17.257
0
77
0
0
0
0
0
$ REAJUSTABLE
19.288
0
132
0
0
0
0
0
150
0
153
0
0
0
0
0
1.937
0
0
0
0
0
0
0
$ NO REAJUSTABL
INGRESOS PERCIBIDOS POR
ADELANTADO
$ NO REAJUSTABL
OTROS PASIVOS CIRCULANTES
DOLARES
TOTAL PASIVOS
CIRCULANTES
$ NO REAJUSTABL
DOLARES
$ REAJUSTABLE
88 E N A P R E F I N E R Í A S S . A . |
42.338
64.899
0
0
1.537.343
913.396
4.537
1.559
35.093
2.503
0
0
22. MONEDA NACIONAL Y E X TR ANJER A
pasiv o s larg o plaz o peri o d o an u al 3 1 / 1 2 / 2 0 0 6 ( M U S $ )
1 a 3 años
RUBRO
DOCUMENTOS Y CUENTAS
POR PAGAR EMPRESAS
RELACIONADAS
Moneda
Monto
3 a 5 años
tasa
int.
prom.
anual
5 a 10 años
Monto
tasa int.
prom.
anual
Monto
16,11
4.998
16,11
7.787
más de 10 años
tasa
int.
prom.
anual
Monto
tasa int.
prom.
anual
16,11
8.269
16,11
DOLARES
4.998
DOLARES
1.884
7,58
1.732
7,58
4.158
7,58
4.904
7,58
DOLARES
2.422
10,01
2.256
10,01
5.284
10,01
6.319
10,01
DOLARES
5.138
6,43
5.100
6,43
15.336
6,43
15.148
6,43
DOLARES
18.714
4,27
20.560
4,27
57.098
4,27
15.516
4,27
PROVISIONES LARGO PLAZO
$ REAJUSTABLE
6.451
0
8.683
0
16.212
0
36.917
0
OTROS
DOLARES
142
0
142
0
356
0
0
0
DOLARES
33.298
34.788
90.019
50.156
6.451
8.683
16.212
36.917
TOTAL PASIVOS A LARGO
PLAZO
$ REAJUSTABLE
22. MONEDA NACIONAL Y E X TR ANJER A
pasiv o s larg o plaz o peri o d o an u al 3 1 / 1 2 / 2 0 0 5 ( M U S $ )
1 a 3 años
RUBRO
DOCUMENTOS Y CUENTAS
POR PAGAR EMPRESAS
RELACIONADAS
Moneda
Monto
DOLARES
4.548
DOLARES
DOLARES
3 a 5 años
tasa
int.
prom.
anual
Monto
5 a 10 años
tasa
int.
prom.
anual
más de 10 años
Monto
tasa
int.
prom.
anual
Monto
tasa int.
prom.
anual
16,11
7.880
16,11
10.871
16,11
16,11
4.272
1.797
7,58
1.606
7,58
3.467
7,58
6.494
7,58
2.320
10,01
2.112
10,01
4.479
10,01
8.289
10,01
DOLARES
4.895
6,43
4.787
6,43
14.784
6,43
18.332
6,43
DOLARES
17.711
4,27
19.194
4,27
58.276
4,27
24.918
4,27
6.254
0
8.420
0
15.725
0
35.802
0
0
142
0
356
0
142
0
PROVISIONES LARGO PLAZO
$ REAJUSTABLE
OTROS
DOLARES
142
DOLARES
31.413
32.113
89.242
69.046
6.254
8.420
15.725
35.802
TOTAL PASIVOS A LARGO
PLAZO
$ REAJUSTABLE
M em o ria A n u al 2 0 0 6
23. SANCIONES
De la Superintendencia de Valores y Seguros:
Se deja constancia que por Resolución Exenta N 055 de 22 de febrero de 2006, la Superintendencia de Valores y Seguros, censuró al Gerente
General de la sociedad, por no haber remitido, dentro de plazo, la lista de accionistas, conforme dispone la Sección III de la Circular N 1.481.
De otras autoridades administrativas
La Superintendencia de Electricidad y Combustibles, ha instruido cuatro sumarios administrativos en contra de la Sociedad Matriz, aplicando
multas por un total de 1.450 UTA. Enap Refinerías S.A. interpuso reclamo de ilegalidad ante la I. Corte de Apelaciones de Valparaíso, el que se
encuentra pendiente.
90 E N A P R E F I N E R Í A S S . A . |
24. HECHOS POSTERIORES
El Directorio de Enap Refinerías S.A., en sesión N 439, celebrada el 31 de enero de 2007, acordó designar a don Sergio Arévalo Espinoza, como
nuevo Gerente General de la Sociedad, en reemplazo de don Carlos Cabeza Faúndez, quien pasó a ocupar otras funciones al interior de la
compañía.
Entre el 1 de enero y la fecha de emisión de los presentes estados financieros, no se han producido otros hechos significativos que afecten los
estados financieros al 31 de diciembre de 2006.
M em o ria A n u al 2 0 0 6
25. MEDIO AMBIENTE
La Sociedad ha efectuado desembolsos asociados a gastos medio ambientales, los cuales corresponden principalmente a:
2006
MUS$
PROYECTOS
Normalización Sist. Trat. Efluente
Producción Diesel bajo azufre
Nueva Unidad de Alquilación
Patio Almacenamiento Residuos sólidos y productos químicos Mejora Sistema Tratamiento de Aguas Aceite
Desulfur. Gasolina de Cracking
Recup. Gases Combustibles Alineados a Antorcha
Mitigación Impacto Ambiental por Operación
Disminución de generación de slop
Mitigación de ruidos
Disminución de material particulado
Mejoras condiciones ambientales
Control de emisiones
677
36.437
158
188
499
16.628
13
356
10
18
5
139
128
GASTOS OPERATIVOS U. MEDIO AMBIENTE
Unidad medio ambiente
Disposición de residuos y otros similares 2.437
812
GASTOS MEDIO AMBIENTALES U. OPERATIVAS
Planta de ácido
Planta de azufre
Planta Desulfurización de Gasolina
Planta Desulfurización de Diesel
Striper aguas ácidas (S.W.S.)
Tratamiento efluentes
92 E N A P R E F I N E R Í A S S . A . |
557
3.874
3.283
19.162
675
520
--------86.576
=====
A N Á L I S I S R A Z O N A D O D E E S TA D O S
FINANCIEROS CONSOLIDADOS 20 0 6
ANÁLISIS R A ZONADO
El presente análisis evalúa los ejercicios entre el 31 de diciembre de 2006 y 2005.
De acuerdo a la resolución Exenta Nº1.320 del Servicio de Impuestos Internos, de fecha 30 de septiembre de 2004 y Oficio Ordinario Nº12.226 de
la Superintendencia de Valores y Seguros, de fecha 31 de diciembre de 2004, se autorizó a la Sociedad Matriz llevar su contabilidad en dólares
de los Estados Unidos de Norteamérica a contar del 1 de enero de 2005, en los términos y condiciones que exige el artículo 18, inciso 3ro. del
Código Tributario.
BALANCE GENERAL CONSOLIDADO RESUMIDO
(En miles de dólares)
Activos
31/12/2006
MUS$
31/12/2005
MUS$
Activo circulante
Activo fijo neto
Otros activos
Total Activos
1.560.239
888.150
86.001
-----------
2.534.390
======
1.216.349
878.671
84.141
----------2.179.161
======
1.619.311
276.524
-
638.555
-------------
2.534.390
=======
982.357
288.015
37
908.752
----------2.179.161
======
Pasivos
Pasivo circulante
Pasivo largo plazo
Interés minoritario
Patrimonio
Total Pasivos
Los activos circulantes presentan un aumento de MUS$343.890 con relación a los existentes al 31 de diciembre de 2005, lo que representa un
incremento de 28,3% ,esta variación se genera principalmente por los incrementos experimentados por las cuentas de existencias, impuestos
por recuperar, deudores por ventas, deudores varios, Documentos y cuentas por cobrar a empresas relacionadas, otros activos circulantes y
gastos pagados por anticipado.
Las existencias reflejan un aumento de MUS$169.121(29,0%) con respecto al año 2005. Las variables que originan este aumento son: el mayor
volumen físico del petróleo crudo de 84,8% en comparación a las existencias de diciembre del año anterior y el mayor precio unitario promedio
de compra y de producción de los crudos y productos de 8,7% y 1,1%, respectivamente. Es necesario mencionar que la aplicación al 31 de
diciembre de 2006, del criterio contable de valorizar las existencias al menor valor entre el costo de adquisición o de producción versus el de
realización, significó reconocer en la matriz un menor valor de las existencias de productos terminados ascendente a MUS$4.691 con cargo a los
resultados operacionales del mes de diciembre de 2006.El aumento de la cuenta impuestos por recuperar, ascendente a MUS$94.762,que representa un 223,0% con relación a diciembre del año
2005, se origina principalmente por los pagos provisionales mensuales del presente ejercicio, ascendente MUS$53.840 y al beneficio tributario
de la matriz ascendente a MUS$12.300 por la pérdida tributaria correspondiente al año 2006,equivalente al impuesto de primera categoría
ANÁLISIS R A ZONADO
pagada sobre utilidades de años anteriores, a diferencia del ejercicio 2005 en que el resultado fue un impuesto a la renta por recuperar de
sólo MUS$4.570; mayor remanente de crédito fiscal a favor de Enap Refinerías S.A.y Filial ascendente a MUS$27.088 con respecto al año 2005
y mayores derechos de aduana por recuperar ascendente a MUS$15.949 correspondientes a las exportaciones de productos. Todos estos
aumentos se vieron parcialmente compensados por el crédito que al 31 de diciembre de 2005 arrojó el impuesto específico a los combustibles
de las gasolinas y petróleo diesel ascendente a MUS$7.986, en circunstancias que en el actual ejercicio dichos impuestos arrojaron un valor por
pagar ascendente a MUS$19.245 que se presenta en el rubro retenciones del pasivo circulante.El aumento experimentado por la cuenta deudores por ventas y documentos y cuentas por cobrar empresas relacionadas, ascendentes a
MUS$42.288 (8,3%)y MUS$1.143 (7,1%),respectivamente, obedece tanto a los mayores precios unitarios de ventas facturados, como a mayores
volúmenes de ventas en el presente mes de diciembre, con relación a igual mes del año anterior.
La cuenta deudores varios presenta un aumento de MUS$18.314 (106,7%), con relación al año 2005, originado principalmente por mayores
anticipos otorgados a proveedores y reclamos presentados a Compañías de seguros como consecuencia de siniestros ocurridos en el presente
ejercicio.Los otros activos circulantes presentan un incremento de MUS$9.054 (545,1%), con respecto al año 2005, debido tanto a mayores servicios por
facturar a terceros como a los contratos Forward tomados para cubrir el tipo de cambio de los Pagos Provisionales Mensuales y de los Deudores
por Ventas por cobrar en pesos chilenos.La cuenta gastos pagados por anticipado presenta un aumento ascendente a MUS$8.589, lo que representa un 100,3% con relación al año 2005,
originado principalmente por el pago anticipado de arriendo de naves. Hasta el año anterior los contratos de arrendamientos eran suscritos y
contabilizados por la Empresa Nacional del Petróleo ( ENAP ).Los activos fijos netos aumentaron en MUS$9.479, lo que refleja un incremento de 1,1% respecto a los saldos al 31 de diciembre de 2005, que
se explica fundamentalmente por la incorporación de nuevos bienes correspondientes a proyectos de inversión y otros activos, los cuales se
vieron compensados en parte importante por la depreciación generada en el año 2006.
Con relación a los otros activos, éstos aumentaron en MUS$1.860 (2,2%) respecto al 31 de diciembre de 2005, debido fundamentalmente
por el incremento de MUS$2.399 de la cuenta inversiones en empresas relacionadas, originado por el reconocimiento de las utilidades
devengadas al 31 de diciembre de 2006 ( MUS$5.669), aportes de capital efectuados en el año (MUS$2.102) y ajustes de resultados año 2005
( MUS$2.007),compensados en parte por las disminuciones de capital (MUS$4.964), dividendos percibidos en el año (MUS$2.195) y ventas de
acciones por MUS$216. Adicional a lo anterior, la cuenta impuestos diferidos a largo plazo presenta un aumento de MUS$1.065 en comparación
al año anterior, debido a las plantas adquiridas bajo el sistema de leasing financiero.
Respecto a los pasivos circulantes en su conjunto aumentaron en MUS$636.954, lo que representa un incremento de 64,8% con relación a los
pasivos vigentes al 31 de diciembre de 2005. Estos aumentos corresponden a:
Mayor valor ascendente a MUS$594.572 (65,2%) que presentan los Documentos y cuentas por pagar a empresas relacionadas, básicamente
Empresa Nacional del Petróleo- ENAP, como consecuencia de las mayores compras de petróleo crudo y productos de importación efectuadas
en el transcurso del año 2006;
Aumento de la cuenta de retenciones, ascendente a MUS$39.007 con relación al año anterior, debido principalmente por el impuesto específico
a los combustibles a las gasolinas y petróleo diesel a pagar ascendente a MUS$19.335, que a diferencia de este año, el resultado del año anterior
ascendente a MUS$29.485 fue un crédito al impuesto que se presentó bajo el rubro Impuestos por recuperar debido a las importaciones
y compras de dichos productos. A lo anterior se debe agregar el mayor saldo neto ascendente a MUS$15.298 correspondiente a la Ley Nº
20.063 del Fondo de Estabilización del Petróleo, la cual a diferencia del año anterior, acumula en una cuenta corriente los créditos e impuestos
establecidos por dicha Ley. Si bien la Ley Nº 20.063 tenía vigencia sólo hasta el 30 de junio de 2006, la promulgación de la Ley Nº 20.115, prorroga
la vigencia del mecanismo de estabilización de precios de los combustibles derivados del petróleo que estableció la Ley Nº 20.063, hasta el 30
de junio de 2007.
ANÁLISIS R A ZONADO
Todos estos aumentos se vieron parcialmente compensados por la disminución de las provisiones ascendente a MUS$1.419.
Los pasivos a largo plazo con relación al año anterior, presentan una disminución de 4,0% (MUS$11.491),originado por el traspaso al corto
plazo de las obligaciones con Eteres y Alcoholes S.A.,Petrosul S.A.,Productora de Diesel S.A. y Compañía de Hidrógeno del BioBio S.A.,todas
ellas correspondientes a los compromisos por los leasing financieros contraídos, compensado parcialmente por el aumento de MUS$2.062
experimentado por la Provisión de Indemnizaciones por años de servicios.
A su vez, el patrimonio de la sociedad experimentó una disminución de MUS$270.197(29,7%) con relación al 31 de diciembre de 2005, debido a
la pérdida generada en el presente año (MUS$75.651) y a la distribución de dividendos ascendente a MUS$194.546 correspondiente a la utilidad
del año 2005.
Los principales indicadores financieros de liquidez, endeudamiento y actividad de Enap Refinerías S.A. se detallan a continuación.
Liquidez
La razón de liquidez, que representa la capacidad de la empresa para enfrentar sus compromisos de corto plazo, muestra una disminución de
1,24 a 0,96 veces, producto del mayor aumento del pasivo circulante respecto al activo circulante, debido principalmente al aumento en los
Documentos y cuentas por pagar empresas relacionadas, básicamente la cuenta corriente con la casa matriz, Empresa Nacional del petróleo.
Unidad
31/12/2006
Activo Circulante
Liquidez corriente = -----------------
veces
0,96
Pasivo Circulante
Disponible
Razón ácida
= ----------------- veces
0,02
Pasivo Circulante
31/12/2005
1,24
0,04
Endeudamiento
La razón de endeudamiento, que representa el compromiso de los recursos propios (patrimonio) con las deudas tanto de corto como de largo
plazo, presenta un aumento de 1,40 a 2,97 veces, por el aumento del pasivo circulante y disminución del patrimonio (pérdida obtenida en el
presente año en comparación a utilidades del año anterior).
Unidad
31/12/2006
31/12/2005
Total pasivo exigible
Endeudamiento = ---------------------
veces
2,97
1,40
Patrimonio
La composición porcentual de la deuda total es la siguiente:
Unidad
31/12/2006
Corto plazo %
85,41
77,33
Largo plazo %
14,59
22,67
31/12/2005
ANÁLISIS R A ZONADO
La cobertura de gastos financieros, definida como el resultado antes de impuestos e intereses, dividido por los gastos financieros, tuvo una
disminución debido principalmente a la pérdida antes de impuestos y gastos financieros del presente año, en contraste a la utilidad del año
anterior.
Cobertura gastos financieros
Unidad
veces
31/12/2006
(0,34)
31/12/2005
6,27
Unidad
MUS$
31/12/2006
2.534.390
31/12/2005
2.179.161
Actividad
Total activos
Unidad
31/12/2006
Costo de Ventas
Rotación inventarios = --------------------
veces
16,82
Inventario promedio Días del periodo
Perman. inventarios = --------------------
días
21,70
Rotación inventario
31/12/2005
15,50
23,60
ANÁLISIS R A ZONADO
ESTADO CONSOLIDADO DE RESULTADOS
(En miles de dólares)
31/12/2006
MUS$
31/12/2005
MUS$
Ingresos de explotación
Costo de explotación
Margen de explotación
Gastos de admin. y venta
Resultado de explotación
Gastos financieros
Otros fuera explotación
Resultado fuera explotación
Resultado antes de impuesto
a la renta
Impuesto a la renta
7.555.374
(7.551.146)
---------------
4.228
( 22.514)
---------------
( 18.286)
---------------
( 64.922)
( 3.850)
---------------
( 68.772)
---------------
5.988.406
(5.771.097)
--------------287.309
( 17.208)
--------------270.101
--------------( 44.308)
7.756
--------------( 36.552)
---------------
( 87.058)
11.407
--------------
233.549
( 39.004)
---------------
Utilidad (pérdida)antes del interés
minoritario
Interés minoritario
( 75.651)
-
---------------
194.545
1
---------------
Utilidad (pérdida) del ejercicio
( 75.651)
========
194.546
========
R.A.I.I.D.A.I.E. (1)
87.950
======== 379.298
========
(1) Definido como el resultado antes de impuestos, intereses, depreciación, amortización e ítemes extraordinarios.
El resultado del año 2006 alcanzó a una pérdida de MUS$75.651, lo que representa una disminución de 138,9% con relación a la utilidad del año
2005. Esta menor utilidad de MUS$270.197 se explica tanto por la disminución del resultado de explotación ascendente a MUS$288.387, como
por el aumento de la pérdida del resultado fuera de la explotación de MUS$32.220. Dada la pérdida del presente año en comparación con la
utilidad obtenida en el año anterior, el impuesto a la renta registra una disminución de MUS$50.411.-
ANÁLISIS R A ZONADO
Resultado de explotación
Previo a comentar la disminución experimentada por el resultado operacional, es necesario mencionar que dada la importante baja de precios
del petróleo crudo ocurrida desde mediados de agosto de 2006 y hasta octubre de 2006, el negocio de refinación se vio fuertemente afectado
por la baja persistente en los precios de venta de los productos, lo que generó márgenes prácticamente nulos e incluso negativos de venta en
los meses de septiembre, octubre y noviembre de 2006.
El período que transcurre entre la compra del crudo, su transporte hasta las refinerías, su transformación en productos refinados y su venta, toma
entre 45 y 75 días, dependiendo del origen geográfico del crudo. Dado que los precios de los productos refinados que vende la sociedad matriz
(tanto en Chile como sus exportaciones) reflejan paridad de importación de la Costa del Golfo, es decir, precios de mercado, una tendencia a la
baja en los precios internacionales en un período de entre 45 y 75 días puede representar pérdidas ya que en dicha circunstancia, la sociedad
matriz compra crudos a precios altos y vende productos a precios más bajos. La situación inversa ocurre con tendencias al alza en los precios
internacionales durante períodos similares.
El resultado operacional disminuyó en MUS$288.387, representando una baja de 106,8% con respecto al año 2005, originado en parte por el
comportamiento de los precios en el mercado internacional, ya que mientras el ingreso promedio de venta por metro cúbico de los productos
de producción propia aumentó 15,4% en términos reales, el costo del petróleo crudo lo hizo en un porcentaje superior (23,1%),a lo anterior es
necesario considerar el incremento en los costos unitarios de refinación y de compras del orden de un 44,6%,debido principalmente por los
incrementos que experimentaron las depreciaciones ( MUS$25.065),el gas natural (MUS$9.460),los productos químicos (MUS$18.131),la energía y
vapor (MUS$5.875)y los consumos internos (MUS$44.153).
Mención especial merece el ajuste que debió realizar la sociedad matriz para dejar valorizada la canasta de productos terminados en existencias
al 31 de diciembre de 2006 a sus respectivos precios de realización, ya que tanto los precios de producción como de compras en existencia los
excedían. El ajuste significó reconocer una pérdida ascendente a MUS$4.691, la cual se presenta aumentando los costos de explotación.-
Resultado fuera de explotación
Respecto al resultado fuera de explotación, este registra una pérdida de MUS$68.772 al 31 de diciembre de 2006, que se compara con una
pérdida de MUS$36.552 del año 2005.Esta mayor pérdida ascendente a MUS$32.220 ( 88,1%) se debe a mayores gastos financieros ascendentes a
MUS$20.614, originados principalmente por el incremento en la tasa de interés aplicada por la casa matriz ENAP, como al aumento experimentado
por la línea de crédito como consecuencia del incremento en los precios de los crudos y productos adquiridos a ella como por el mayor
volumen comprado; y por la mayor pérdida ascendente a MUS$11.620 obtenida en el año 2006 en comparación al año 2005, originada por las
diferencias de cambio de los activos y pasivos en pesos chilenos, así como también las otras monedas distintas al dólar estadounidense, la cual
ascendió en el año 2006 a una pérdida de MUS$12.724 en comparación a la pérdida de MUS$1.104 producida en el año 2005, siendo uno de los
principales causantes la diferencia de cambio de los deudores por ventas nacionales.
Las pérdidas fuera de la explotación, mencionadas precedentemente, se vieron parcialmente compensadas por los mayores Otros ingresos
ascendentes a MUS$3.563.
ANÁLISIS R A ZONADO
Índices de rentabilidad y utilidad por acción
Los principales indicadores financieros relativos a rentabilidad son los siguientes:
Unidad
31/12/2006
Resultado del año
Rentabil. patrimonio = -------------------- %
( 9,78 )
Patrimonio promedio
31/12/2005
22,10
Resultado del año
Rentabil. del activo = -------------------- %
( 3,22 )
Activos promedio
9,40
Rendimiento activos =
Operacionales
13,60
Resultado opera-
cional del año
--------------------
%
( 0,81 )
Activos operaciona-
les promedio (1)
Resultado del año
Utilidad por acción = -------------------- US$/acc.
( 0,93 )
Número de acciones
2,10
(1) Los activos operacionales corresponden al total de activos, menos deudores varios, inversiones en empresas relacionadas, inversiones
en otras sociedades y deudores a largo plazo.
3.- DIFERENCIAS ENTRE VALORES ECONÓMICOS Y DE LIBROS DE LOS ACTIVOS
Al cierre de los años 2006 y 2005 no se aprecian diferencias significativas entre los valores económicos y de libros de los principales activos de
la empresa.
ANÁLISIS R A ZONADO
4.- SITUACIÓN DE MERCADO
Al finalizar el cuarto trimestre y año 2006, el precio del petróleo crudo marcador internacional West Texas Intermediate (WTI) vio frenada la
tendencia alcista que había elevado los precios promedios desde US$ 65,5 por barril en enero hasta un máximo de US$ 74,4 por barril en
julio. Las tensiones geopolíticas fueron las causas predominantes que motivaron el alza en este período, las que se derivaron entre otros, del
reinicio del programa nuclear en Irán, de los atentados y detenciones en las instalaciones petroleras en Nigeria, y del conflicto militar entre
Israel y la milicia Hezbolá en el Líbano. Estos factores introdujeron una importante dosis de nerviosismo al mercado ante el temor de una
eventual interrupción en el abastecimiento de crudo principalmente del medio oriente, lo cual empujó los precios a los altos niveles de precios
alcanzados especialmente en julio. No obstante, a partir del mes de agosto, el mercado vio reducidas sus aprehensiones como resultado del
cese de las hostilidades en el sur del Líbano y la no aplicación de sanciones a Irán por parte de la ONU, las que podrían haber interrumpido
sus exportaciones de crudo. La consecuente reducción en el riesgo político en la zona del medio oriente tranquilizó a los mercados, lo cual se
reflejó en una abrupta caída en las cotizaciones a partir de septiembre y continuando hasta fines de año, las que promediaron en octubre US$
58,82 por barril, el nivel más bajo del año. Al término del año 2006 el WTI registra un precio promedio de US$ 66,0 por barril, mayor en 17% al
de igual período del 2005 (US$ 56,4 por barril).
Por su parte, los precios internacionales de los productos siguieron una tendencia similar a la del crudo. En los primeros meses del año, los bajos
niveles de inventarios y las dificultades de las refinerías en EEUU de adecuarse a las nuevas especificaciones de gasolinas y diesel en cuanto a
eliminación MTBE y menor contenido de azufre respectivamente, generaron una presión alcista en los precios. Posteriormente, la recuperación
en los stocks y la flexibilización en la aplicación de la norma que establecía la eliminación del MTBE en la producción de gasolinas en EEUU
lograron suavizar transitoriamente esta tendencia, apreciándose una baja en las cotizaciones especialmente durante mayo. A partir del mes
de junio, el inicio de la temporada de huracanes en la zona de la costa del Golfo de México y la falta de holgura en las refinerías europeas
para abastecer eventuales aumentos en las exportaciones hacia EEUU, especialmente de gasolinas, elevaron nuevamente los precios de los
productos. No obstante, al igual que lo sucedido con los crudos, esta alza se revirtió en los meses posteriores conforme fueron diluyéndose
los factores climáticos y geopolíticos que ponían en riesgo el abastecimiento de los mercados. De esta forma, a diciembre de 2006 los precios
promedio de los productos en la costa del Golfo de México fueron de US$ 77,6 por barril para las gasolinas y de US$ 81,6 por barril para el diesel,
comparado con promedios de US$ 67,3 y US$ 70,7 por barril, respectivamente para igual período de 2005.
La demanda por productos refinados en el mercado nacional fue de 14,6 millones de m3, lo que significó un incremento de 2,6% respecto de
igual período 2005.
ANÁLISIS R A ZONADO
5.- FLUJOS DE EFECTIVO CONSOLIDADO
Los principales componentes del flujo neto de efectivo originado al cierre de cada año son los siguientes:
31/12/2006
MUS$
31/12/2005
MUS$
Flujo neto originado por actividades de la operación:
Recaudación de deudores por venta Otros ingresos percibidos
Pago a proveedores y personal
Impuesto a la renta pagado
Impuesto al valor agregado y otros similares(1.341.559)
Otros netos
10.006.818
22.350 (8.268.793)
( 49.119)
(1.064.483)
( 66.251)
8.071.378
176.371
(7.017.948)
( 43.671)
Flujo neto originado por actividades de financiamiento:
Pago de dividendos
( 194.546) ( 37.146)
Flujo neto originado por actividades de inversión:
Ventas de activo fijo
627
Ventas de inversiones permanentes
89
Otros ingresos de inversión
4.964
Incorporación de activos fijos
( 103.081)
Inversiones permanentes
( 2.101)
Otros netos
( 8.402)
11.744
5.428
6.975
( 119.190)
( 2.844)
-
Flujo neto total del periodo
( 1.618)
------------ -------------
996
======= ( 15.004)
========
6.- ANÁLISIS DE RIESGO DE MERCADO
Enap Refinerías S.A. participa en la refinación, transporte, almacenamiento y comercialización de los productos derivados del petróleo,
destinando la mayor parte de los volúmenes de venta al mercado nacional, donde compite en precio y calidad. Para mitigar las oscilaciones
de la demanda nacional, Enap Refinerías S.A. se ha propuesto la diversificación de sus mercados, abriéndose paso a la exportación de sus
productos, principalmente a países de América Latina.
La empresa importa regularmente petróleo crudo para procesar en sus refinerías y combustibles para asegurar el abastecimiento y compromisos
comerciales.
B A L A N C E Y E S TA D O S F I N A N C I E R O S
individ u ales 2 0 0 6
Dictamen de los Auditores Independientes
Balance General
Estados de Resultados
Estado de Flujos de Efectivo
Notas Explicativas a los Estados Financieros
Análisis Razonado de los Estados Financieros
D I C TA M E N D E L O S A U D I T O R E S
INDEPENDIENTES
104 E N A P R E F I N E R Í A S S . A . |
estad o s financier o s 2 0 0 6
1. IDENTIFICACION
1.01.05.00
Razón Social
ENAP REFINERIAS S.A.
1.01.04.00
RUT Sociedad 87756500 - 9
1.00.01.10 Fecha de inicio
01/01/2006
1.00.01.20 Fecha de cierre
31/12/2006
1.00.01.30 Tipo de Moneda
1.00.01.40 Tipo de Estados Financieros
Dólares
Individual
M em o ria A n u al 2 0 0 6
activ o s
Nro. Nota
5.11.00.00 TOTAL ACTIVOS CIRCULANTES
5.11.10.10 Disponible
5.11.10.20 Depósito a plazo
5.11.10.30 Valores negociables (neto)
31/12/2006
31/12/2005
ACTUAL MUS$
ANTERIOR MUS$
1.555.219
1.211.709
34.687
33.628
358
0
0
0
4
552.474
508.579
0
0
5.11.10.60 Deudores varios (neto)
4
35.413
17.170
5.11.10.70 Documentos y cuentas por cobrar empresas relacionadas
5
47.935
35.277
5.11.10.80 Existencias (neto)
6
732.517
569.675
5.11.10.90 Impuestos por recuperar
7
123.961
36.578
16.954
8.559
5.11.10.40 Deudores por venta (neto)
5.11.10.50 Documentos por cobrar (neto)
5.11.20.10 Gastos pagados por anticipado
5.11.20.20 Impuestos diferidos
7
205
582
10.715
1.661
5.11.20.40 Contratos de leasing (neto)
0
0
5.11.20.50 Activos para leasing (neto)
0
0
5.11.20.30 Otros activos circulantes
5.12.00.00 TOTAL ACTIVOS FIJOS
888.148
878.669
5.12.10.00 Terrenos
8
14.790
14.800
5.12.20.00 Construcción y obras de infraestructura
8
1.196.369
1.078.096
5.12.30.00 Maquinarias y equipos
8
23.534
22.827
5.12.40.00 Otros activos fijos
8
303.440
295.622
0
0
-649.985
-532.676
90.600
88.426
5.12.50.00 Mayor valor por rentas. téc. del activo fijo
5.12.60.00 Depreciación acumulada (menos)
8
5.13.00.00 TOTAL OTROS ACTIVOS
5.13.10.10 Inversiones en empresas relacionadas
64.307
61.866
5.13.10.20 Inversiones en otras sociedades
9
7
8
5.13.10.30 Menor Valor de Inversiones
0
0
5.13.10.40 Mayor Valor de Inversiones(menos)
0
0
5.13.10.50 Deudores a largo plazo
4
18.058
18.507
5.13.10.60 Documentos y cuentas por cobrar empresas relacionadas largo plazo
5
0
882
5.13.10.65 Impuestos Diferidos a largo plazo
7
6.034
4.969
0
0
5.13.10.70 Intangibles
5.13.10.80 Amortización(menos)
5.13.10.90 Otros
5.13.20.10 Contratos de leasing largo plazo (neto)
5.10.00.00 TOTAL ACTIVOS
106 E N A P R E F I N E R Í A S S . A . |
10
0
0
2.194
2.194
0
0
2.533.967
2.178.804
pasiv o s
Nro. Nota
5.21.00.00 TOTAL PASIVOS CIRCULANTES
31/12/2006
31/12/2005
ACTUAL MUS$
ANTERIOR MUS$
1.618.888
982.037
5.21.10.10 Obligaciones con bancos e instituciones financieras a corto plazo
0
0
5.21.10.20 Obligaciones con bancos e instituciones financieras a larg plazo con vencimiento
dentro de un año
0
0
5.21.10.30 Obligaciones con el público (pagarés)
0
0
5.21.10.40 Obligaciones con el público (bonos) con vencimiento dentro de un año
0
0
5.21.10.50 Obligaciones largo plazo con vencimiento dentro un año
0
0
5.21.10.60 Dividendos por pagar
5.21.10.70 Cuentas por pagar
5.21.10.80 Documentos por pagar
5.21.20.20 Provisiones
0
51.411
0
0
3.401
357
5
1.506.356
911.824
11
15.805
17.225
40.069
1.067
0
0
150
153
0
0
5.21.10.90 Acreedores varios
5.21.20.10 Documentos y Cuentas por pagar empresas relacionadas
0
51.170
5.21.20.30 Retenciones
5.21.20.40 Impuesto a la renta
5.21.20.50 Ingresos percibidos por adelantado
5.21.20.60 Impuestos diferidos
5.21.20.70 Otros pasivos circulantes
1.937
0
276.524
288.015
5.22.10.00 Obligaciones con bancos e instituciones financieras
0
0
5.22.20.00 Obligaciones con el público (bonos)
0
0
5.22.30.00 Documentos por pagar largo plazo
0
0
5.22.40.00 Acreedores varios largo plazo
0
0
5
207.621
221.032
11-12
68.263
66.201
5.22.00.00 TOTAL PASIVOS A LARGO PLAZO
5.22.50.00 Documentos y Cuentas por pagar empresas relacionadas largo plazo
5.22.60.00 Provisiones largo plazo
5.22.70.00 Impuestos Diferidos a largo plazo
5.22.80.00 Otros pasivos a largo plazo
5.23.00.00 INTERES MINORITARIO
5.24.00.00 TOTAL PATRIMONIO
5.24.10.00 Capital pagado
13
5.24.20.00 Reserva revalorización capital
0
0
640
782
0
0
638.555
908.752
254.192
254.192
0
0
5.24.30.00 Sobreprecio en venta de acciones propias
13
4.820
4.820
5.24.40.00 Otras reservas
13
891
891
378.652
648.849
0
0
454.303
454.303
0
0
-75.651
194.546
0
0
5.24.50.00 Utilidades Retenidas (sumas 5.24.51.00 al 5.24.56.00)
5.24.51.00 Reservas futuros dividendos
5.24.52.00 Utilidades acumuladas
13
5.24.53.00 Pérdidas acumuladas (menos)
5.24.54.00 Utilidad (pérdida) del ejercicio
5.24.55.00 Dividendos provisorios (menos)
5.24.56.00 (Déficit) Superávit acumulado periodo de desarrollo
5.20.00.00 TOTAL PASIVOS Y PATRIMONIO
13
0
0
2.533.967
2.178.804
M em o ria A n u al 2 0 0 6
estad o de res u ltad o s
Nro. Nota
5.31.11.00 RESULTADO DE EXPLOTACION
5.31.11.10 MARGEN DE EXPLOTACION
31/12/2006
31/12/2005
ACTUAL MUS$
ANTERIOR MUS$
-20.828
270.690
693
287.262
5.31.11.11 Ingresos de explotación
7.486.152
5.949.771
5.31.11.12 Costos de explotación (menos)
-7.485.459
-5.662.509
5.31.11.20 Gastos de administración y ventas (menos)
5.31.12.00 RESULTADO FUERA DE EXPLOTACION
5.31.12.10 Ingresos financieros
5.31.12.20 Utilidad inversiones empresas relacionadas
5.31.12.30 Otros ingresos fuera de la explotación
5.31.12.40 Pérdida inversión empresas relacionadas (menos)
592
1.114
6.445
4.707
14
8.534
4.960
9
-683
-1.759
5.31.12.60 Gastos financieros(menos)
14
5.31.12.80 Corrección monetaria
5.31.12.90 Diferencias de cambio
15
5.31.10.00 RESULTADO ANTES DE IMPUESTO A LA RENTA E ITEMES EXTRAORDINARIOS
5.31.20.00 IMPUESTO A LA RENTA
5.31.30.00 ITEMES EXTRAORDINARIOS
5.31.40.00 UTILIDAD (PERDIDA) ANTES INTERÉS MINORITARIO
5.31.50.00 INTERES MINORITARIO
5.31.00.00 UTILIDAD (PERDIDA) LIQUIDA
-16.572
-37.140
9
5.31.12.50 Amortización menor valor de inversiones (menos)
5.31.12.70 Otros egresos fuera de la explotación (menos)
-21.521
-67.330
7
0
0
-64.921
-44.280
-4.131
-1.503
0
0
-13.166
-379
-88.158
233.550
12.507
-39.004
0
0
-75.651
194.546
0
0
-75.651
194.546
5.32.00.00 Amortización mayor valor de inversiones
0
0
5.30.00.00 UTILIDAD (PERDIDA) DEL EJERCICIO
-75.651
194.546
108 E N A P R E F I N E R Í A S S . A . |
estad o de fl u j o de efectiv o - direct o
Nro. Nota
5.41.11.00 FLUJO NETO ORIGINADO POR ACTIVIDADES DE LA OPERACION
5.41.11.10 Recaudación de deudores por ventas
5.41.11.20 Ingresos Financieros percibidos
5.41.11.30 Dividendos y otros repartos percibidos
5.41.11.40 Otros ingresos percibidos
5.41.11.50 Pago a proveedores y personal (menos)
31/12/2006
31/12/2005
ACTUAL MUS$
ANTERIOR MUS$
303.867
125.272
9.926.198
8.023.326
502
785
2.195
1.231
21.141
176.327
-8.190.287
-6.964.043
5.41.11.60 intereses pagados (menos)
-64.921
-4.660
5.41.11.70 Impuesto a la renta pagado (menos)
-45.362
-42.593
-4.130
-618
-1.341.559
-1.064.483
-194.546
-37.146
5.41.12.05 Colocación de acciones de pago
0
0
5.41.12.10 Obtención de préstamos
0
0
5.41.12.15 Obligaciones con el público
0
0
5.41.12.20 Préstamos documentados de empresas relacionadas
0
0
5.41.12.25 Obtención de otros préstamos de empresas relacionadas
0
0
5.41.12.30 Otras fuentes de financiamiento
0
0
5.41.11.80 Otros gastos pagados (menos)
5.41.11.90 I.V.A. y otros similares pagados (menos)
5.41.12.00 FLUJO NETO ORIGINADO POR ACTIVIDADES DE FINANCIAMIENTO
5.41.12.35 Pago de Dividendos (menos)
-194.546
-37.146
5.41.12.40 Repartos de Capital (menos)
15
0
0
5.41.12.45 Pago de préstamos (menos)
0
0
5.41.12.50 Pago de obligaciones con el público (menos)
0
0
5.41.12.55 Pago de préstamos documentados de empresas relacionadas (menos)
0
0
5.41.12.60 Pago de otros préstamos de empresas relacionadas (menos)
0
0
5.41.12.65 Pago de gastos por emisión y colocación de acciones (menos)
0
0
5.41.12.70 Pago de gastos por emisión y colocación de obligaciones con el público (menos)
0
0
5.41.12.75 Otros desembolsos por financiamiento (menos)
0
0
-107.904
-102.888
627
11.744
89
36
5.41.13.15 Ventas de otras inversiones
0
0
5.41.13.20 Recaudación de préstamos documentados a empresas relacionadas
0
0
5.41.13.00 FLUJO NETO ORIGINADO POR ACTIVIDADES DE INVERSION
5.41.13.05 Ventas de activo fijo
5.41.13.10 Ventas de inversiones permanentes
5.41.13.25 Recaudación de otros préstamos a empresas relacionadas
5.41.13.30 Otros Ingresos de inversión
5.41.13.35 Incorporación de activos fijos (menos)
5.41.13.40 Pago de intereses capitalizados (menos)
5.41.13.45 Inversiones Permanentes (menos)
18
0
0
4.964
6.984
-103.081
-119.190
0
0
-2.101
-2.462
5.41.13.50 Inversiones en instrumentos financieros (menos)
0
0
5.41.13.55 Préstamos documentados a empresas relacionadas (menos)
0
0
5.41.13.60 Otros préstamos a empresas relacionadas (menos)
0
0
5.41.13.65 Otros desembolsos de inversión (menos)
5.41.10.00 FLUJO NETO TOTAL DEL PERIODO
5.41.20.00 EFECTO DE LA INFLACIÓN SOBRE EL EFECTIVO Y EFECTIVO EQUIVALENTE
5.41.00.00 VARIACION NETA DEL EFECTIVO Y EFECTIVO EQUIVALENTE
5.42.00.00 SALDO INICIAL DE EFECTIVO Y EFECTIVO EQUIVALENTE
5.40.00.00 SALDO FINAL DE EFECTIVO Y EFECTIVO EQUIVALENTE
-8.402
0
1.417
-14.762
0
0
1.417
-14.762
33.628
48.390
35.045
33.628
M em o ria A n u al 2 0 0 6
c o nciliaci ó n fl u j o - res u ltad o
Nro. Nota
31/12/2006
31/12/2005
ACTUAL MUS$
ANTERIOR MUS$
5.50.10.00 Utilidad (Pérdida) del ejercicio
-75.651
194.546
5.50.20.00 Resultado en venta de activos
-701
-736
5.50.20.10 (Utilidad) Pérdida en venta de activos fijos
-612
-710
5.50.20.20 Utilidad en venta de inversiones (menos)
-89
-26
5.50.20.30 Pérdida en venta de inversiones
0
0
5.50.20.40 (Utilidad) Pérdida en venta de otros activos
0
0
5.50.30.00 Cargos (Abonos) a resultado que no representan flujo de efectivo
109.817
97.305
110.086
101.440
5.50.30.10 Amortización de intangibles
0
0
5.50.30.15 Castigos y provisiones
0
0
5.50.30.05 Depreciación del ejercicio
8
5.50.30.20 Utilidad devengada en inversiones en empresas relacionadas (menos)
9
-6.445
-4.707
5.50.30.25 Pérdida devengada en inversiones en empresas relacionadas
9
683
1.759
5.50.30.30 Amortización menor valor de inversiones
0
0
5.50.30.35 Amortización mayor valor de inversiones (menos)
0
0
5.50.30.40 Corrección monetaria neta
5.50.30.45 Diferencia de cambio neto
5.50.30.50 Otros abonos a resultado que no representan flujo de efectivo (menos)
5.50.30.55 Otros cargos a resultado que no representan flujo de efectivo
5.50.40.00 Variación de Activos que afectan al flujo de efectivo (aumen.) disminuc
5.50.40.10 Deudores por ventas
5.50.40.20 Existencias
5.50.40.30 Otros activos
5.50.50.00 Variación de pasivos que afectan al flujo de efectivo aumentos (disminución)
5.50.50.10 Cuentas por pagar relacionadas con el resultado de la explotación
5.50.50.20 Intereses por pagar
5.50.50.30 Impuesto a la Renta por pagar (neto)
5.50.50.40 Otras cuentas por pagar relacionadas con el resultado fuera de explotación
5.50.50.50 I.V.A. y otros similares por pagar (neto)
5.50.60.00 Utilidad (Pérdida) del interés minoritario
5.50.00.00 FLUJO NETO ORIGINADO POR ACTIVIDADES DE LA OPERACION
110 E N A P R E F I N E R Í A S S . A . |
15
0
0
13.166
379
-7.673
-1.566
0
0
1.096.169
1.103.725
1.291.904
1.142.646
-179.219
-204.398
-16.516
165.477
-825.767
-1.269.568
588.349
204.796
0
39.620
-59.287
-3.589
-3
1
-1.354.826
-1.510.396
0
0
303.867
125.272
1. I N S C R I P C I O N EN EL R EG I S T R O
D E VA LO R E S
Enap Refinerías S.A., es una sociedad anónima cerrada, que comenzó a operar oficialmente el 1 de enero de 2004. Fue creada por acuerdo
adoptado en Junta General Extraordinaria de Accionistas de Petrox S.A. Refinería de Petróleo, realizada el 23 de diciembre de 2003, cuando
se aprobó la fusión de esta filial de la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) con Refinería de Petróleo Concón S.A. (RPC S.A.), mediante la
incorporación de esta última a la primera. Petrox S.A. Refinería de Petróleo, ahora denominada Enap Refinerías S.A., se había constituido como
Sociedad Anónima por escritura del 16 de julio de 1981, ante el Notario Raúl Undurraga Laso, de Santiago.
El giro comercial de la Sociedad es la importación, elaboración, almacenamiento y comercialización de hidrocarburos y sus derivados; y todas
las demás actividades que directa o indirectamente se relacionan con las aquí mencionadas y con las que en forma detallada se expresan en el
Artículo Nro. 3 del Estatuto Social Vigente.
Con fecha 25 de junio de 2004, la Sociedad fue inscrita en el Registro de Valores de la Superintendencia de Valores y Seguros, bajo el N 833. De
acuerdo a lo anterior, la Sociedad se encuentra sujeta a las normas de la citada Superintendencia.
M em o ria A n u al 2 0 0 6
2 . C R I T E R I O S C O N TA B L E S A P L I C A D O S
a. Período contable
Los estados financieros comprenden los ejercicios terminados el 31 de diciembre 2006 y 2005, respectivamente.
b. Bases de preparación
Los estados financieros, 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 las normas e instrucciones impartidas por la Superintendencia de Valores y
Seguros. En caso de existir discrepancias, priman las normas de la Superintendencia de Valores y Seguros.
Las inversiones en filiales, están registradas en una sóla 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.
Los estados financieros individuales han sido emitidos sólo para efectos de hacer un análisis individual de la sociedad y, en consideración a ello,
deben ser leídos en conjunto con los estados financieros consolidados, los que son requeridos por los principios de contabilidad generalmente
aceptados en chile.
c. Bases de presentación
De acuerdo a Resolución Exenta N 1.320 del Servicio de Impuestos Internos, de fecha 30 de septiembre de 2004 y Oficio Ordinario N 12.226
de la Superintendencia de Valores y Seguros, de fecha 31 de diciembre de 2004, se autorizó a la Empresa para llevar su contabilidad en dólares
de los Estados Unidos de Norteamérica, a contar del 1 de enero de 2005, en los términos y condiciones que exige el artículo 18, inciso 3ro. del
Código Tributario.
d. Bases de conversión
Los activos y pasivos que se encuentran pactados en pesos chilenos u otras monedas distintas a dólares estadounidenses y en unidades de
fomento se presentan al tipo de cambio observado al cierre del período. Las transacciones efectuadas durante los ejercicios, efectuados en
pesos chilenos u otras monedas distintas a dólares estadounidenses y en unidades de fomento, se registran a dólares estadounidenses al tipo
de cambio del dólar observado de la fecha de la transacción.
El valor del dólar observado al 31 de diciembre de 2006 fue de $ 532,39 ($512,50 al 31 de diciembre de 2005)
e. Depósitos a plazo
Los depósitos a plazo se valorizan al valor de colocación, más los intereses devengados al cierre de cada ejercicio.
f. Estimación deudores incobrables
Los deudores por ventas y deudores varios al 31 de diciembre de 2006, se presentan netos de la estimación de deudores incobrables. Esta
provisión ha sido determinada para aquellos deudores que presentan una dudosa recuperabilidad.
112 E N A P R E F I N E R Í A S S . A . |
2 . C R I T E R I O S C O N TA B L E S A P L I C A D O S
g. Existencias
Las existencias de petróleo crudo y productos terminados han sido valorizadas a sus costos de adquisición o de producción. El valor de las
existencias no excede su valor neto de realización. Para estos efectos se han considerado los precios de ventas de los productos terminados y
los costos de reposición del petróleo crudo.
h. Activo fijo
El activo fijo se presenta a su costo de adquisición.
Los materiales y repuestos que se estima se incorporarán al activo fijo, se presentan en el rubro otros activos fijos al costo, netos de provisión
de obsolescencia.
i. Depreciación activo fijo
La depreciación se calcula en forma lineal sobre la base de los años de vida útil estimada de los bienes.
j. Activos en leasing
Los bienes recibidos en arrendamiento con opción de compra, cuyos contratos reúnen las características de un leasing financiero, son
contabilizados en forma similar a la adquisición de un activo fijo, reconociendo la obligación total y los intereses sobre base devengada. La
valorización y depreciación de estos activos se efectúan bajo las normas generales que afectan al activo fijo. Estos activos no son jurídicamente
de propiedad de la Sociedad, por lo que mientras no se ejerza la opción de compra no se puede disponer libremente de ellos.
k. Inversiones en empresas relacionadas
Las inversiones incorporadas a partir del 1 de enero de 2004 deben presentarse valorizadas de acuerdo a la metodología del Valor Patrimonial
(VP). Las efectuadas con anterioridad a dicha fecha se presentan valorizadas de acuerdo a la metodología del Valor Patrimonial Proporcional
(VPP). Los resultados no realizados por transacciones con filiales y coligadas han sido eliminados.
La valorización de las filiales y empresas relacionadas extranjeras se basa en las normas y procedimientos contables contenidos en el Boletín
Técnico No. 64 del Colegio de Contadores de Chile A.G., que establecen que las inversiones en el extranjero, en países no estables, y que no son
una extensión de las operaciones de la inversora, se controlan en dólares estadounidenses, ajustándose los estados financieros de la sociedad
extranjera a principios de contabilidad generalmente aceptados en Chile. Los ajustes de cambio de conversión se cargan o abonan a Otras
reservas en el patrimonio.
Para aquellas sociedades en que la compañía posee menos de un 20% de participación societaria y ejerce influencia significativa según lo
definido en el Boletín Técnico N 72 del Colegio de Contadores, dichas inversiones se han contabilizado a valor patrimonial.
l. Inversiones en otras sociedades
Las inversiones en otras sociedades se presentan valorizadas al costo de adquisición.
M em o ria A n u al 2 0 0 6
2 . C R I T E R I O S C O N TA B L E S A P L I C A D O S
m. Ingresos percibidos por adelantado
Los ingresos anticipados corresponden a valores percibidos anticipadamente en virtud de un contrato de usufructo suscrito. Estos ingresos se
amortizan linealmente con abono a resultados sobre base devengada.
n. Impuestos a la renta e impuestos diferidos
El impuesto a la renta se determina sobre la base de la renta líquida imponible determinada según las normas establecidas en la Ley de
Impuesto a la Renta.
Los impuestos diferidos, se reconocen en los estados financieros, de acuerdo a lo descrito en los Boletines técnicos Nº 60 y 71 del Colegio de
Contadores de Chile A.G. y la Circular Nº 1466 de la Superintendencia de Valores y Seguros.
ñ. Contratos de derivados
La Empresa mantiene contratos de derivados que corresponden a operaciones de cobertura tanto de transacciones esperadas como de partidas
existentes.
En el caso de instrumentos de cobertura de transacciones esperadas, el mismo se presenta a su valor justo y los cambios en dicho valor
son reconocidos como resultado no realizado hasta su vencimiento, momento en el cual se reconocen como otros ingresos o egresos no
operacionales, según corresponda.
En el caso de instrumento de cobertura de partidas existentes, el mismo se ha valorizado al valor justo. El efecto de dicha valorización se
reconoce en resultados en caso de ser pérdida y se difiere en caso de ser utilidad.
o. Vacaciones del personal
El costo de vacaciones del personal se carga a resultados en el año en que se devenga.
p. Indemnización por años de servicio
La provisión para cubrir la obligación por concepto de indemnización por años de servicio del personal, de acuerdo con los convenios y
contratos vigentes, se registra a su valor corriente.
q. Ingresos de explotación
Los ingresos provenientes de la explotación del giro de la Sociedad, se registran sobre base devengada. Estos ingresos se reconocen al momento
del despacho físico de los productos, conjuntamente con la transferencia de su dominio.
r. Software computacional
Los softwares adquiridos se registran a su valor de costo y se amortizan linealmente en períodos que varían entre 1 y 4 años.
114 E N A P R E F I N E R Í A S S . A . |
2 . C R I T E R I O S C O N TA B L E S A P L I C A D O S
s. Estado de flujo de efectivo
La Sociedad ha considerado como efectivo y efectivo equivalente el disponible y todas aquellas inversiones de corto plazo que se efectúan
como parte de la administración habitual de los excedentes de caja, de acuerdo con lo señalado en el Boletín Técnico N 50 del Colegio de
Contadores de Chile A.G., y comprende el disponible, depósitos a plazo, los cuales son clasificados bajo el rubro Otros activos circulantes.
Bajo el concepto “Flujo originado por actividades de la operación” se incluyen todos aquellos flujos de efectivo relacionados con el giro social,
incluyendo además, los intereses pagados, los ingresos financieros y, en general, todos aquellos flujos que no están 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.
M em o ria A n u al 2 0 0 6
3 . C A M B I O S C O N TA B L E S
Los criterios contables señalados en Nota 2, han sido aplicados uniformemente al 31 de diciembre de 2006, con respecto al año anterior.
116 E N A P R E F I N E R Í A S S . A . |
4. DEUDORES CORTO Y L ARGO PL A ZO
( MUS$)
El detalle de los deudores de corto y largo plazo, es el siguiente:
CIRCULANTES
RUBRO
Deudores por Ventas
Hasta 90 días
Mas de 90 hasta 1 año
Subtotal
31/12/2006
31/12/2005
31/12/2006
31/12/2005
31/12/2006
31/12/2006
31/12/2005
31/12/2006
31/12/2005
552.474
508.579
-
-
552.474
552.474
508.579
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
35.413
17.170
-
-
35.413
35.413
17.170
18.058
18.507
Total deudores largo plazo
18.058 18.507 Est.deud.incobrables
-
Doctos. por cobrar
Est.deud.incobrables
Deudores varios
Largo Plazo
Total Circulante (neto)
-
Est.deud.incobrables
-
4. DEUDORES CORTO Y L ARGO PL A ZO
detalle de u d o res p o r ventas ( M U S $ )
2006
MUS$
Distribuidores
Estimación deudores incobrables
2005
%
467.674
MUS$
84,65
%
450.940
88,67
-
-
-
-
Consumidores directos
23.737
4,30
16.167
3,18
Deudores en moneda extranjera
61.063
11,05
41.472
8,15
-
-
-
-
552.474
100,00
508.579
100,00
Estimación deudores incobrables
Totales
M em o ria A n u al 2 0 0 6
5. SALDOS Y TR ANSACCIONES
CON ENTIDADES REL ACIONADAS
El parámetro de materialidad o significancia establecido por la sociedad para informar las transacciones con entidades relacionadas se determinó
en un valor total superior a MUS$500.
En el año 2006 la sociedad no realizó transacciones con Enap Sipetrol S.A., Petroservicios Corp S.A., Energía Concón S.A. e Inversiones y Proyectos
Humboldt S.A.
Los saldos y principales transacciones con empresas relacionadas, se presentan en cuadros adjuntos con las siguientes referencias:
(1) El saldo por cobrar al 31 de diciembre de 2006 y 2005 a Norgas S.A., corresponde a ventas de productos (operación comercial), siendo las
condiciones de venta a crédito de 15 días contados de la fecha de entrega del producto según guía de despacho.
(2) El saldo por cobrar a Manu Perú Holding S.A. (sociedad Peruana), corresponde a ventas de productos de exportación (operaciones de tipo
comercial). Las condiciones de venta son crédito de 45 días de la fecha de B/L (Bill of Lading) sin devengo de intereses.
(3) El saldo al 31 de diciembre de 2006 corresponde a la línea de crédito de corto plazo que la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) ha puesto
a disposición de la sociedad para financiar la deuda comercial generada por compras de crudos y productos. La línea de crédito es en dólares
estadounidenses y devengó un interés promedio de 5,53% anual (3,95% anual promedio en 2005).
Respecto a las ventas de crudos y productos efectuados por la sociedad a ENAP (Magallanes), se realizan en dólares estadounidenses con un
crédito de 15 días contados de la fecha de entrega del producto.
(4) Sociedad Nacional de Oleoductos S.A. y Sociedad Nacional Marítima S.A., dejaron de ser empresas relacionadas en el año 2005, por lo tanto
todas las transacciones realizadas con dichas empresas se presentan bajo los rubros de Deudores por ventas o Cuentas por pagar, según la
transacción que se realice.
(5) Corresponde a cuentas por pagar de corto plazo correspondientes a compra de servicios de energía eléctrica y vapor y servicios de
procesamiento, cuyo pago, según contrato se realiza dentro de los 20 días contados de la fecha de emisión de la factura y pagos semestrales en
los meses de febrero y agosto de cada año, respectivamente.
(6) Los saldos por pagar a corto y largo plazo corresponden a cuotas de leasing financiero, netos de intereses no devengados, cuyos plazos de
vencimientos y condiciones en general se describen en notas 8, 18 y 20.
(7) Corresponde a compras de servicios de arrendamientos de estanques y bombas impulsoras, cuyo pago se realiza a los 15 días contados
desde la fecha de recepción de la factura.
(8) Las condiciones de pago de la compra de gas natural es de 10 días contados de la fecha de recepción de la factura.
118 E N A P R E F I N E R Í A S S . A . |
5. SALDOS Y TR ANSACCIONES
CON ENTIDADES REL ACIONADAS
d o c u ment o s y c u entas p o r c o brar ( M U S $ )
RUT
Sociedad
92604000-6
EMPRESA NACIONAL DEL PETRÓLEO - ENAP
78889940-8
NORGAS S.A. (1)
0-E
MANU PERÚ HOLDING S.A. (2)
0-E
INVERSIONES Y PROYECTOS HUMBOLDT
96579730-0
ENAP SIPETROL S.A.
96655490-8
OLEODUCTO TRASANDINO CHILE S.A.
TOTALES
Corto
Plazo
Largo
Plazo
31/12/2006
31/12/2005
31/12/2006
31/12/2005
40
7.647
-
-
413
629
-
-
47.357
25.708
-
882
-
1.244
-
-
125
37
-
-
-
12
-
-
47.935 35.277 - 882 5. SALDOS Y TR ANSACCIONES
CON ENTIDADES REL ACIONADAS
d o c u ment o s y c u entas p o r pagar ( M U S $ )
RUT
Sociedad
92604000-6
EMPRESA NACIONAL DEL PETROLEO - ENAP (3)
81095400-0
SOCIEDAD NACIONAL DE OLEODUCTOS S.A. SONACOL (4)
78335760-7
PETROPOWER ENERGIA LTDA. (5)
96913550-7
96969000-4
Corto
Plazo
Largo
Plazo
31/12/2006
31/12/2005
31/12/2006
31/12/2005
1.492.353
893.405
-
-
-
1.147
-
-
646
806
-
-
ETERES Y ALCOHOLES S.A. - ETALSA (6)
1.519
1.298
26.052
27.571
PETROSUL S.A (6)
1.606
1.491
28.959
30.564
99548320-3
PRODUCTORA DE DIESEL S.A. (6)
8.244
11.643
111.888
120.099
96655490-8
OLEODUCTO TRASANDINO CHILE S.A.
99519810-K
COMPAÑIA DE HIDROGENO DEL BIOBIO S.A. (6)
0-E
MANU PERU HOLDING S.A.
TOTALES
-
134
-
-
1.988
1.861
40.722
42.798
-
39
-
-
1.506.356 911.824 207.621 221.032 M em o ria A n u al 2 0 0 6
5. SALDOS Y TR ANSACCIONES
CON ENTIDADES REL ACIONADAS
transacci o nes ( M U S $ )
31/12/2006
Sociedad
RUT
Naturaleza de la relación
Descripción de la transacción
EMPRESA NACIONAL DEL
PETROLEO (3)
92604000-6
EMPRESA MATRIZ
COMPRA DE PETROLEO CRUDO
EMPRESA NACIONAL DEL
PETROLEO (3)
92604000-6
EMPRESA MATRIZ
COMPRA DE PRODUCTOS
EMPRESA NACIONAL DEL
PETROLEO (3)
92604000-6
EMPRESA MATRIZ
COMPRA DE GAS NATURAL
EMPRESA NACIONAL DEL
PETROLEO (3)
92604000-6
EMPRESA MATRIZ
OTRAS COMPRAS
EMPRESA NACIONAL DEL
PETROLEO (3)
92604000-6
EMPRESA MATRIZ
INTERESES
EMPRESA NACIONAL DEL
PETROLEO (3)
92604000-6
EMPRESA MATRIZ
VENTA DE PRODUCTOS
EMPRESA NACIONAL DEL
PETROLEO (3)
92604000-6
EMPRESA MATRIZ
OTRAS VENTAS
SOC.NACIONAL DE OLEODUCTOS S.A. (4)
81095400-0
RELACION A TRAVES MATRIZ
OLEODUCTO TRASANDINO
CHILE S.A. (7)
96655490-8
RELACION A TRAVES MATRIZ
INNERGY HOLDING S.A. (8)
96856650-4
RELACION A TRAVES MATRIZ
COMPRA DE GAS NATURAL
FILIAL
VENTA DE PRODUCTOS
MANU PERU HOLDING S.A. (2)
0-E
31/12/2005
Efecto en
resultados
(cargo)/
abono)
Monto
Efecto en
resultados
(cargo)/
abono)
Monto
3.192.635
-
3.868.532
-
853.875
-
1.300.866
-
3.909
-
-
-
122.420
-
69.169
-
48.652
-48.652
29.875
-29.875
166.069
-494
46.376
2.002
7.952
-24
541
-
COMPRA DE SERVICIOS
-
-
32.234
-
COMPRA DE SERVICIOS
2.261
-
1.760
-
16.409
-
16.380
-
179.566
-534
85.603
-
SOC.NACIONAL MARITIMA
S.A. (4)
76384550-8
COLIGADA
COMPRA DE SERVICIOS
-
-
1.573
-
NORGAS S.A. (1)
78889940-8
RELACION A TRAVES MATRIZ
VENTA DE PRODUCTOS
14.081
-42
13.813
596
NORGAS S.A. (1)
78889940-8
RELACION A TRAVES MATRIZ
COMPRAS VARIAS
34
-
-
-
PETROPOWER ENERGIA LTDA.
(5)
78335760-7
COLIGADA
COMPRA SERV.ENERGIA ELEC.Y VAP
11.146
-
11.445
-
PETROPOWER ENERGIA LTDA.
(5)
78335760-7
COLIGADA
COMPRA DE SERVICIOS DE
PROCESA
25.575
-
25.355
-
PETROPOWER ENERGIA LTDA.
(5)
78335760-7
COLIGADA
OTRAS VENTAS
808
-
-
-
ETERES Y ALCOHOLES S.A. (6)
96913550-7
COLIGADA
PAGO CUOTA LEASING
5.636
-4.405
5.636
-4.584
ETERES Y ALCOHOLES S.A. (6)
96913550-7
COLIGADA
COMPRA DE SERVICIOS DE
PROCESA
550
-550
550
-550
ETERES Y ALCOHOLES S.A. (6)
96913550-7
COLIGADA
VENTA DE SERVICIO DE PROCESAMI
PETROSUL S.A. (6)
96969000-4
COLIGADA
PAGO CUOTA LEASING
PETROSUL S.A. (6)
96969000-4
COLIGADA
COMPRA DE SERVICIOS DE
PROCESA
PETROSUL S.A. (6)
96969000-4
COLIGADA
VENTA DE SERVICIO DE PROCESAMI
700
700
700
700
COMPAÑÍA DE HIDRÓGENO
DEL BIOBIO S.A. (6)
99519810-K
COLIGADA
PAGO CUOTA LEASING
4.718
-2.801
2.644
-1.734
COMPAÑÍA DE HIDRÓGENO
DEL BIOBIO S.A. (6)
99519810-K
COLIGADA
COMPRA DE SERVICIOS DE
PROCESA
1.210
-1.210
1.210
-1.210
COMPAÑÍA DE HIDRÓGENO
DEL BIOBIO S.A. (6)
99519810-K
COLIGADA
VENTA DE SERVICIO DE PROCESAMI
1.210
1.210
1.210
1.210
PRODISA S.A. (6)
99548320-3
COLIGADA
PAGO CUOTA LEASING
11.705
-3.104
8.673
-4.559
PRODISA S.A. (6)
99548320-3
COLIGADA
COMPRA DE SERVICIOS DE
PROCESA
2.614
-2.614
3.661
-3.661
PRODISA S.A. (6)
99548320-3
COLIGADA
VENTA DE SERVICIO DE PROCESAMI
2.614
2.614
3.661
3.661
120 E N A P R E F I N E R Í A S S . A . |
550
550
550
550
3.640
-2.192
3.653
-3.091
700
-700
700
-700
6. EXISTENCIAS
El detalle de las existencias es el siguiente:
31/12/2006
MUS$
Petróleo crudo en existencias
147.795
Petróleo crudo en tránsito
102.816
Productos terminados
417.163
Productos en tránsito
9.433
Materiales en bodega y en tránsito
55.310
-----------
Totales
732.517
======
31/12/2005
MUS$
125.256
410.737
33.682
---------- 569.675
======
Al 31 de diciembre de 2006, la sociedad realizó un ajuste ascendente a MUS$4.691 con el objeto de dejar valorizada la canasta de productos
terminados a sus respectivos precios de realización, en atención a que los precios de producción como los de compra los excedían. El ajuste
mencionado se presenta aumentando los costos de explotación.
M em o ria A n u al 2 0 0 6
7. I M P U E S T O D I F E R I D O E I M P U E S T O
A L A R E N TA
a) Impuesto a la renta
El detalle del impuesto a la renta y los créditos correspondientes se presentan a continuación.
Utilidades tributarias:
La Sociedad tiene registrados los siguientes saldos por utilidades tributarias retenidas con crédito del 15%, 16%, 16,5% y 17% para sus
accionistas:
Sin crédito
Utilidades tributarias con crédito del 15%
Utilidades tributarias con crédito del 16%
Utilidades tributarias con crédito del 16,5%
Utilidades tributarias con crédito del 17,0%
2006
MUS$
2005
MUS$
13.341
-
-
108.565
341.257
9.473
131.450
248.075
390.152
Impuesto a la renta:
2006
MUS$
Impuesto de primera categoría
0
Impuesto único, artículo N 21
482
Pagos provisionales mensuales
(50.083)
Crédito por gastos de capacitación
(342)
Beneficio tributario por pérdidas tributarias
(12.300)
----------- Impuesto a la renta por (recuperar) pagar
(62.243)
======
2005
MUS$
41.914
678
(45.925)
(311)
0
---------(3.644)
======
b) Impuestos por recuperar
Al 31 de diciembre, los impuestos a la renta por recuperar se presentan incluidos dentro del rubro Impuestos por recuperar conforme al
siguiente detalle:
2006
2005
MUS$
MUS$
Impuesto a la renta por recuperar
62.243
3.644
Crédito FEPP
-
876
Derechos de Aduana por recuperar
21.586
5.637
IVA por recuperar
40.132
18.435
Impuesto específico
-
7.986
----------- ----------Impuestos por recuperar
123.961
36.578
======
======
122 E N A P R E F I N E R Í A S S . A . |
7. I M P U E S T O D I F E R I D O E I M P U E S T O
A L A R E N TA
imp u est o s diferid o s ( M U S $ )
31/12/2006
Conceptos
31/12/2005
Impuesto Diferido
Activo
Impuesto Diferido
Pasivo
Impuesto Diferido
Activo
Impuesto Diferido
Pasivo
Corto
Plazo
Corto
Plazo
Corto
Plazo
Corto
Plazo
Largo
Plazo
Largo
Plazo
Largo
Plazo
Largo
Plazo
Diferencias Temporarias
Provisión cuentas incobrables
Ingresos Anticipados
Provisión de vacaciones
-
-
-
-
-
-
-
-
134
-
-
-
133
-
-
-
1.138
-
-
-
1.141
-
-
-
Amortización intangibles
-
-
-
-
-
-
-
-
Activos en leasing
-
4.061
-
-
-
2.467
-
-
Gastos de fabricación
-
-
1.152
-
-
-
1.712
-
Depreciación Activo Fijo
-
-
-
-
-
-
-
-
Indemnización años de servicio
-
-
-
-
-
-
-
-
Otros eventos
-
-
-
-
-
-
-
-
Obsolescencia materiales
-
1.973
-
-
-
2.502
-
-
85
-
-
-
1.020
-
-
-
Cuentas complementarias-neto de
amortiza
-
-
-
-
-
-
-
-
Provisión de valuación
-
-
-
-
1.357 6.034 2.294 4.969 1.712 - Provisión pasivos ambientales
Otros
Totales
1.152 - 7. I M P U E S T O D I F E R I D O E I M P U E S T O
A L A R E N TA
imp u est o s a la renta ( M U S $ )
Item
Gasto tributario corriente (provisión impuesto)
Ajuste gasto tributario (ejercicio anterior)
Efecto por activos o pasivos por impuesto diferido del ejercicio
31/12/2006
31/12/2005
-482
-42.592
-
-
689
3.423
12.300
-
Efecto por amortización de cuentas complementarias de activos y pasivos diferidos
-
165
Efecto en activos o pasivos por impuesto diferido por cambios en la provisión de evaluación
-
-
Otros cargos o abonos en la cuenta
-
-
12.507 -39.004 Beneficio tributario por perdidas tributarias
Totales
M em o ria A n u al 2 0 0 6
8. ACTIVOS FIJOS
El detalle del activo fijo con sus respectivas depreciaciones acumuladas se presenta en cuadro adjunto.
2006
Terrenos
2005
Saldo
bruto
2006
Depreciación
acumulada
2006
Saldo
neto
2006
Saldo
bruto
2005
Depreciación
acumulada
2005
Saldo
neto
2005
MUS$
MUS$
MUS$
MUS$
MUS$
MUS$
14.790
-
14.790
14.800
-
14.800
Construcciones y
obras de infraestructura
Maquinarias y equipos
Otros activos fijos
Totales
0
1.196.369
(575.379)
620.990
1.078.096
(484.581)
593.515
23.534
(17.558)
5.976
22.827
(16.156)
6.671
303.440
(57.048)
246.392
295.622
(31.939)
263.683
1.538.133
(649.985)
888.148
1.411.345
(532.676)
878.669
El detalle de las construcciones, obras de infraestructura y sus depreciaciones acumuladas se presentan en cuadros adjuntos.
2006
MUS$
Refinerías y plantas de gasolina
2005
MUS$
891.248
826.705
Edificios y poblaciones
30.381
29.589
Terminales e instalaciones marítimas
23.289
21.858
Oleoductos y gasoductos
10.453
9.605
Obras en construcción
Depreciación acumulada
Valor neto
240.998
190.339
1.196.369
1.078.096
(575.379)
(484.581)
620.990
593.515
La depreciación al 31 de diciembre de 2006 fue de MUS$110.086, de los cuales MUS$109.970 se incluyen como costo de explotación y
MUS$116 como gastos de administración y ventas.
La depreciación al 31 de diciembre de 2005 fue de MUS$101.440, de los cuales MUS$101.321 se incluyen como costo de explotación y
MUS$119 como gastos de administración y ventas.
124 E N A P R E F I N E R Í A S S . A . |
8. ACTIVOS FIJOS
El detalle de los otros activos fijos es el siguiente:
2006
MUS$
Muebles, útiles y enseres
2005
MUS$
1.959
1.912
Activos en leasing (1)
249.585
249.585
Materiales en bodega
52.912
45.363
3.020
3.020
222
-
(4.258)
(4.258)
Softwares
Otros activos
Provisión obsolescencia de materiales
Total
303.440
295.622
Depreciación acumulada
(57.048)
(31.939)
246.392
263.683
Valor neto
(1) En el transcurso del año 2005, se incorporaron bajo el sistema de leasing financiero las plantas de Hidrocracking Suave de Gas Oil (MHC
– Mild Hydrocracking) y de Hidrógeno por un valor total de MUS$ 175.643. Estas plantas más la planta DIPE y las dos plantas de azufre que
fueron incorporadas en años anteriores bajo leasing financiero, generan obligaciones, las que se reflejan netas de intereses no devengados,
bajo el rubro Documentos y Cuentas por pagar a empresas relacionadas del pasivo circulante y Documentos y cuentas por pagar a empresas
relacionadas largo plazo. Los contratos suscritos tienen vigencia hasta el año 2017 con Éteres y Alcoholes S.A., 2019 con Petrosul S.A., 2020 con
Productora de Diesel S.A. y Compañía de Hidrógeno del Bio Bío S.A.
M em o ria A n u al 2 0 0 6
9. I N V E R S I O N E S E N E M P R E S A S
REL ACIONADAS
De acuerdo a lo requerido por la circular No. 1699 de la Superintendencia de Valores y Seguros de fecha 31 de diciembre de 2003, la sociedad
debe demostrar la determinación patrimonial a valor justo de las sociedades Manu Perú Holding S.A. e Inversiones y Proyectos Humboldt
S.A., ambas empresas peruanas, y Productora de Diesel S.A., esto no ha sido necesario dado que los activos y pasivos de dichas sociedades no
presentan diferencias significativas entre sus valores libros y sus respectivos valores justos.
El 3 de abril de 2006 se dividió la sociedad Enap Sipetrol S.A., producto de lo cual se creó la “Sociedad de Exploración y Explotación Petrolera
S.A.”, manteniéndose, al igual que en Enap Sipetrol S.A., los mismos accionistas y sus correspondientes participaciones, ENAP con un 99,5% y
Enap Refinerías S.A. con un 0,5%. Con fecha 6 de julio de 2006 SEEPSA se vendió a la empresa Canadiense Pacific Stratus Energy en MMUS$61,7,
generando una utilidad neta a Enap Refinerías S.A. de MUS$89.
Compra de 50.000 acciones de la Compañía de Hidrógeno del Biobio S.A., efectuada el 29 de diciembre de 2005 por MUS$500.
Las inversiones en el exterior que mantiene la Sociedad al 30 de diciembre de 2006 y 2005, no poseen utilidades potencialmente remesables.
Durante los ejercicios terminados al 31 de diciembre de 2006 y 2005 la sociedad no ha contraído pasivos como cobertura de estas inversiones
en el exterior.
126 E N A P R E F I N E R Í A S S . A . |
M em o ria A n u al 2 0 0 6
PRIMAX HOLDING S.A.
0-E
TOTALES
SOCIEDAD DE
EXPLORACION
Y EXPLOTACION
PETROLERA S.A.
76532150-6
PRODUCTORA DE
DIESEL S.A.
99519820-7
COMPAÑIA DE
HIDROGENO DEL
BIOBIO S.A.
PETROSERVICIOS
CORP S.A.
0-E
99519810-K
ENERGIA CONCON
S.A. (ENERCON)
99548320-3
INVERSIONES
Y PROYECTOS
HUMBOLDT S.A.
ETERES Y
ALCOHOLES S.A.
- ETALSA
96913550-7
0-E
ENAP SIPETROL S.A.
96579730-0
MANU PERU
HOLDING S.A.
PETROSUL S.A.
96969000-4
0-E
PETROPOWER
ENERGIA LTDA.
Sociedad
78335760-7
RUT
ECUADOR
CHILE
CHILE
PERU
PERU
CHILE
ARGENTINA
CHILE
CHILE
CHILE
CHILE
CHILE
Pais de
origen
US$
US$
US$
US$
US$
US$
US$
US$
US$
US$
US$
US$
Moneda
de control
de la
inversión
392
-
50.000
1
127.020.269
7.769.953
200
117.782
2.087
243.368
3.160
-
Número de
acciones
49,0
-
5,0
-
100,0
35,0
0,1
31,5
20,9
0,5
31,6
7,5
31/12/2006
-
-
0,5
0,1
99,9
35,0
0,1
31,5
20,9
0,5
31,5
7,5
31/12/2005
Porcentaje de participación
-1.394
-
10.565
41.215
42.091
9.914
2.568
17.085
10.361
203.685
12.462
76.187
31/12/2006
-
-
-
38.654
37.079
24.906
1.426
-
8.483
271.863
12.402
69.180
31/12/2005
Patrimonio sociedades
-1.395
-
3.969
784
3.470
1.861
1.143
30
1.878
46.629
850
16.025
31/12/2006
-
-
-
80
-1.555
3.147
214
6.584
1.809
64.601
-649
11.073
31/12/2005
Resultado del ejercicio
-1.394
-
-
41.215
42.091
9.914
-
-
-
-
-
-
31/12/2006
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
31/12/2005
Patrimonio sociedades a
valor justo
-1.395
-
-
784
3.470
1.861
-
-
-
-
-
-
31/12/2006
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
31/12/2005
Resultado del ejercicio a
valor justo
-683
21
198
-
3.470
651
1
9
392
233
268
1.202
-
-
-
-
-1.554
1.102
-
2.074
378
323
-205
830
31/12/2005
Resultado devengado
31/12/2006
detalle de las inversi o nes ( M U S $ )
64.307
1
-
528
-
42.091
3.470
3
5.382
2.162
1.018
3.938
5.714
61.866
-
-
500
39
37.042
8.717
1
3.329
1.771
1.359
3.919
5.189
31/12/2005
VP / VPP
31/12/2006
9. I N V E R S I O N E S E N E M P R E S A S
REL ACIONADAS
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
31/12/2005
Resultados no realizados
31/12/2006
64.307
1
-
528
-
42.091
3.470
3
5.382
2.162
1.018
3.938
5.714
61.866
-
-
500
39
37.042
8.717
1
3.329
1.771
1.359
3.919
5.189
31/12/2005
Valor contable de la inversión
31/12/2006
10. OTROS ( AC TIVOS )
El detalle de los otros activos de largo plazo es el siguiente:
2006
2005
MUS$
MUS$
Existencias realizables después de
un año, neto de provisión de obsolescencia (1)
2.194
2.194
---------
---------
Totales
2.194
2.194
=====
=====
(1) Los materiales de operación con baja rotación se presentan netos de provisión de obsolescencia por un monto ascendente a MU$7.351
(MUS$10.460 en 2005).
128 E N A P R E F I N E R Í A S S . A . |
11 . P R O V I S I O N E S Y C A S T I G O S
Provisiones:
El detalle de las provisiones es el siguiente:
2006
MUS$
2005
MUS$
Corto Plazo
Gratificaciones
642
544
Indemnización por años de servicio
1.822
2.371
Vacaciones del personal y otros beneficios
9.313
10.128
Bonificaciones de Productividad 2.842 3.665
Desvinculación Laboral -
517
Otros
1.186 ----------- -----------
Totales
15.805
17.225 ====== ======
Largo Plazo Indemnización por años de servicio
68.263
66.201
------------
------------
Totales
68.263 66.201
======
====== Castigos:
Durante los ejercicios terminados al 31 de diciembre de 2006 y 2005, la Sociedad no ha efectuado castigos de activos fijos y/o materiales
significativos.
M em o ria A n u al 2 0 0 6
12 . I N D E M N I Z AC I O N E S A L P E R S O N A L P O R
AÑOS DE SERVICIO
El movimiento de la provisión que cubre el beneficio de indemnización al personal por años de servicio, es el siguiente:
Movimiento al 31 de diciembre
Saldo inicial al 1° de enero
Incremento de provisión
2006
MUS$
68.572
2005
MUS$
63.742
6.114
6.052
Pagos del año
(2.610)
(6.597)
Diferencia de cambio
(1.991)
5.375
Saldo al 31de diciembre
70.085
68.572
Corto plazo
1.822
2.371
Largo plazo
68.263
66.201
Totales
70.085
68.572
130 E N A P R E F I N E R Í A S S . A . |
13 . C A M B I O S E N E L PAT R I M O N I O
a) Cambios en el patrimonio:
El movimiento del patrimonio registrado entre el 1 de enero y el 31 de diciembre de 2006 y 2005, se presenta en cuadros adjuntos.
En Junta General Ordinaria de Accionistas celebrada el 11 de abril de 2006, se acordó pagar un dividendo de $ 370,51 por acción, equivalente
al 30% de las utilidades del año 2005. El monto total del dividendo asciende a MUS$58.363. El resto de la utilidad del año 2005, ascendente a
MUS$136.183 se acordó destinarlos a incrementar la cuenta de utilidades acumuladas.
En Junta Extraordinaria de Accionistas celebrada el 25 de agosto de 2006, se acordó reemplazar el acuerdo adoptado en la Junta General
Ordinaria de Accionistas celebrada el 11 de abril del mismo año, en el sentido de repartir el 100% de las utilidades, por lo tanto la diferencia
correspondiente al 70% de las utilidades líquidas del año 2005 se pagará dentro de los 90 días siguientes a la fecha de la Junta Extraordinaria de
Accionistas.
En Junta General Ordinaria de Accionistas celebrada el 29 de marzo de 2005, se acordó pagar un dividendo de $ 253,83 por acción, equivalente
al 30% de las utilidades del año 2004. El monto total del dividendo asciende a MUS$ 37.146. El resto de la utilidad del año 2004, ascendente a
MUS$86.675 se acordó destinarlos a incrementar la cuenta de utilidades acumuladas.
M em o ria A n u al 2 0 0 6
132 E N A P R E F I N E R Í A S S . A . |
-
-
-
-
-
-
-
-
-
254.192
Dividendo definitivo ejerc. anterior
Aumento del capital con emisión de
acciones de pago
Capitalización reservas y/o utilidades
Déficit acumulado período de desarrollo
Ajuste acumulado por diferencia de
conversión en empresa relacionada
Revalorización capital propio
Resultado del ejercicio
Dividendos provisorios
Saldo Final
Saldos Actualizados
254.192
Distribución resultado ejerc. anterior
Capital
pagado
Saldo Inicial
Rubro
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Reserva
revalorización
Capital
4.820
-
-
-
-
-
-
-
-
-
4.820
Sobreprecio
en venta de
acciones
891
-
-
-
-
-
-
-
-
-
891
Otras
reservas
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Reserva
futuros
dividendos
31/12/2006
454.303
-
-
-
-
-
-
-
-194.546
194.546
454.303
Resultados
Acumulados
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Dividendos
Provisorios
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Déficit
Período de
Desarrollo
-75.651
-
-75.651
-
-
-
-
-
-
-194.546
194.546
Resultado
del
Ejercicio
( MUS$)
254.192
254.192
-
-
-
-
-
-
-
-
-
254.192
Capital
pagado
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Reserva
revalorización
Capital
4.820
4.820
-
-
-
-
-
-
-
-
-
4.820
Sobreprecio
en venta de
acciones
891
891
-
-
-
630
-
-
-
-
-
261
Otras
reservas
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Reserva
futuros
dividendos
31/12/2005
13 . C A M B I O S E N E L PAT R I M O N I O
454.303
454.303
-
-
-
-
-
-
-
-
86.675
367.628
Resultados
Acumulados
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Dividendos
Provisorios
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Déficit
Período de
Desarrollo
194.546
194.546
-
194.546
-
-
-
-
-
-37.146
-86.675
123.821
Resultado
del
Ejercicio
13 . C A M B I O S E N E L PAT R I M O N I O
n ú mer o de acci o nes
Nro acciones
suscritas
Serie
UNICA
81.570.051
Nro acciones
con derecho a
voto
Nro acciones
pagadas
81.570.051
81.570.051
13 . C A M B I O S E N E L PAT R I M O N I O
capital ( m o nt o - mU S $ )
Serie
Capital suscrito
UNICA (MUS$)
Capital pagado
254.192
254.192
13 . C A M B I O S E N E L PAT R I M O N I O
o tras reservas
Las Otras reservas corresponde al ajuste de conversión originado por las variaciones de conversión en la inversión en empresas relacionadas
en el exterior y aquellas con contabilidad en moneda extranjera. A partir del año 2005 el ajuste de conversión se origina por las variaciones en
empresas relacionadas en el exterior y aquellas con contabilidad diferente al dólar estadounidense.
Saldos al
1/1/2006
MUS$
Enap Sipetrol S.A.
Variación Neta
del Período
Mov. Período
MUS$
Res. Realizada
MUS$
Saldos al
31/12/2006
MUS$
Saldos al
31/12/2005
MUS$
(364)
(1)
(365)
(364)
Petropower Energía Ltda.
103
-
103
103
Petrosul S.A.
464
-
464
464
Energía Concón S.A.
166
1
167
166
Total ajustes de conversión
369
0
369
369
Otras reservas
522
522
522
891
891
891
M em o ria A n u al 2 0 0 6
14 . OT R OS I N G R E S OS Y E G R E S OS F U ER A D E
L A E X P L O TA C I O N
El detalle de los otros ingresos y egresos fuera de la explotación se presenta en planilla adjunta:
31/12/2006
MUS$
31/12/2005
MUS$
a.- Otros ingresos
Ingresos en venta de activo fijo
Ingresos por servicios varios
Utilidad en venta de acciones
Otros ingresos
Totales
627
710
6.240
3.902
89
26
1.578
322
8.534
4.960
b.- Otros egresos
Costo de venta de activo fijo
Costo de venta por servicios varios
Costos desvinculación laboral
(15)
-
(3.796)
-
(238)
-
Castigos y recuperaciones (netas) de materiales y repuestos
-
(1)
Gastos pensionadas o desvinculación
-
(283)
(82)
(1.219)
(4.131)
(1.503)
Otros egresos
Totales
134 E N A P R E F I N E R Í A S S . A . |
15 . D I FER EN C I A S D E C A M B I O
( MUS$)
El detalle de la diferencia de cambio abonada (debitada) a resultado, es el siguiente:
Rubro
Moneda
Monto
31/12/2006
31/12/2005
ACTIVOS (CARGOS) / ABONOS
DEUDORES POR VENTA
PESOS CHILENOS
-20.368
41.203
DEUDORES VARIOS
PESOS CHILENOS
-30
1.101
DOCUMENTOS Y CUENTAS POR COBRAR EMPRESAS RELACIONADAS
PESOS CHILENOS
14
-4
EXISTENCIAS
PESOS CHILENOS
117
0
IMPUESTOS POR RECUPERAR
PESOS CHILENOS
12.175
-18.616
OTROS ACTIVOS CIRCULANTES
PESOS CHILENOS
-1.567
1.459
DEUDORES A LARGO PLAZO
PESOS CHILENOS
3
2.022
OTROS ACTIVOS A LARGO PLAZO
PESOS CHILENOS
0
-20
-9.656
27.145
Total (Cargos) Abonos
PASIVOS (CARGOS) / ABONOS
CUENTAS POR PAGAR CORTO PLAZO
PESOS CHILENOS
-1.158
1.100
DOCUMENTOS Y CUENTAS POR PAGAR EMPRESAS RELACIONADAS
PESOS CHILENOS
237
-22.452
PROVISIONES
PESOS CHILENOS
517
-850
OTROS PASIVOS CIRCULANTES POR CONTRATO DERIVADOS
PESOS CHILENOS
-5.525
0
PROVISIONES LARGO PLAZO
PESOS CHILENOS
2.419
-5.322
-3.510
-27.524
-13.166
-379
Total (Cargos) Abonos
(Perdida) Utilidad por diferencias de cambio
M em o ria A n u al 2 0 0 6
16 . E S TA D O D E F L U J O E F E C T I V O
OTROS INGRESOS DE INVERSION:
Recuperación neta de préstamos al personal, principalmente los
préstamos de tipo habitacional
Devolución capital coligada Productora de Diesel S.A.
Recuperación de préstamos al personal corto y largo plazo
136 E N A P R E F I N E R Í A S S . A . |
31/12/2006
MUS$
31/12/2005
MUS$
-
6.984
4.871
-
93
-
----------
4.964
=====
---------6.984
=====
1 7. C O N T R A T O S D E D E R I V A D O S
( MUS$)
Enap Refinerías S.A. suscribió contratos de cobertura de tipo de cambio con el fin de cubrir los riesgos provenientes de las fluctuaciones del dólar
por los flujos provenientes de los deudores por ventas.
El detalle de los contratos de derivados se presenta en cuadro adjunto.
DESCRIPCION DE LOS CONTRATOS
Tipo de
derivado
Tipo de
contrato
Valor del Contrato
Plazo de
vencimiento
o expiración
Item
Específico
Cuentas contables que afecta
Posición
Compra
/
Venta
Partida o
transacción protegida
Nombre
Monto
Valor
de la partida
protegida
Activo / Pasivo
Nombre
Efecto en Resultado
Monto
Realizado
No
Realizado
F
CCTE
20.000
I TRIMESTRE
2007
TIPO DE
CAMBIO
C
DEUDORES
POR VENTA
20.000
20.000
OTROS ACTIVOS CIRCULANTES/
OTROS PASIVOS CIRCULANTE
248
-
248
F
CCTE
20.000
I TRIMESTRE
2007
TIPO DE
CAMBIO
C
DEUDORES
POR VENTA
20.000
20.000
OTROS ACTIVOS CIRCULANTES/
OTROS PASIVOS CIRCULANTE
277
-
277
F
CCTE
65.000
I TRIMESTRE
2007
TIPO DE
CAMBIO
C
DEUDORES
POR VENTA
65.000
65.000
OTROS ACTIVOS CIRCULANTES/
OTROS PASIVOS CIRCULANTE
846
-
846
F
CCTE
20.000
I TRIMESTRE
2007
TIPO DE
CAMBIO
C
DEUDORES
POR VENTA
20.000
20.000
OTROS ACTIVOS CIRCULANTES/
OTROS PASIVOS CIRCULANTE
260
-
260
F
CCTE
20.000
I TRIMESTRE
2007
TIPO DE
CAMBIO
C
DEUDORES
POR VENTA
20.000
20.000
OTROS ACTIVOS CIRCULANTES/
OTROS PASIVOS CIRCULANTE
71
-
71
F
CCTE
65.000
I TRIMESTRE
2007
TIPO DE
CAMBIO
C
DEUDORES
POR VENTA
65.000
65.000
OTROS ACTIVOS CIRCULANTES/
OTROS PASIVOS CIRCULANTE
235
-
235
M em o ria A n u al 2 0 0 6
18 . CONTINGENCI A S Y RES TRICCIONES
a) Garantías directas
En cuadro adjunto.
b) Garantías indirectas
En cuadro adjunto.
c) Compromisos comerciales
c.1 Con ocasión de la celebración del partners agreement entre Enap Refinerías S.A. y Foster Wheeler en relación al proyecto Petropower en
enero de 1996, Enap Refinerías S.A. otorgó una declaración de responsabilidad respecto de las obligaciones emanadas del mismo contrato.
En relación con el proyecto Petropower, la Sociedad firmó en 1994 un contrato donde se compromete a pagar una tarifa de procesamiento
anual de aproximadamente US$17,4 millones, a cambio del derecho de operar su planta de coquización e hidrotratamiento, además de pagar
una tarifa anual de aproximadamente US$9,9 millones por el abastecimiento de ciertos productos energéticos. Este acuerdo que se firmó está
sujeto a escalamiento anual hasta el vencimiento del contrato en 2018.
Otras condiciones de los acuerdos obligan en caso de una reducción en los ingresos anuales definida en el contrato de procesamiento y demás
acuerdos del negocio y después que el Operador de la planta ha aportado con el 10% de dicho déficit, a que Enap Refinerías S.A. y su matriz
ENAP, contribuyan con el 50% del saldo y Foster Wheeler con el otro 50% del saldo de dicha reducción, que de ocurrir no debería exceder los
US$1,4 millones al año.
Adicionalmente, Enap Refinerías S.A. adquirió la obligación de comprar o programar la venta de los activos de Petropower Energía Ltda. por no
menos de US$43 millones en la fecha de término programada del respectivo contrato (año 2018) o en cualquier otra fecha que sea acordada
mutuamente entre las partes.
c.2 Enap Refinerías S.A. y ENAP, en conjunto con otros accionistas, han invertido US$ 27,0 millones, en la construcción de dos plantas de
azufre. Estas plantas entraron en operación el último trimestre de 2003. Enap Refinerías S.A. deberá pagar una tarifa de operación anual entre
US$ 3,9 millones y US$ 4,6 millones en ambas refinerías. Estos contratos de operación vencen el 2018 y a su vencimiento Enap Refinerías S.A.
está obligada a comprar las plantas por el valor nominal del contrato. A la fecha de entrega de las plantas, Enap Refinerías S.A. registró estas
transacciones en forma similar a la compra de un activo fijo (leasing).
c.3 Se ha completado la construcción de una nueva planta de hidrógeno en la Refinería de Biobio en Talcahuano, la cual entró en operación en
enero de 2005. La inversión alcanzó un total de US$32 millones. La sociedad encargada que desarrolló el proyecto es una sociedad anónima
que se ha denominado “Compañía de Hidrógeno del Biobio S.A.”
Todo el Hidrógeno producido por la planta es utilizado por Enap Refinerías S.A. en sus instalaciones. De esta manera, existe un Contrato de
Servicios de Procesamiento entre la Compañía de Hidrógeno del Bío Bío S.A. y Enap Refinerías S.A. por un período de 15 años de operación
extensible hasta por un año adicional en los casos que en el propio contrato se especifican. Después de este período, Enap Refinerías S.A.
adquirirá la planta a su valor residual. ENAP garantiza las obligaciones de Enap Refinerías S.A. bajo el Contrato de Servicios de Procesamiento.
Esta planta ha sido construida por el consorcio formado por Technip de USA (además el licenciador de la tecnología) y Sigdo Koppers Ingeniería
y Construcción. La planta cuya construcción comenzó en el año 2003, inició sus operaciones en el mes de enero del año 2005.
El financiamiento del proyecto corresponde a aportes de capital de los socios (30% de la inversión total) y a un crédito del banco Societé
Generalé de Francia (70%). Enap Refinerías S.A. y ENAP participan con un 5% cada uno en el capital de la empresa siendo el 90% restante
propiedad del grupo Sigdo Koppers.
El aporte de capital de Enap Refinerías S.A. y ENAP fue de un millón de dólares. Al término del contrato, se efectuará la compra de las instalaciones
por parte de Enap Refinerías S.A. a valor residual. A la fecha de entrega de las plantas, Enap Refinerías S.A. registró estas transacciones en forma
similar a la compra de un activo fijo (leasing).
c.4 Enap Refinerías S.A., ha suscrito un contrato con ETALSA por el pago de una tarifa anual de operación de la planta de di-iso-propil éter, por
montos de entre US$ 4,7 millones y US$ 5,7 millones. Este contrato vence el 2017. Al vencimiento del contrato, la sociedad podrá ejercer la
opción de compra de la planta por un valor aproximado de US$ 2,6 millones. A la fecha de entrega de la planta (septiembre de 2002), se registró
la transacción en forma similar a la compra de un activo fijo (leasing).
138 E N A P R E F I N E R Í A S S . A . |
18 . CONTINGENCI A S Y RES TRICCIONES
c.5 Enap Refinerías S.A. ha suscrito un contrato con AGA Chile S.A., filial de la empresa alemana productora de gases del aire Linde AG, por
el suministro de Hidrógeno de alta pureza, desde Junio del 2006 y durante un plazo de 15 años. El Hidrógeno es utilizado en la planta de
Hidrotratamiento de Diesel en la Refinería Aconcagua. Para llevar a cabo el suministro, AGA construyó una planta en terrenos de la refinería
entregados en comodato por el plazo contractual del suministro. Al vencimiento del contrato, no hay obligación de compra alguna sobre las
instalaciones de producción de hidrógeno, ni sobre la renovación del contrato de suministro. El pago anual estimado para el inicio del suministro
es de US$21,8 millones, el que sufrirá un escalamiento de acuerdo a la evolución de los precios de los insumos utilizados, entre los cuales se
cuenta principalmente el gas natural.
c.6 Enap Refinerías S.A. y ENAP han suscrito los contratos con el grupo español Técnicas Reunidas y al grupo alemán Man Ferrostaal para el
financiamiento, construcción y operación de una planta de Hidrocracking Suave de Gas Oil (MHC - Mild Hydrocracking) en la Refinería ubicada
en Talcahuano, proyecto que representó una inversión total de aproximadamente 110 millones de dólares. La sociedad del proyecto es una
Sociedad Anónima que se ha denominado “Productora de Diesel S.A. - Prodisa”.
La planta es operada y mantenida por Enap Refinerías S.A, Refinería Bio Bio. Existe un Contrato de Servicios de Procesamiento entre Prodisa y
Enap Refinerías S.A. por un período de 15 años de operación. Después de este período, Enap Refinerías S.A. adquirirá la planta a su valor residual.
ENAP garantiza las obligaciones de Enap Refinerías S.A., bajo el Contrato de Servicios de Procesamiento.
Esta planta ha sido construida por el consorcio formado por Técnicas Reunidas de España y DSD empresa chilena con matriz en Alemania.
La planta inició su operación a partir de enero 2005. A la fecha de entrega de las plantas, Enap Refinerías S.A. registró estas transacciones en
forma similar a la compra de un activo fijo (leasing).
Originalmente, el proyecto fue financiado con aportes de capital de los socios (7,3% de la inversión total) y a un crédito sindicado liderado por
el banco BNP Paribas (92,7%). Enap Refinerías S.A. en conjunto con su Sociedad Matriz ENAP, participan con un 45% en el capital de la empresa
siendo el 55% restante propiedad de Técnicas Reunidas y DSD Construcciones y Montajes. En diciembre de 2005 se refinanció el proyecto,
reemplazando aportes de capital de los socios por un aumento en el crédito sindicado, reduciendo asi la proporción del proyecto financiado
con aportes de capital a 7% aproximadamente. Tambien se logró una reducción en el margen del crédito sindicado.
c.7 Enap Refinerías S.A. y ENAP han suscrito los contratos con el grupo formado por las empresas Técnicas Reunidas S.A. (España), Man Ferrostaal
A.G. (Alemania) y Foster Wheeler Iberia S.A. (España), para el financiamiento, construcción y operación de una planta de Coquización Retardada
en la Refinería ubicada en Concón, proyecto que representa una inversión total de aproximadamente 430 millones de dólares. La sociedad
propietaria del señalado proyecto es una Sociedad Anónima constituida bajo las leyes de Chile bajo la razón social Energía Concon S.A. ENERCON.
La planta así desarrollada será operada y mantenida por Enap Refinerías S.A, Refinería Aconcagua. Existe un Contrato de Servicios de Procesamiento
entre ENERCON y Enap Refinerías S.A. por un período de 20 años de operación. Después de este período, Enap Refinerías S.A. adquirirá la planta
a su valor residual. ENAP garantizó las obligaciones de Enap Refinerías S.A. bajo el Contrato de Servicios de Procesamiento.
Esta planta está siendo construida por el consorcio formado por una Unión Temporal de Empresas (UTE) conformado por Foster Wheeler Iberia,
Initec Plantas Industriales y Man Ferrostaal y la empresa chilena Construcción e Ingeniería FIM Chile Ltda., la cual iniciará sus operaciones durante
el primer semestre del año 2008.
El financiamiento del proyecto corresponde a aportes de capital de los socios y a un crédito sindicado liderados por los bancos BNP Paribas,
Citigroup, y Calyon (95%). Enap Refinerías S.A. en conjunto con su Sociedad Matriz ENAP, participan con un 49% en el capital de la empresa
siendo el 51% restante propiedad de Técnicas Reunidas S.A., Ferrostaal A.G. y Foster Wheeler Iberia S.A., en partes iguales.
d) Juicios u otras acciones legales en que se encuentre involucrada la empresa:
La Sociedad es parte demandada en diversos juicios, que en opinión de la administración, en ningún caso, representan individualmente o en su
conjunto una contingencia de pérdida de valores significativos para la misma.
e) Otras contingencias:
La Sociedad no está sujeta a otras contingencias.
f ) Restricciones:
La Sociedad no tiene restricciones originadas por obligaciones contractuales.
M em o ria A n u al 2 0 0 6
18 . CONTINGENCI A S Y RES TRICCIONES
a . garantías directas
Activos
comprometidos
Acreedor de la
Garantía
Tipo de
Garantía
Descripción
Tipo
Banco de Chile
Con fecha 2 de mayo de 2006,
la Sociedad ha otorgado a
Chilquinta Energía S.A., boletas
de garantía en moneda
extranjera, ascendentes a
MUS$ 11.000 y MU$ 534 válidas
hasta el 30 de abril de 2007,
para garantizar el fiel, íntegro
y oportuno pago de todas
las obligaciones asumidas
por Enap Refinerías S.A. en
el contrato de suministro de
energía y potencia eléctrica de
fecha 29 de abril de 2005.
Valor Contable
Saldos
Pendientes de
Pago
a la fecha de
diciembre
Liberación de garantías
2005
2006
Activos
2006
Boleta de
Garantía
Bancaria
2007 y
siguientes
Activos
MUS$ 11.534
18 . CONTINGENCI A S Y RES TRICCIONES
b . garantías indirectas
Acreedor
de la
garantía
Deudor
Nombre
Descripción
Tipo de
garantía
Saldos
pendientes de
pago
Activos
comprometidos
Relación
Tipo
Valor
contable
2006
2005
Liberación de garantía
2007 y
siguientes
Activos
Banco
KfW
Petrosul
S.A.
Coligada
Prenda de las acciones de Petrosul
S.A. de propiedad de Enap Refinerías
S.A., en garantía del pago del crédito
obtenido para el financiamiento de
proyecto, ascendente a MUS$20.921,
cuya vigencia es hasta el año 2012.
Prenda
comercial
de acciones
3.160
acciones
de Petrosul
S.A.
3.938
(*)
3.160 acciones
de Petrosul S.A.
Banco
KfW
Eteres y
Alcoholes
S.A.
Coligada
Prenda de las acciones de Eteres y
Alcoholes S.A. de propiedad de Enap
Refinerías S.A., en garantía del crédito
obtenido para el financiamiento de
proyecto, ascendente a MUS$30.500,
cuya vigencia es hasta el año 2012
Prenda
comercial
de acciones
2.087
acciones
de Etalsa
S.A.
2.162
(*)
2.087 acciones
de Etalsa S.A.
Banco
BNP
Paribas
Productora
de Diesel
S.A.
Coligada
Prenda de las acciones de Productora
de Diesel S.A. de propiedad de Enap
Refinerías S.A., en garantía del crédito
obtenido para el financiamiento del
proyecto, ascendente a MUS$110.451
cuya vigencia es hasta el año 2016.
Prenda
comercial
de acciones
7.769.953
acciones
de Prodisa
S.A.
3.470
(*)
7.769.953
acciones de
Prodisa S.A.
Societè
Gènèrale
Compañía
de
Hidrógeno
del Bio Bio
S.A.
Coligada
Prenda de acciones de Compañía
de Hidrógeno del Bio Bio S.A. de
propiedad de Enap Refinerías S.A.,
en garantía del pago del crédito
obtenido para el financiamiento del
proyecto, cuya vigencia es hasta el
año 2015.
Prenda
comercial
de acciones
50.000
acciones
de
Compañía
de
Hidrógeno
del Bio Bio
S.A.
355
(*)
50.000
acciones de
Compañía de
Hidrógeno del
Bio Bio S.A.
Banco
BNP
Paribas
Energía
Concón
S.A.
Coligada
Prenda de las acciones de Energía
Concón S.A. de propiedad de Enap
Refinerías S.A., en garantía del
pago del crédito obtenido para el
financiamiento del proyecto cuya
vigencia es hasta el año 2020.-
Prenda
comercial
de acciones
117.782
acciones
de Energía
Concón
S.A.
5.382
(*)
117.782
acciones
de Energía
Concón S.A.
(*) La liberación de estas garantías está asociada al cumplimiento de los contratos que les dan origen.
140 E N A P R E F I N E R Í A S S . A . |
19. C A U C I O N E S O B T E N I D A S D E T E R C E R O S
En relación con el proyecto Petropower, la sociedad cuenta con la garantía de Empresa Nacional del Petróleo para cumplir con las obligaciones de Enap Refinerías S.A. emanadas de los contratos comerciales.
En relación con el proyecto Petrosul, la sociedad cuenta con la garantía de Empresa Nacional del Petróleo para cumplir con las obligaciones de
Enap Refinerías S.A. emanadas de los contratos comerciales.
En relación con el proyecto Etalsa, la sociedad cuenta con la garantía de Empresa Nacional del Petróleo para cumplir con las obligaciones de
Enap Refinerías S.A. emanadas de los contratos comerciales.
En relación al suministro de Hidrógeno con AGA, la sociedad cuenta con la garantía de Empresa Nacional del Petróleo para cumplir con las
obligaciones de Enap Refinerías S.A. emanadas de los contratos comerciales.
En relación con el proyecto Prodisa, la sociedad cuenta con la garantía de Empresa Nacional del Petróleo para cumplir con las obligaciones de
Enap Refinerías S.A. emanadas de los contratos comerciales.
En relación con el proyecto Enercon, la sociedad cuenta con la garantía de Empresa Nacional del Petróleo para cumplir con las obligaciones de
Enap Refinerías S.A. emanadas de los contratos comerciales.
M em o ria A n u al 2 0 0 6
20. MONEDA NACIONAL Y E X TR ANJER A
activ o s ( M U S $ )
Los activos y pasivos en moneda nacional y extranjera y aquellos cuya reajustabilidad se encuentra expresada en dólares estadounidenses al
31 de diciembre de 2006 y 2005 se presentan en cuadros adjuntos.
Rubro
Moneda
Monto
Monto
31/12/2006
31/12/2005
Activos circulantes
DISPONIBLE
$ NO REAJUSTABL
DOLARES
DEUDORES POR VENTA
DOCUMENTOS Y CUENTAS POR COBRAR A EMPRESAS RELACIONADAS
EXISTENCIAS
IMPUESTOS POR RECUPERAR
387
988
467.106
DOLARES
61.063
41.473
DOLARES
19.067
12
$ NO REAJUSTABL
16.346
17.158
$ NO REAJUSTABL
413
641
DOLARES
47.522
34.636
DOLARES
715.924
569.675
$ REAJUSTABLE
16.593
0
$ REAJUSTABLE
102.375
22.079
0
8.862
21.586
5.637
$ NO REAJUSTABL
DOLARES
GASTOS PAGADOS POR ANTICIPADO
32.640
491.411
$ NO REAJUSTABL
DEUDORES VARIOS
34.300
$ NO REAJUSTABL
DOLARES
175
180
16.779
8.379
IMPUESTOS DIFERIDOS
DOLARES
205
582
OTROS ACTIVOS CIRCULANTES
$ NO REAJUSTABL
8.333
1.661
DOLARES
2.382
0
DOLARES
358
0
DOLARES
888.148
878.669
0
7.748
DEPOSITOS A PLAZO
Activo fijo
ACTIVO FIJO NETO
Otros activos
INVERSIONES EMPRESAS RELACIONADAS
$ REAJUSTABLE
64.307
54.118
INVERSIONES EN OTRAS SOCIEDADES
DOLARES
$ REAJUSTABLE
7
8
DEUDORES A LARGO PLAZO
$ REAJUSTABLE
18.058
18.507
DOCUMENTOS Y CUENTAS POR COBRAR EMPRESAS RELACIONADAS
DOLARES
0
882
IMPUESTOS DIFERIDOS LARGO PLAZO
DOLARES
6.034
4.969
OTROS
DOLARES
2.194
2.194
550.978
528.248
1.845.956
1.602.214
137.033
48.342
-------Total Activos
$ NO REAJUSTABL
DOLARES
$ REAJUSTABLE
142 E N A P R E F I N E R Í A S S . A . |
20. MONEDA NACIONAL Y E X TR ANJER A
pasiv o s circ u lantes ( M U S $ )
Hasta 90 días
31/12/2006
RUBRO
Moneda
Monto
90 días a 1 año
31/12/2005
tasa int.
prom.
anual
31/12/2006
Monto
tasa int.
prom.
anual
Monto
31/12/2005
tasa
int.
prom.
anual
Monto
tasa
int.
prom.
anual
DIVIDENDOS POR PAGAR
$ NO REAJUSTABL
0
0
0
0
0
0
0
0
CUENTAS POR PAGAR
$ NO REAJUSTABL
38.055
0
45.556
0
0
0
0
0
DOLARES
13.115
0
5.855
0
0
0
0
0
ACREEDORES VARIOS
$ NO REAJUSTABL
527
0
357
0
0
0
0
0
2.874
0
0
0
0
0
0
0
0
0
2.762
0
0
0
0
0
DOLARES
1.492.353
5,43
893.405
3,95
0
0
0
0
DOLARES
559
0
39
0
0
0
0
0
DOLARES
0
0
1.298
16,11
1.519
16,11
0
0
DOLARES
686
7,58
630
7,58
0
0
0
0
DOLARES
920
10,01
861
10,01
0
0
0
0
DOLARES
1.682
6,43
1.651
6,43
393
6,43
297
6,43
DOLARES
5.619
4,27
9.619
4,27
2.625
4,27
1.262
4,27
15.805
0
2.371
0
0
0
0
0
$ NO REAJUSTABL
0
0
14.854
0
0
0
0
0
$ NO REAJUSTABL
3.606
0
935
0
0
0
0
0
DOLARES
17.175
0
0
0
0
0
0
0
$ REAJUSTABLE
19.288
0
132
0
0
0
0
0
150
0
153
0
0
0
0
0
1.937
0
0
0
0
0
0
0
DOLARES
DOCUMENTOS Y CUENTAS
POR PAGAR EMPRESAS
RELACIONADAS
PROVISIONES
RETENCIONES
$ NO REAJUSTABL
$ REAJUSTABLE
INGRESOS PERCIBIDOS POR
ADELANTADO
$ NO REAJUSTABL
OTROS PASIVOS
CIRCULANTES
DOLARES
TOTAL PASIVOS
CIRCULANTES
$ NO REAJUSTABL
DOLARES
$ REAJUSTABLE
42.338
64.617
0
0
1.536.920
913.358
4.537
1.559
35.093
2.503
0
0
M em o ria A n u al 2 0 0 6
20. MONEDA NACIONAL Y E X TR ANJER A
pasiv o s larg o plaz o perí o d o act u al 3 1 / 1 2 / 2 0 0 6 ( M U S $ )
1 a 3 años
RUBRO
DOCUMENTOS Y CUENTAS
POR PAGAR EMPRESAS
RELACIONADAS
Moneda
Monto
3 a 5 años
tasa int.
prom.
anual
5 a 10 años
Monto
tasa int.
prom.
anual
Monto
más de 10 años
tasa
int.
prom.
anual
Monto
tasa
int.
prom.
anual
DOLARES
4.998
16,11
4.998
16,11
7.787
16,11
8.269
16,11
DOLARES
1.884
7,58
1.732
7,58
4.158
7,58
4.904
7,58
DOLARES
2.422
10,01
2.256
10,01
5.284
10,01
6.319
10,01
DOLARES
5.138
6,43
5.100
6,43
15.336
6,43
15.148
6,43
DOLARES
18.714
4,27
20.560
4,27
57.098
4,27
15.516
4,27
6.451
0
8.683
0
16.212
0
36.917
0
0
142
0
356
0
0
0
PROVISIONES LARGO
PLAZO
$REAJUSTABLE
OTROS
DOLARES
142
DOLARES
33.298
34.788
90.019
50.156
6.451
8.683
16.212
36.917
TOTAL PASIVOS A LARGO
PLAZO
$REAJUSTABLE
20. MONEDA NACIONAL Y E X TR ANJER A
pasiv o s larg o plaz o perí o d o act u al 3 1 / 1 2 / 2 0 0 5 ( M U S $ )
1 a 3 años
RUBRO
DOCUMENTOS Y CUENTAS
POR PAGAR EMPRESAS RELACIONADAS
3 a 5 años
5 a 10 años
tasa int.
prom.
anual
Monto
16,1
7.880
tasa
int.
prom.
anual
Monto
tasa int.
prom.
anual
16,1
10.871
16,1
3.467
7,6
6.494
7,6
4.479
10,0
8.289
10,0
6,4
14.784
6,4
18.332
6,4
19.194
4,3
58.276
4,3
24.918
4,3
8.420
0
15.725
0
35.802
0
142
0
356
0
142
0
Monto
tasa int.
prom.
anual
DOLARES
4.548
16,1
4.272
DOLARES
1.797
7,6
1.606
7,6
DOLARES
2.320
10,0
2.112
10,0
DOLARES
4.895
6,4
4.787
DOLARES
17.711
4,3
6.254
0
0
Moneda
más de 10 años
Monto
PROVISIONES LARGO PLAZO
$ REAJUSTABLE
OTROS
DOLARES
142
DOLARES
31.413
32.113
89.242
69.046
6.254
8.420
15.725
35.802
TOTAL PASIVOS A LARGO
PLAZO
$ REAJUSTABLE
144 E N A P R E F I N E R Í A S S . A . |
21. S A N C I O N E S
De la Superintendencia de Valores y Seguros:
Se deja constancia que por Resolución Exenta N 055 de 22 de febrero de 2006, la Superintendencia de Valores y Seguros, censuró al Gerente
General de la sociedad, por no haber remitido, dentro de plazo, la lista de accionistas, conforme dispone la Sección III de la Circular N 1.481.
De otras autoridades administrativas
La Superintendencia de Electricidad y Combustibles, ha instruido cuatro sumarios administrativos en contra de la Sociedad, aplicando multas
por un total de 1.450 UTA, interponiendo Enap Refinerías S.A., reclamo de ilegalidad ante la I. Corte de Apelaciones de Valparaíso.
M em o ria A n u al 2 0 0 6
22. HECHOS POSTERIORES
El Directorio de Enap Refinerías S.A., en sesión N 439, celebrada el 31 de enero de 2007, acordó designar a don Sergio Arévalo Espinoza, como
nuevo Gerente General de la Sociedad, en reemplazo de don Carlos Cabeza Faúndez, quien pasó a ocupar otras funciones al interior de la
compañía.
Entre el 1 de enero y la fecha de emisión de los presentes estados financieros, no se han producido otros hechos significativos que afecten los
estados financieros al 31 de diciembre de 2006.
146 E N A P R E F I N E R Í A S S . A . |
23. MEDIO AMBIENTE
La Sociedad ha efectuado desembolsos asociados a gastos medio ambientales, los cuales corresponden principalmente a:
PROYECTOS
2006
MUS$
Normalización Sist. Trat. Efluente Producción Diesel bajo azufre
Nueva Unidad de Alquilación
Patio Almacenamiento Residuos sólidos y productos químicos Mejora Sistema Tratamiento de Aguas Aceite
Desulfur. Gasolina de Cracking Recup. Gases Combustibles Alineados a Antorcha Mitigación Impacto Ambiental por Operación
Disminución de generación de slop
Mitigación de ruidos
Disminución de material particulado
Mejoras condiciones ambientales
Control de emisiones
677
36.437
158
188
499
16.628
13
356
10
18
5
139
128
GASTOS OPERATIVOS U. MEDIO AMBIENTE
Unidad medio ambiente Disposición de residuos y otros similares
2.437
812
GASTOS MEDIO AMBIENTALES U. OPERATIVAS
Planta de ácido
Planta de azufre
Planta Desulfurización de Gasolina
Planta Desulfurización de Diesel Striper aguas ácidas (S.W.S.)
Tratamiento efluentes
557
3.874
3.283
19.162
675
520
---------86.576
=====
M em o ria A n u al 2 0 0 6
H ECH OS R EL E VA N T E S
En el período comprendido entre el 1 de enero y el 31 de diciembre de 2006 no han ocurrido hechos relevantes o escenciales.
148 E N A P R E F I N E R Í A S S . A . |
M em o ria A n u al 2 0 0 6
A N Á L I S I S R A Z O N A D O D E E S TA D O S
FINANCIEROS 20 06
150 E N A P R E F I N E R Í A S S . A . |
ANÁLISIS R A ZONADO
El presente análisis evalúa los ejercicios entre el 31 de diciembre de 2006 y 2005.
De acuerdo a la resolución Exenta Nº1.320 del Servicio de Impuestos Internos, de fecha 30 de septiembre de 2004 y Oficio Ordinario Nº12.226
de la Superintendencia de Valores y Seguros, de fecha 31 de diciembre de 2004, se autorizó a la Sociedad llevar su contabilidad en dólares de los
Estados Unidos de Norteamérica a contar del 1 de enero de 2005, en los términos y condiciones que exige el artículo 18, inciso 3ro. del Código
Tributario.
BALANCE GENERAL RESUMIDO
(En miles de dólares)
Activos
31/12/2006
MUS$
31/12/2005
MUS$
Activo circulante Activo fijo neto
Otros activos
Total Activos
1.555.219
888.148
90.600
-----------
2.533.967
=======
1.211.709
878.669
88.426
----------2.178.804
=======
1.618.888
276.524
638.555
-----------
2.533.967
=======
982.037
288.015
908.752
----------2.178.804
=======
Pasivos
Pasivo circulante
Pasivo largo plazo
Patrimonio
Total Pasivos
Los activos circulantes presentan un aumento de MUS$343.510 con relación a los existentes al 31 de diciembre de 2005, lo que representa un
incremento de 28,3% ,esta variación se genera principalmente por los incrementos experimentados por las cuentas de existencias, impuestos
por recuperar, deudores por ventas, deudores varios, Documentos y cuentas por cobrar a empresas relacionadas, otros activos circulantes y
gastos pagados por anticipado.
Las existencias reflejan un aumento de MUS$162.842(28,6%) con respecto al año 2005. Las variables que originan este aumento son: el mayor
volumen físico del petróleo crudo de 84,8% en comparación a las existencias de diciembre del año anterior y el mayor precio unitario promedio
de compra y de producción de los crudos y productos de 8,3% y 1,1%, respectivamente. Es necesario mencionar que la aplicación al 31 de
diciembre de 2006, del criterio contable de valorizar las existencias al menor valor entre el costo de adquisición o de producción versus el de
realización, significó reconocer un menor valor de las existencias de productos terminados ascendente a MUS$4.691 con cargo a los resultados
operacionales del mes de diciembre de 2006.El aumento de la cuenta impuestos por recuperar, ascendente a MUS$87.383 ,que representa un 238,9% con relación a diciembre del año
2005, se origina principalmente por los pagos provisionales mensuales del presente ejercicio, ascendente MUS$50.083 y al beneficio tributario
ascendente a MUS$12.300 por la pérdida tributaria correspondiente al año 2006, equivalente al impuesto de primera categoría pagada sobre
utilidades de años anteriores, a diferencia del ejercicio 2005 en que el resultado fue un impuesto a la renta por recuperar de sólo MUS$3.644;
mayor remanente de crédito fiscal a favor de Enap Refinerías S.A. ascendente a MUS$21.697 con respecto al año 2005; y mayores derechos
ANÁLISIS R A ZONADO
de aduana por recuperar ascendente a MUS$15.949 correspondientes a las exportaciones de productos. Todos estos aumentos se vieron
parcialmente compensados por el crédito que al 31 de diciembre de 2005 arrojó el impuesto específico a los combustibles de las gasolinas y
petróleo diesel ascendente a MUS$7.986, en circunstancias que en el actual ejercicio dichos impuestos arrojaron un valor por pagar ascendente
a MUS$19.245 que se presenta en el rubro retenciones del pasivo circulante.El aumento experimentado por la cuenta deudores por ventas y documentos y cuentas por cobrar empresas relacionadas, ascendentes a
MUS$43.895 (8,6%)y MUS$12.658 (35,9%),respectivamente, obedece tanto a los mayores precios unitarios de ventas facturados, como a mayores
volúmenes de ventas en el presente mes de diciembre, con relación a igual mes del año anterior.
La cuenta deudores varios presenta un aumento de MUS$18.243 (106,2%), con relación al año 2005, originado principalmente por mayores
anticipos otorgados a proveedores y reclamos presentados a Compañías de seguros como consecuencia de siniestros ocurridos en el presente
ejercicio.Los otros activos circulantes presentan un incremento de MUS$9.054 (545,1%), con respecto al año 2005, debido tanto a mayores servicios por
facturar a terceros como a los contratos Forward tomados para cubrir el tipo de cambio de los Pagos Provisionales Mensuales y de los Deudores
por Ventas por cobrar en pesos chilenos.La cuenta gastos pagados por anticipado presenta un aumento ascendente a MUS$8.395, lo que representa un 98,1% con relación al año 2005,
originado principalmente por el pago anticipado de arriendo de naves. Hasta el año anterior los contratos de arrendamientos eran suscritos y
contabilizados por la Empresa Nacional del Petróleo ( ENAP ).Los activos fijos netos aumentaron en MUS$9.479, lo que refleja un incremento de 1,1% respecto a los saldos al 31 de diciembre de 2005, que
se explica fundamentalmente por la incorporación de nuevos bienes correspondientes a proyectos de inversión y otros activos, los cuales se
vieron compensados en parte importante por la depreciación generada en el año 2006.
Con relación a los otros activos, éstos aumentaron en MUS$2.174 (2,5%) respecto al 31 de diciembre de 2005, debido fundamentalmente
por el incremento de MUS$2.441 de la cuenta inversiones en empresas relacionadas, originado por el reconocimiento de las utilidades
devengadas al 31 de diciembre de 2006 ( MUS$5.762), aportes de capital efectuados en el año (MUS$2.102) y ajustes de resultados año 2005
( MUS$2.007),compensados en parte por las disminuciones de capital (MUS$4.964), dividendos percibidos en el año (MUS$2.195) y ventas de
acciones por MUS$216. Adicional a lo anterior, la cuenta impuestos diferidos a largo plazo presenta un aumento de MUS$1.065 en comparación
al año anterior, debido a las plantas adquiridas bajo el sistema de leasing financiero.
Respecto a los pasivos circulantes en su conjunto aumentaron en MUS$636.851, lo que representa un incremento de 64,9% con relación a los
pasivos vigentes al 31 de diciembre de 2005. Estos aumentos corresponden a:
Mayor valor ascendente a MUS$594.532 (65,2%) que presentan los Documentos y cuentas por pagar a empresas relacionadas, básicamente
Empresa Nacional del Petróleo- ENAP, como consecuencia de las mayores compras de petróleo crudo y productos de importación efectuadas
en el transcurso del año 2006;
Aumento de la cuenta de retenciones, ascendente a MUS$39.002 con relación al año anterior, debido principalmente por el impuesto específico
a los combustibles a las gasolinas y petróleo diesel a pagar ascendente a MUS$19.335, que a diferencia de este año, el resultado del año anterior
ascendente a MUS$29.485 fue un crédito al impuesto que se presentó bajo el rubro Impuestos por recuperar debido a las importaciones
y compras de dichos productos. A lo anterior se debe agregar el mayor saldo neto ascendente a MUS$15.298 correspondiente a la Ley Nº
20.063 del Fondo de Estabilización del Petróleo, la cual a diferencia del año anterior, acumula en una cuenta corriente los créditos e impuestos
establecidos por dicha Ley. Si bien la Ley Nº 20.063 tenía vigencia sólo hasta el 30 de junio de 2006, la promulgación de la Ley Nº 20.115, prorroga
la vigencia del mecanismo de estabilización de precios de los combustibles derivados del petróleo que estableció la Ley Nº 20.063, hasta el 30
de junio de 2007.
ANÁLISIS R A ZONADO
Todos estos aumentos se vieron parcialmente compensados por la disminución de las provisiones ascendente a MUS$1.420.
Los pasivos a largo plazo con relación al año anterior, presentan una disminución de 4,0% (MUS$11.491),originado por el traspaso al corto
plazo de las obligaciones con Eteres y Alcoholes S.A.,Petrosul S.A.,Productora de Diesel S.A. y Compañía de Hidrógeno del BioBio S.A.,todas
ellas correspondientes a los compromisos por los leasing financieros contraídos, compensado parcialmente por el aumento de MUS$2.062
experimentado por la Provisión de Indemnizaciones por años de servicios.
A su vez, el patrimonio de la sociedad experimentó una disminución de MUS$270.197(29,7%) con relación al 31 de diciembre de 2005, debido a
la pérdida generada en el presente año (MUS$75.651) y a la distribución de dividendos ascendente a MUS$194.546 correspondiente a la utilidad
del año 2005.
Los principales indicadores financieros de liquidez, endeudamiento y actividad de Enap Refinerías S.A. se detallan a continuación.
Liquidez
La razón de liquidez, que representa la capacidad de la empresa para enfrentar sus compromisos de corto plazo, muestra una disminución de
1,23 a 0,96 veces, producto del mayor aumento del pasivo circulante respecto al activo circulante, debido principalmente al aumento en los
Documentos y cuentas por pagar empresas relacionadas, básicamente la cuenta corriente con la casa matriz, Empresa Nacional del petróleo.
Unidad
31/12/2006
Activo Circulante
Liquidez corriente =
----------------- veces
0,96
Pasivo Circulante
Disponible
Razón ácida
=
-----------------
veces
0,02
Pasivo Circulante
31/12/2005
1,23
0,03
Endeudamiento
La razón de endeudamiento, que representa el compromiso de los recursos propios (patrimonio) con las deudas tanto de corto como de largo
plazo, presenta un aumento de 1,40 a 3,00 veces, por el aumento del pasivo circulante y disminución del patrimonio (pérdida obtenida en el
presente año en comparación a utilidades del año anterior).-
Unidad
31/12/2006
Total pasivo exigible
Endeudamiento = ---------------------
veces
2,97
Patrimonio
31/12/2005
1,40
ANÁLISIS R A ZONADO
La composición porcentual de la deuda total es la siguiente:
Unidad
Corto plazo
%
Largo plazo
%
31/12/2006
31/12/2005
85,41 14,59
77,32
22,68
La cobertura de gastos financieros, definida como el resultado antes de impuestos e intereses, dividido por los gastos financieros, tuvo una
disminución debido principalmente a la pérdida antes de impuestos y gastos financieros del presente año, en contraste a la utilidad del año
anterior.
Cobertura gastos financieros
Unidad
veces
31/12/2006
(0,36)
31/12/2005
6,27
Unidad
MUS$
31/12/2006
2.533.967
31/12/2005
2.178.804
Actividad
Total activos
Unidad
31/12/2006
Costo de Ventas
Rotación inventarios = -------------------- veces
17,06
Inventario promedio Días del periodo
Perman. inventarios = -------------------- días 21,40 Rotación inventario
31/12/2005
15,50
23,50
ANÁLISIS R A ZONADO
ESTADO DE RESULTADOS
(En miles de dólares)
31/12/2006 MUS$
31/12/2005
MUS$
Ingresos de explotación Costo de explotación
Margen de explotación
Gastos de admin. y venta
Resultado de explotación
Gastos financieros
Otros fuera explotación
Resultado fuera explotación
Resultado antes de impuesto
a la renta Impuesto a la renta
7.486.152
(7.485.459)
---------------
693 ( 21.521) ---------------
( 20.828)
---------------
( 64.921)
( 2.409)
---------------
( 67.330)
---------------
5.949.771
(5.662.509)
--------------287.262
( 16.572)
--------------270.690
--------------( 44.280)
7.140
--------------( 37.140)
---------------
( 88.158) 12.507
---------------
233.550
( 39.004)
---------------
Utilidad (pérdida) del ejercicio
( 75.651)
======== 194.546
=======
R.A.I.I.D.A.I.E. (1)
86.849
======== 304.560
=======
(1) Definido como el resultado antes de impuestos, intereses, depreciación, amortización e ítemes extraordinarios.
ANÁLISIS R A ZONADO
El resultado del año 2006 alcanzó a una pérdida de MUS$75.651, lo que representa una disminución de 138,9% con relación a la utilidad del año
2005. Esta menor utilidad de MUS$270.197 se explica tanto por la disminución del resultado de explotación ascendente a MUS$291.518, como
por el aumento de la pérdida del resultado fuera de la explotación de MUS$30.190. Dada la pérdida del presente año en comparación con la
utilidad obtenida en el año anterior, el impuesto a la renta registra una disminución de MUS$51.511.-
Resultado de explotación
Previo a comentar la disminución experimentada por el resultado operacional, es necesario mencionar que dada la importante baja de precios
del petróleo crudo ocurrida desde mediados de agosto de 2006 y hasta octubre de 2006, el negocio de refinación se vio fuertemente afectado
por la baja persistente en los precios de venta de los productos, lo que generó márgenes prácticamente nulos e incluso negativos de venta en
los meses de septiembre, octubre y noviembre de 2006.
El período que transcurre entre la compra del crudo, su transporte hasta las refinerías, su transformación en productos refinados y su venta, toma
entre 45 y 75 días, dependiendo del origen geográfico del crudo. Dado que los precios de los productos refinados que vende la sociedad (tanto
en Chile como sus exportaciones) reflejan paridad de importación de la Costa del Golfo, es decir, precios de mercado, una tendencia a la baja en
los precios internacionales en un período de entre 45 y 75 días puede representar pérdidas ya que en dicha circunstancia, la sociedad compra
crudos a precios altos y vende productos a precios más bajos. La situación inversa ocurre con tendencias al alza en los precios internacionales
durante períodos similares.
El resultado operacional disminuyó en MUS$291.518, representando una baja de 107,7% con respecto al año 2005, originado en parte por el
comportamiento de los precios en el mercado internacional, ya que mientras el ingreso promedio de venta por metro cúbico de los productos
de producción propia aumentó 15,4% en términos reales, el costo del petróleo crudo lo hizo en un porcentaje superior (23,1%),a lo anterior es
necesario considerar el incremento en los costos unitarios de refinación del orden de un 44,4%,debido principalmente por los incrementos
que experimentaron las depreciaciones ( MUS$25.065),el gas natural (MUS$9.460),los productos químicos (MUS$18.131),la energía y vapor
(MUS$5.875)y los consumos internos (MUS$44.153).
Mención especial merece el ajuste que debió realizar la sociedad para dejar valorizada la canasta de productos terminados en existencias al
31 de diciembre de 2006 a sus respectivos precios de realización, ya que tanto los precios de producción como de compras en existencia los
excedían. El ajuste significó reconocer una pérdida ascendente a MUS$4.691, la cual se presenta aumentando los costos de explotación.-
Resultado fuera de explotación
Respecto al resultado fuera de explotación, este registra una pérdida de MUS$67.330 al 31 de diciembre de 2006, que se compara con una
pérdida de MUS$37.140 del año 2005. Esta mayor pérdida ascendente a MUS$30.190 ( 81,3%) se debe a mayores gastos financieros ascendentes
a MUS$20.641, originados principalmente por el incremento en la tasa de interés aplicada por la casa matriz, como al aumento de la línea de
crédito como consecuencia de los mayores precios de los crudos y productos adquiridos a ella como por el mayor volumen comprado; y por
la mayor pérdida ascendente a MUS$12.787 obtenida en el año 2006 en comparación al año 2005 originada por las diferencias de cambio de
los activos y pasivos en pesos chilenos, así como también las otras monedas distintas al dólar estadounidense, la cual ascendió en el año 2006
a una pérdida de MUS$13.166 en comparación a la pérdida de MUS$379 producida en el año 2005, siendo uno de los principales causantes la
diferencia de cambio de los deudores por ventas nacionales.
Las pérdidas fuera de la explotación mencionadas precedentemente, se vieron parcialmente compensadas por los mayores Otros ingresos
ascendentes a MUS$3.574, las mayores utilidades de las inversiones de empresas relacionadas por MUS$1.738 y la disminución de las pérdidas
de inversiones en empresas relacionadas ascendente a MUS$1.076.-
ANÁLISIS R A ZONADO
Índices de rentabilidad y utilidad por acción
Los principales indicadores financieros relativos a rentabilidad son los siguientes:
Unidad
31/12/2006
Resultado del año
Rentabil. patrimonio = -------------------- %
( 9,78 )
Patrimonio promedio
31/12/2005
22,10
Resultado del año
Rentabil. del activo = -------------------- %
( 3,21 )
Activos promedio
9,40
Rendimiento activos =
Operacionales
13,60
Resultado opera-
cional del año
-------------------- %
( 0,93 )
Activos operaciona-
les promedio (1)
Resultado del año
Utilidad por acción = --------------------
US$/acc
( 0,93)
Número de acciones
2,10
(1) Los activos operacionales corresponden al total de activos, menos deudores varios, inversiones en empresas relacionadas, inversiones en
otras sociedades y deudores a largo plazo.
ANÁLISIS R A ZONADO
3.- DIFERENCIAS ENTRE VALORES ECONÓMICOS Y DE LIBROS DE LOS ACTIVOS
Al cierre de los años 2006 y 2005 no se aprecian diferencias significativas entre los valores económicos y de libros de los principales activos de
la empresa.
4.- SITUACIÓN DE MERCADO
Al finalizar el cuarto trimestre y año 2006, el precio del petróleo crudo marcador internacional West Texas Intermediate (WTI) vio frenada la
tendencia alcista que había elevado los precios promedios desde US$ 65,5 por barril en enero hasta un máximo de US$ 74,4 por barril en
julio. Las tensiones geopolíticas fueron las causas predominantes que motivaron el alza en este período, las que se derivaron entre otros, del
reinicio del programa nuclear en Irán, de los atentados y detenciones en las instalaciones petroleras en Nigeria, y del conflicto militar entre
Israel y la milicia Hezbolá en el Líbano. Estos factores introdujeron una importante dosis de nerviosismo al mercado ante el temor de una
eventual interrupción en el abastecimiento de crudo principalmente del medio oriente, lo cual empujó los precios a los altos niveles de precios
alcanzados especialmente en julio. No obstante, a partir del mes de agosto, el mercado vio reducidas sus aprehensiones como resultado del
cese de las hostilidades en el sur del Líbano y la no aplicación de sanciones a Irán por parte de la ONU, las que podrían haber interrumpido
sus exportaciones de crudo. La consecuente reducción en el riesgo político en la zona del medio oriente tranquilizó a los mercados, lo cual se
reflejó en una abrupta caída en las cotizaciones a partir de septiembre y continuando hasta fines de año, las que promediaron en octubre US$
58,82 por barril, el nivel más bajo del año. Al término del año 2006 el WTI registra un precio promedio de US$ 66,0 por barril, mayor en 17% al
de igual período del 2005 (US$ 56,4 por barril).
Por su parte, los precios internacionales de los productos siguieron una tendencia similar a la del crudo. En los primeros meses del año, los bajos
niveles de inventarios y las dificultades de las refinerías en EEUU de adecuarse a las nuevas especificaciones de gasolinas y diesel en cuanto a
eliminación MTBE y menor contenido de azufre respectivamente, generaron una presión alcista en los precios. Posteriormente, la recuperación
en los stocks y la flexibilización en la aplicación de la norma que establecía la eliminación del MTBE en la producción de gasolinas en EEUU
lograron suavizar transitoriamente esta tendencia, apreciándose una baja en las cotizaciones especialmente durante mayo. A partir del mes
de junio, el inicio de la temporada de huracanes en la zona de la costa del Golfo de México y la falta de holgura en las refinerías europeas
para abastecer eventuales aumentos en las exportaciones hacia EEUU, especialmente de gasolinas, elevaron nuevamente los precios de los
productos. No obstante, al igual que lo sucedido con los crudos, esta alza se revirtió en los meses posteriores conforme fueron diluyéndose
los factores climáticos y geopolíticos que ponían en riesgo el abastecimiento de los mercados. De esta forma, a diciembre de 2006 los precios
promedio de los productos en la costa del Golfo de México fueron de US$ 77,6 por barril para las gasolinas y de US$ 81,6 por barril para el diesel,
comparado con promedios de US$ 67,3 y US$ 70,7 por barril, respectivamente para igual período de 2005.
La demanda por productos refinados en el mercado nacional fue de 14,6 millones de m3, lo que significó un incremento de 2,6% respecto de
igual período 2005.
ANÁLISIS R A ZONADO
5.- FLUJOS DE EFECTIVO
Los principales componentes del flujo neto de efectivo originado al cierre de cada año son los siguientes:
31/12/2006
MUS$
31/12/2005
MUS$
Flujo neto originado por actividades de la operación:
Recaudación de deudores por venta
Otros ingresos percibidos
Pago a proveedores y personal
Impuesto a la renta pagado
Impuesto al valor agregado y otros similares(1.341.559)
Otros netos
9.926.198
21.141
(8.190.287)
( 45.362)
(1.064.483)
( 66.264)
8.023.326
176.327
(6.964.043)
( 42.593)
Flujo neto originado por actividades de financiamiento:
Pago de dividendos
( 194.546)
( 37.146)
Flujo neto originado por actividades de in- versión:
Ventas de activo fijo
Ventas de inversiones permanentes
Otros ingresos de inversión
Incorporación de activos fijos
Inversiones permanentes
Otros netos
627
89
4.964
( 103.081)
( 2.101)
( 8.402)
11.744
36
6.984
( 119.190)
( 2.462)
-
------------ -------------
1.417
======== ( 14.762)
========
Flujo neto total del periodo
( 3.262)
6.- ANÁLISIS DE RIESGO DE MERCADO
Enap Refinerías S.A. participa en la refinación, transporte, almacenamiento y comercialización de los productos derivados del petróleo,
destinando la mayor parte de los volúmenes de venta al mercado nacional, donde compite en precio y calidad. Para mitigar las oscilaciones
de la demanda nacional, Enap Refinerías S.A. se ha propuesto la diversificación de sus mercados, abriéndose paso a la exportación de sus
productos, principalmente a países de América Latina.
La empresa importa regularmente petróleo crudo para procesar en sus refinerías y combustibles para asegurar el abastecimiento y
compromisos comerciales.
estad o s financier o s res u mid o s
de filial
1/12 / 2 0 0 6 ( M U S $ )
BALANCE GENERAL
Al 31 de diciembre
2006
MUS$
Total activos circulantes
Total activos fijos
Total otros activos
Total activos
31.631
2
2
37.492
33.678
65.311
47.780
27.311
0
882
Total pasivos a largo plazo
Interes minoritario
0
39
42.091
37.079
89.871
65.311
Total patrimonio
ESTADO DE RESULTADOS
52.377
89.871
Total pasivos circulantes
Total pasivos y patrimonio
2005
MUS$
Al 31 de diciembre
2006
2005
MUS$
Resultado de explotación
MUS$
2.542
-589
Resultado fuera de la explotacion
2.028
-966
Resultado antes de impuesto a la renta e ítemes extraordinario
4.570
-1.555
Impuesto a la renta
-1.100
-
-
-
3.470
-1.555
Interes minoritario
Utilidad (Pérdida) del ejercicio
ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO
Al 31 de diciembre
2006
2005
MUS$
Flujo neto originado por actividades de la operación
MUS$
-421
-5.193
Flujo neto originado por actividades de financiamiento
-
-
Flujo neto originado por actividades de inversión
-
5.010
-421
-183
0
-50
Flujo neto total del ejercicio
Efecto de la inflación sobre el efectivo y efectivo equivalente
-421
-233
Saldo inicial del efectivo y efectivo equivalente
Variación inicial del efectivo y efectivo equivalente
1.799
2.032
Saldo final del efectivo y efectivo equivalente
1.378
1.799
Notas explicativas
Inscripción en el registro de valores
-
Criterios contables
2
Cambios contables
3
declaraci ó n de resp o nsabilidad
Los abajo suscritos, miembros del Directorio y Gerente General de Enap Refinerías S.A., en conformidad con las normas establecidas por la
Superintendencia de Valores y Seguros, declaran bajo juramento que la información contenida en la memoria correspondiente al ejercicio del
año 2006, es veraz y completa.
ENRIQUE DÁVILA ALVEAL
Presidente del Directorio
RUT: 5.032.869-4
Berta Belmar Ruiz
Directora
RUT: 5.328.023-4
Guillermo del Valle de la Cruz
Director
RUT: 7.379.488-9
Gabriel Aldoney Vargas
Director
RUT: 5.596.718-0
Paula Hidalgo Mandujano
Directora
RUT: 12.885.835-7
Nelson Muñoz Guerrero Director
RUT: 8.090.601-3
Aldo Siri Frites
Director
RUT: 7.201.065-5
Marcos Varas Alvarado
Director
RUT: 10.409.044-3
Yerko Ljubetic Godoy
Director
RUT: 8.077.485-0
Carlos Cabeza Faúndez
gerente general
RUT: 5.761.918-K
Santiago, 28 de marzo de 2007