M E M O R I A A N U A L C O R P O R AT I V A 2 0 0 3 INDICE LA EMPRESA GESTIÓN CORPORATIVA Carta del Presidente del Directorio 04 Inversiones 28 Carta del Gerente General 06 Gestión ambiental corporativa 29 Identificación de la empresa 08 Factores de riesgo de mercado 31 Descripción de la organización 09 Tipo de cambio y tasas de interés 31 Constitución legal, propiedad y control de la empresa 09 Síntesis histórica 09 SÍNTESIS DE RESULTADOS Directorio Empresa Nacional del Petróleo 10 Resultado operacional 32 Organigrama Grupo de Empresas ENAP 13 Resultado no operacional 32 Remuneraciones del Directorio 14 Activos, Pasivos y Patrimonio 33 Remuneraciones de la Administración 14 Tipo de cambio 34 Hitos de la gestión 2003 15 Contratos con proveedores 35 Gestión de personas y relaciones laborales 19 Contratos con clientes 35 Dotación Grupo de Empresas ENAP 19 Seguros 35 Propiedades y equipos 37 Utilidades distribuidas 39 ENTORNO DEL NEGOCIO 2 Situación del mercado internacional 22 Política de dividendos 39 Evolución del consumo en Chile 24 ENAP en Magallanes 40 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P PUNTA DUNGENES, MAGALLANES BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS LÍNEAS DE NEGOCIOS Línea de Negocios Refinación Logística y Comercialización 44 INDIVIDUALES 146 Refinería de Petróleo Concón S.A. 51 Informe auditores independientes 148 Petrox S.A. 55 Certificado inspectores de cuenta de Corfo 149 Emalco S.A. 59 Balance general individual 150 Línea de Negocios de Exploración y Producción 62 Estado de resultados individual 152 Sipetrol S.A. 67 Estado de flujo de efectivo individual 153 Enap en el mundo 73 Nota a los estados financieros individuales 155 Análisis razonado de estados financieros individual 188 ESTADOS FINANCIEROS RESUMIDOS DE FILIALES 193 Refinería de Petróleo Concón S.A. 194 Petrox S.A. Refinería de Petróleo 195 82 Sociedad Internacional Petrolera S.A. 196 Informe auditores independientes 85 Empresa Almacenadora de Combustibles S.A. 197 Balance general consolidado 86 Petro Servicio Corp S.A. 198 Estado de resultados consolidado 88 Estado de flujo efectivo consolidado 89 DECLARACIÓN DE RESPONSABILIDAD 200 Nota a los estados financieros consolidados 91 PRODUCTOS DE ENAP 76 EMPRESAS RELACIONADAS 77 BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS Análisis razonado estados financieros consolidados 135 Hechos relevantes 140 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 3 LA EMPRESA Alfonso Dulanto Rencoret Ingeniero Civil Industrial Ministro de Minería Presidente del Directorio CARTA DEL PRESIDENTE DEL DIREC TORIO Durante 2003 la economía chilena retomó un promisorio ritmo de asegurar la participación y empleabilidad de los recursos humanos y crecimiento, el cual permitió a las empresas nacionales planificar alcanzar los elevados niveles de competitividad que hoy se exigen en con más optimismo sus negocios y actividades futuras. el mercado del petróleo y los productos energéticos. En el caso particular de ENAP, el ejercicio 2003 correspondió al año Los resultados obtenidos en el presente ejercicio, donde destaca una de la consolidación de su Plan Estratégico de Negocios, cuyas metas utilidad neta histórica, que ubican a ENAP en los primeros lugares más importantes son aumentar el valor de la compañía en 50% y del ranking de empresas nacionales, demuestran que los objetivos asegurar la entrega de excedentes al Estado por US$ 700 millones, del Plan Estratégico se han estado cumpliendo con rigurosidad y que en un lapso de cinco años. Esto a partir del desarrollo de un plan de más allá de la realidad inmediata o de los problemas coyunturales, inversiones por US$ 1.350 millones y el compromiso de nuestros se confirma que ENAP cuenta con una sólida proyección de futuro. trabajadores, profesionales y ejecutivos para realizar los cambios y Es necesario recordar, una vez más, que estos logros se han adecuaciones que demandan las nuevas realidades. obtenido dentro de un marco de política de libre importación de combustibles, sin ningún tipo de regulación y con un sistema de El compromiso con el Plan Estratégico de Negocios fue refrendado precios de mercado. con la firma del Proyecto Común de Empresa, en enero de 2003, por 4 parte de las organizaciones sindicales, el Gobierno y la Administración El indicador más notable de la visión de largo plazo de ENAP está superior de ENAP. El propósito fundamental de este acuerdo tripartito dado por la cartera de proyectos de inversión, donde destacan es garantizar el cumplimiento de las metas del Plan Estratégico, aquéllos destinados al fortalecimiento del core business, en las dos M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P Líneas de Negocio de la compañía: Exploración y Producción y tomando como base una amplia muestra de empresas chilenas. Esta Refinación, Logística y Comercialización, en ambos casos, tanto en nominación no hace más que ratificar la solidez del desempeño Chile como en el exterior. empresarial de nuestra compañía, medido en este caso con instrumentos objetivos y comparables desde el punto de vista de los En el plano financiero, ENAP ha seguido mostrando una sólida analistas independientes. posición, que fue confirmada por el gran interés de la banca internacional en participar en una nueva operación crediticia para Como Gobierno hemos defendido con fuerza la propiedad estatal la empresa. En agosto pasado ENAP concluyó exitosamente la de la empresa. Los resultados confirman que estamos actuando suscripción de un crédito sindicado por US$ 150 millones, dinero adecuadamente y que los logros obtenidos serán de beneficio para que fue destinado a la reestructuración de pasivos, en mejores todos los chilenos y chilenas. Sin perjuicio de lo anterior, y cuando condiciones de plazos y de tasa de interés. En esta operación resulta pertinente, hemos llevado a cabo iniciativas de asociación participaron importantes bancos internacionales, los cuales ofrecieron con empresas privadas para proyectos específicos, política que nos financiamiento por un monto muy superior al solicitado, motivado parece adecuada a los intereses de ENAP. por la gran confianza que proyecta la compañía, y que se expresa también en la excelente calificación de riesgo crediticio de sus bonos Los logros señalados nos hacen mirar con optimismo el futuro y nos corporativos, que se transan en el mercado nacional e internacional. alientan a enfrentar los problemas actuales con la solidez que proviene de nuestro propio compromiso con la empresa. Tenemos la seguridad Esta confianza que han depositado en nuestra empresa de contar con los elementos fundamentales para enfrentar los desafíos las instituciones financieras internacionales fue refrendada presentes y futuros, así como los acontecimientos nuevos que derivan posteriormente por Standard & Poor’s, cuando elevó la clasificación de nuestra participación en mercados abiertos y competitivos. de los títulos de ENAP a la categoría A, la misma de que goza Chile y que hasta el presente ejercicio correspondía a la mejor ubicación en Sabemos que para enfrentar esos desafíos contamos con el aporte el ranking de riesgo soberano de América Latina. de nuestros ejecutivos, profesionales y trabajadores, los cuales han demostrado con creces su disposición al cambio y al despliegue de sus En 2003 ENAP se ubicó en los primeros lugares del ranking de capacidades para alcanzar las metas del Plan Estratégico de Negocios. agregación de valor, elaborado por la firma especializada Econsult, ALFONSO DULANTO RENCORET Ministro de Minería Presidente del Directorio M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 5 LA EMPRESA Daniel Fernández Koprich Ingeniero Civil Gerente General CARTA DEL GERENTE GENER AL Los excelentes resultados financieros obtenidos por ENAP en el con dinamismo las oportunidades que se nos presenten, aumentar la ejercicio 2003 demuestran que la estrategia de negocios que eficiencia operativa y aprovechar plenamente la capacidad instalada, hemos trazado se encuentra en el camino correcto. Junto con estos así como nuestras habilidades y destrezas personales y de equipo, resultados, en este período logramos consolidar las metas del con el fin de elevar el valor de la empresa. ENAP es la única empresa Plan Estratégico de Negocios, avalado con el compromiso de los chilena especializada en exploración y producción de hidrocarburos, trabajadores y profesionales organizados, con los cuales suscribimos así como en la refinación de crudo para producir diversos tipos de el Proyecto Común de Empresa y sus respectivos protocolos de combustibles y otros productos derivados. Esta situación nos da una aplicación. ventaja frente a otros competidores y nos aporta un rico caudal de conocimientos del negocio para continuar abriéndonos paso en el país En lo fundamental, y tomando en cuenta los vertiginosos cambios y en el extranjero. que han estado ocurriendo en el mercado regional y mundial en los últimos años, la meta más importante, y que resume gran parte Con un enfoque de largo plazo, en 2003 continuamos creciendo en de los objetivos de este Plan, es aumentar el valor de la compañía Chile y el exterior, obteniendo avances importantes en Argentina y en 50%. En otras palabras, nos hemos propuesto la meta de Egipto, país este último en que hemos visto los primeros frutos de rentabilizar al máximo el capital que nos ha encomendado el dueño nuestras campañas exploratorias. Asimismo, nuestros esfuerzos de ENAP, es decir, el Estado de Chile, para por esta vía contribuir al exploratorios en el país nos abrieron optimistas posibilidades en el desarrollo económico y social de nuestro país. área de Lago Mercedes, en Magallanes, donde esperamos continuar avanzando en los próximos años. Tenemos claro que para alcanzar estas metas debemos seguir mejorando nuestro enfoque sobre la cultura del negocio, para tomar 6 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P Paralelamente, emprendimos de manera más resuelta el objetivo de internacionalización de las actividades de downstream, firmando en asociación con otros inversionistas, supera en su conjunto los dos importantes acuerdos con Exxon Mobil y Shell, para exportar US$ 400 millones, y una vez que se materialice le dará un nuevo combustibles a Centroamérica y otros países de la región. impulso industrial a la Quinta Región. A su vez, nuestras refinerías realizaron importantes inversiones que En tanto, nuestros esfuerzos de internacionalización y los que apuntan a los objetivos de reducir los costos de operación, mejorar la desplegamos en el plano de la refinación no han opacado los calidad de los combustibles y contribuir a la descontaminación. En ese planes de reconversión productiva en Magallanes, cuya finalidad contexto, inauguramos dos plantas de azufre, una en Concón y otra es darles viabilidad en el largo plazo a los negocios en esta región, en Talcahuano, y pusimos en marcha nuevas unidades para mejorar la que ha sido la cuna de nuestra empresa. En 2003 inauguramos el calidad de los productos, en cada refinería. Pero quizás el logro más Segundo Muelle del Complejo Industrial y Portuario de Cabo Negro- trascendente para el futuro del negocio refinador, concretado en 2003, Laredo, con el cual asentamos nuestro liderazgo en la región y el fue la decisión de fusionar las refinerías RPC y Petrox, creando ENAP compromiso de seguir impulsando el desarrollo industrial, basado en Refinerías S.A., a partir de la cual esperamos iniciar una fase aún más el aprovechamiento integral de los recursos que aún disponemos. Ello floreciente en este complejo mercado, donde se impone a los actores sin perder de vista nuestra misión fundamental de maximizar el valor un mayor peso específico para competir. de la compañía. Por su tamaño, ENAP Refinerías S.A. partió con una sólida base Junto con lo anterior, comenzamos a enfrentar con un nuevo enfoque empresarial, con una facturación promedio de US$ 2.800 millones la prospección y evaluación de áreas productoras en Magallanes, al año y una capacidad de producción de 220.000 barriles/día, aprovechando la información histórica de que disponemos y la rica ubicándose como la mayor compañía de refinación de petróleo de la experiencia exploratoria adquirida en los últimos años, tanto en el costa Pacífico, al sur de Estados Unidos. Además, pasó a ocupar el país como en el exterior. Gracias a este nuevo enfoque podemos décimo lugar entre las mayores empresas exportadoras chilenas, con mirar con mayor optimismo el futuro del negocio en una región ventas al exterior por US$ 400 millones. que estuvo marcada por la desesperanza de ver la declinación sistemática de las reservas de petróleo. Otro paso importante dado en 2003 fue la confirmación por parte de las autoridades ambientales de uno de los mayores proyectos Estas y otras acciones y logros, que sería largo enumerar, nos están individuales que hemos impulsado en nuestra historia como permitiendo enfrentar con oportunidad y certidumbre los problemas y empresa: el Complejo Industrial para el procesamiento de crudos obstáculos que nunca dejan de acecharnos en nuestra vida cotidiana pesados y la producción de gasolina y diesel de alta calidad, en y, con mayor razón, en la vida de las empresas grandes y complejas la Refinería Aconcagua. Este proyecto, que esperamos desarrollar como ENAP. DANIEL FERNÁNDEZ KOPRICH Gerente General M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 7 LA EMPRESA IDENTIFICACIÓN DE L A EMPRESA Razón social Empresa Nacional del Petróleo Domicilio Avenida Vitacura 2736, Piso 10 Santiago de Chile Rol Único Tributario 92.604.000-6 Propiedad Estado de Chile Teléfono (56-2) 280.3000 Fax (56-2) 280.3199 / 280.3179 Casilla postal 3556, Santiago de Chile Website www.enap.cl Auditores externos PriceWaterhouseCoopers Inscripción en Registro de Valores (SVS) N0 783 Clasificadores de riesgo: Nacional Internacional Feller Rate Fitch Rating Standard & Poor’s Moody’s DESCRIP CIÓN DE L A ORG ANIZ ACIÓN La Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) es una compañía cuyo la Presidencia. La Vicepresidencia es ejercida por el Vicepresidente giro comercial es la exploración, producción y comercialización de Ejecutivo de la Corporación de Fomento de la Producción (Corfo), hidrocarburos y sus derivados. Opera como un holding con cuatro entidad que también designa a otros tres directores. Los otros tres sociedades anónimas cerradas: Refinería de Petróleo Concón S.A. directores son designados por el Instituto de Ingenieros de Minas de (RPC S.A.); Petrox S.A. Refinería de Petróleo (Petrox S.A.); Empresa Chile, por la Sociedad de Fomento Fabril (Sofofa) y por la Sociedad Almacenadora de Combustibles S.A. (Emalco S.A.) y Sociedad Nacional de Minería (Sonami). Internacional Petrolera S.A. (Sipetrol S.A.). El Grupo de Empresas se completa con el complejo productivo ubicado en Magallanes y con el Síntesis histórica Centro Corporativo de Santiago, donde opera la Casa Matriz. La fundación de la Empresa Nacional del Petróleo ocurrió cinco ENAP realiza actividades de upstream (exploración y producción años después de que fuera descubierto el primer yacimiento de de petróleo crudo y gas natural), downstream (refinación, logística petróleo del país, en el sector de Springhill, en Magallanes, el 29 de y comercialización de combustibles y otros productos derivados diciembre de 1945. A raíz de este hallazgo, el equipo de explora- del petróleo), servicios ligados con la industria petrolera y logística dores, encabezado por el ingeniero Eduardo Simián, realizó nuevas para transporte y almacenamiento de combustibles. Por lo tanto, prospecciones y profundizó los estudios de factibilidad económica, constituye una red de negocios con presencia en los mercados recomendando luego a Corfo la creación de ENAP, para explotar nacional e internacional, con respaldo tecnológico, infraestructura comercialmente los yacimientos descubiertos en Magallanes. moderna, productos competitivos y servicios al cliente, en todas las etapas del negocio. Una de las primeras metas que se propuso la naciente empresa fue levantar una refinería de petróleo en el país, tarea que culminó en En Chile, ENAP y sus filiales realizan sus actividades en un ambiente 1954, con la puesta en marcha de la Refinería de Petróleo de Con- de economía abierta, donde cualquier inversionista puede explorar, cón (hoy Refinería Aconcagua). Luego, en 1959 se construyeron las explotar, refinar, importar y distribuir productos y subproductos de primeras instalaciones logísticas para el almacenamiento y distribu- hidrocarburos. ción de los combustibles refinados en Maipú y, al año siguiente, la terminal marítima de Gregorio, en Magallanes. ENAP cuenta con dos Líneas de Negocios para realizar sus operaciones productivas: Exploración y Producción, que integran Sipetrol En 1962 entra en operación la Planta de Gasolina de Cullen (Maga- S.A. y el área de upstream en Magallanes; y la Línea de Refinación, llanes), para continuar en 1966 con la inauguración de la segunda Logística y Comercialización (downstream), que hasta el ejercicio de refinería del país, en Talcahuano (hoy Refinería Bío Bío) y la cons- 2003 estuvo integrada por las filiales refinerías RPC S.A. y Petrox trucción del poliducto de Talcahuano a San Fernando. S.A., por la Emalco S.A. y por el área de downstream en Magallanes. Posteriormente ENAP desarrolló el área de logística petrolera, Constitución legal, propiedad y control de la empresa creando en 1981 Emalco S.A., con plantas de almacenamiento de combustibles líquidos y gaseosos en Maipú, San Fernando y Linares. La Empresa Nacional del Petróleo es de propiedad del Estado de Luego, en 1990 fundó Sipetrol S.A., para explorar y explotar yaci- Chile. Fue constituida conforme a la Ley Nº 9.618, promulgada el mientos de hidrocarburos en el extranjero. 19 de junio de 1950. Sus estatutos fueron aprobados por Decreto Nº 1.208, dictado el 10 de octubre de 1950, por el entonces En el área de Magallanes, ENAP explota los únicos yacimientos de Ministerio de Economía y Comercio. hidrocarburos del país y proporciona servicios logísticos y portuarios a importantes clientes que operan en el rubro energético. Su administración superior radica en un Directorio compuesto por ocho miembros, encabezado por el Ministro de Minería, quien ocupa M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 9 LA EMPRESA Presidente Directores ALFONSO DULANTO RENCORET EDUARDO JARA MIRANDA Ingeniero Civil Industrial Abogado Ministro de Minería Corporación de Fomento de la Producción RUT: 4.464.861-K RUT: 3.087.577-K JORGE MATUTE MATUTE Vicepresidente Presidente Federación Nacional de OSCAR LANDERRETCHE GACITÚA Trabajadores del Petróleo de Chile Ingeniero Comercial Corporación de Fomento de la Producción Vicepresidente Ejecutivo de la Corporación RUT: 5.334.581-6 de Fomento de la Producción RUT: 5.622.345-2 ALFREDO OVALLE RODRÍGUEZ Abogado Sociedad Nacional de Minería RUT: 3.189.009-8 FERNANDO RAMÍREZ PENDIBENE Ingeniero Civil Instituto de Ingenieros de Minas de Chile RUT: 7.876.527-5 RADOVAN RAZMILIC TOMICIC Ingeniero Civil Sociedad de Fomento Fabril RUT: 6.283.668-7 VICENTE SÁNCHEZ CUESTA Abogado Corporación de Fomento de la Producción RUT: 5.954.012-2 10 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P DIREC TORIO EMPRESA NACIONAL DEL PE TRÓLEO De pie, de izquierda a derecha: Jorge Matute Matute, Vicente Sánchez Cuesta, Oscar Landerretche Gacitúa, Eduardo Jara Miranda, Fernando Ramírez Pendibene. Sentados, de izquierda a derecha: Alfredo Ovalle Rodríguez, Alfonso Dulanto Rencoret, Radovan Razmilic Tomicic. M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 11 LA EMPRESA REFINERÍA GREGORIO, MAGALLANES. ORG ANIGR AMA GRUP O DE EMPRESAS ENAP Directorio Auditor Corporativo Francisco Oyarzún Parada Ingeniero Comercial RUT: 4.621.519 -2 Gerente General Daniel Fernández Koprich Ingeniero Civil RUT: 7.750.368 -4 Líneas de Negocios Gerente Línea de Negocios Refinación, Logística y Comercialización Enrique Dávila Alveal Economista RUT: 5.032.869 -4 Centro Corporativo Gerente Línea de Negocios Exploración y Producción Manuel Sánchez Ceballos Ingeniero Civil Industrial RUT: 7.215.342-0 Gerente de Magallanes Raúl León Leiva Ingeniero Civil Químico RUT: 4.512.809 -1 Gerente de Planeamiento y Gestión Corporativo Guillermo del Valle de la Cruz Comunicador Social RUT: 7.379.488 -9 Gerente de Finanzas Corporativo David Jana Bitrán Economista RUT: 7.296.858-1 Gerente de Recursos Humanos Corporativo (Interino) Aldo Siri Frites Psicólogo RUT: 7.201.065-5 ENAP Refinación Refinería de Petróleo Concón S.A. Gerente General Sergio Arévalo Espinoza Ingeniero Civil Químico y Metalúrgico RUT: 4.212.294 -7 Petrox S.A. Refinería de Petróleo Gerente General Alfonso Yáñez Macías Ingeniero Civil Químico RUT: 5.927.658 -1 Gerente de Asuntos Corporativos Jimena Vera Moreno Ingeniero en Transportes RUT: 7.559.348 -1 Gerente de Servicios Claudio Meza Arancibia Ingeniero Civil Industrial RUT: 7.667.312-8 ENAP Logística ENAP Internacional Empresa Almacenadora de Combustibles S.A. Gerente General Mario Arze Contreras Ingeniero Civil Químico RUT: 7.754.560 -3 M E M O R I A Fiscal Corporativo Alvaro Araya Ibáñez Abogado RUT: 9.619.372 -6 A N U A L Sociedad Internacional Petrolera S.A. Gerente General Vicente Rodríguez Gaete Geólogo RUT: 6.181.674-7 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 13 LA EMPRESA REMUNER ACIÓN DEL DIREC TORIO 2003 Nombre RUT Período 2002 M$ M$ Gonzalo Rivas Gómez 9.189.458-0 Año 2002 4.307 Alfonso Dulanto Rencoret 4.464.861-K Año 2002 4.477 Patricio Morales Aguirre 9.056.930-9 Reemplazo Ministro de Minería 175 Isidro Solís Palma 6.319.537-5 Reemplazo Ministro de Minería Alfredo Ovalle Rodríguez 3.189.009-8 Años 2002 y 2003 5.133 Eduardo Jara Miranda 3.087.577-K Años 2002 y 2003 6.754 6.547 Fernando Ramírez Pendibene 7.876.527-5 Años 2002 y 2003 4.978 4.992 Jaime Tohá González 4.093.207-0 Enero 2002 a abril 2003 1.878 5.344 Jorge Matute Matute 5.334.581-6 Años 2002 y 2003 4.621 4.994 Radovan Razmilic Tomicic 6.283.668-7 Años 2002 y 2003 6.754 6.721 Vicente Sánchez Cuesta 5.954.012-2 Julio a diciembre 2003 2.498 Total 373 32.614 4.824 42.754 REMUNER ACIONES DE L A ADMINISTR ACIÓN Las remuneraciones pagadas en 2003 a la plana ejecutiva superior Los cargos considerados en la mencionada suma corresponden de ENAP y filiales ascendieron a $3.182,7 millones, cifra inferior a 35 ejecutivos superiores: Gerente General, gerentes de Líneas en 16% en términos nominales, respecto de la pagada en 2002, que de Negocios, gerentes del Centro Corporativo, Gerente de ENAP llegó a $3.810,3 millones. Magallanes y gerentes de las filiales RPC S.A., Petrox S.A., Emalco S.A. y Sipetrol S.A. En los montos indicados está incluido un incentivo variable, que ENAP otorga a sus ejecutivos en función de los resultados globales de la empresa, de cada una de las áreas que la conforman y del Indemnizaciones nivel de cumplimiento alcanzado en sus metas individuales. Este incentivo es determinado sobre la base de la remuneración bruta En 2003 la empresa pagó a ejecutivos superiores indemnizaciones mensual. por $60,4 millones, cifra inferior a la pagada en el ejercicio anterior, cuando canceló por este concepto $1.089 millones. 14 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P HITOS DE L A GESTIÓN 2003 equipamiento computacional y de los sistema informáticos, suscritos con la firma Olivetti. Desde entonces se han estado modernizando y Nuevas operaciones en el exterior homologando todos los sistemas informáticos de ENAP y filiales, lo que constituye una fase previa para la implementación de un sistema El 1 de enero Sipetrol asumió la operación de los bloques productores de gestión unificado sobre la base de la tecnología SAP, proceso este PBH y MDC en Ecuador. En febrero, adquirió la calidad de operador último que debiera concluir a fines de 2004. del Bloque exploratorio El Diyur en el Western Desert de Egipto. Por otra parte, en julio la compañía Entel se adjudicó en Paralelamente se concretó la compra de participación de GHK en licitación pública el contrato para la prestación de servicios los bloques Dindal y Río Seco de Colombia, con lo que la porción de de telecomunicaciones a ENAP. Este incluye una de las redes Sipetrol en dicho negocio llegó al 90,6%. privadas telefónicas más grandes y modernas del país, lo que En otro hecho destacable, se firmó un contrato de asociación para significó la habilitación de un sistema completamente digital, exploración del bloque 35 en Yemen, al tiempo que la filial se permitiendo una mayor cantidad y mejor calidad de enlaces y redes adjudicó el Bloque exploratorio East Ras Qattara en Egipto, donde comunicacionales. Sipetrol es el operador de la concesión. Ranking de creación de valor Proyecto Común de Empresa En julio se dio a conocer un estudio de la firma especializada Con el compromiso de aumentar el valor de ENAP en 50% y luego de Econsult, en el que ENAP aparece en uno de los primeros lugares un proceso que tomó ocho meses, el Gobierno, la Administración de del ranking de empresas con mayor creación de valor en Chile. ENAP, los trabajadores y los profesionales suscribieron el Proyecto Común de Empresa (PCE), el 27 de enero. Este acuerdo representa Plantas para mejorar productos un paso fundamental para el desarrollo de ENAP, basado en un modelo de gestión y organización que se funda en la convicción de El 8 de agosto ENAP y Sigdo Koppers firmaron un acuerdo para que todos los actores de la organización son los responsables de construir una Planta de Hidrógeno en Petrox (hoy Refinería Bío incrementar la productividad, hacer a la empresa más competitiva y Bío). El proyecto representa una inversión de aproximadamente agregarle valor. US$ 31 millones. La Planta tendrá una capacidad de producción El PCE ratificó el compromiso de los trabajadores con el dueño de de 25 millones de pies cúbicos de hidrógeno y utilizará como ENAP, el Estado, para la maximización de excedentes, definido en el materia prima más de 300 mil m3 /día de gas natural. Su Plan Estratégico de Negocios. producción será utilizada en forma total por Refinería Bío Bío en sus instalaciones, para mejorar la calidad del diesel y de la Renovación tecnológica gasolina, reduciendo drásticamente sus contenidos de azufre. También en agosto se dio inicio a los trabajos de ingeniería de En junio de 2003 comenzó a regir el contrato de renovación del detalles de la planta Depentanizadora de Gasolina de Cracking en M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 15 LA EMPRESA PLANTA CABO NEGRO, MAGALLANES. Petrox, por la firma Techint. Esta unidad permitirá mejorar el proceso de formulación de los distintos tipos de gasolinas, con el objetivo de Nuevas plantas ecológicas cumplir con las especificaciones medio ambientales, especialmente el contenido de olefinas. En octubre se puso en marcha un nuevo sistema de regeneración continua en la planta de Reformación Catalítica de Refinería Crédito sindicado Bío Bío, el que junto con extender el período de operación de la planta, permite producir gasolinas de mayor octanaje y aumentar El 29 de agosto ENAP firmó junto a un grupo de bancos la generación de hidrógeno, utilizado en diversas unidades de la internacionales un crédito sindicado por US$ 150 millones, a cinco refinería para mejorar la calidad de los productos, especialmente años plazo con una tasa de interés de Libor más 0,5% al año. La en lo que a contenido de azufre se refiere. Su inversión fue de 23,5 operación provocó un gran interés de la banca, lo que se reflejó millones de dólares. en la cantidad y composición de las instituciones participantes. A pesar de que la transacción ascendia a US$ 150 millones, ENAP Petróleo en Egipto recibió ofertas por US$ 245 millones por parte de los bancos. El 7 de octubre, la filial Sipetrol S.A. anunció el hallazgo de petróleo Nuevas áreas de exploración en el bloque North Bahariya, en Egipto. Este bloque se encuentra ubicado en la Cuenca del Western Desert, en el desierto del Sahara. El 8 de septiembre la filial internacional Sipetrol S.A. se adjudicó una Está siendo explorado por el consorcio integrado por Sipetrol S.A. nueva área de exploración petrolera en el sur de Argentina, llamada que es el operador líder, con una participación del 50%, la empresa CAM-1, en la que también participa Repsol-YPF. El área CAM-1 estadounidense IPR Transoil Corporation, que posee un 30%, y la se encuentra ubicada en el océano Atlántico en la zona austral de compañía croata INA Naftaplin, con un 20% de participación. Argentina (boca oriental del Estrecho de Magallanes) y es contigua a otras concesiones donde actualmente Sipetrol explora y produce Plantas de azufre hidrocarburos, como son Área Magallanes, CAM-2 A Sur y CAM-3. Se inauguró en octubre una nueva Planta de Azufre en Refinería En octubre Sipetrol Colombia firmó el contrato para la exploración Bío Bío, con capacidad de producción de 45 toneladas diarias. Con del Bloque Colombia Central en conjunto con las empresas Hocol y esta nueva planta la empresa pasa a una nueva fase en materia Petrominerales. de gestión ambiental, asegurando de esta manera controlar más eficientemente las emisiones y estar preparada para capturar el Alianza comercial con Shell azufre frente a futuros requerimientos de especificaciones de combustibles cada vez más restrictivas en este componente. El 9 de septiembre ENAP y Shell Western Supply and Trading, Una planta similar se inauguró a mediados de noviembre en RPC firmaron una alianza comercial para abastecer el mercado (hoy Refinería Aconcagua). Junto con ello se puso en marcha una centroamericano por entre 100.000 y 175.000 barriles (cargamentos Unidad de Reducción de Benceno en las gasolinas. de 16.000 a 28.000 m3) de gasolina por mes, lo que equivale al 25% de las exportaciones mensuales de gasolina de ENAP. Segundo muelle en Cabo Negro Esta alianza se enmarca en el Plan Estratégico de Negocios de la empresa, cuya meta es internacionalizar las operaciones de En noviembre se inauguró el Segundo Muelle del Complejo Industrial downstream y exportar parte de nuestra producción a mejores y Portuario de Cabo Negro-Laredo. Esta obra es complementaria del precios, ampliando y fidelizando nuestra cartera de clientes. Primer Muelle que ha acompañado el desarrollo industrial en la zona de Magallanes, particularmente de la compañía Methanex, la mayor Alianza comercial con Exxon Mobil productora de metanol del mundo. ENAP y Exxon Mobil firmaron el 10 de octubre una alianza para ENAP Refinerías S.A. abastecer el mercado centroamericano. Esta alianza comercial permite a ENAP exportar anualmente un volumen cercano a El 27 de noviembre se anunció la fusión de las filiales RPC S.A. y 450.000 metros cúbicos de combustibles de alta calidad al Petrox S.A. El nombre de la entidad resultante es ENAP Refinerías mercado de Centroamérica, lo que equivale a cerca del 40% de las S.A., que comenzó a operar en enero de 2004. La filial se constituyó exportaciones de gasolina de ENAP. como una sociedad anónima cerrada, cuyos accionistas son la matriz M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 17 LA EMPRESA REFINERÍA BÍO BÍO. ENAP (99,96%) y Corfo (0,04%), que se sometió voluntariamente a negocio. las normas de las sociedades anónimas abiertas y a la fiscalización Crédito a Sipetrol Argentina de la Superintendencia de Valores y Seguros (SVS). El 15 de diciembre la filial Sipetrol Argentina S.A., suscribió un crédito Sistema de Innovación ENAP (SI-ENAP) sindicado con un grupo de bancos internacionales, por un monto de US$ 125 millones, a cinco años plazo, con una tasa de interés ENAP puso en marcha el sistema de innovación SI-ENAP que de Libor más 0,75%. Estos recursos se destinaron a refinanciar consiste en un capital de riesgo para proyectos innovativos, una deuda existente de más corto plazo. Este crédito cuenta con la asociados al negocio, los cuales han sido seleccionados entre las garantía otorgada por ENAP. propuestas realizadas por personal de la empresa. Dentro de éstos, en 2003 entró en operaciones el proyecto “Aprovisionamiento de Plataforma Poseidón combustibles vía marítima en la Octava Región”, siendo el primero que implementa el SI-ENAP, y que en el año reportó un beneficio En diciembre se puso en marcha la plataforma Poseidón en la superior al millón de dólares. cuenca austral, océano Atlántico, en Argentina. Este proyecto es fruto del trabajo conjunto entre Sipetrol Argentina y ENAP. El crudo Proyecto Síntesis y el gas producido en esta plataforma son enviados a la Batería de Recepción Tierra del Fuego y desde ahí hacia las instalaciones de El 18 de diciembre se puso en marcha oficialmente el Proyecto ENAP en Chile. Síntesis, destinado a renovar la plataforma de los sistemas de información con que opera ENAP. Este proyecto requiere de una Proyecto Complejo Industrial completa transformación de los procesos de gestión, administrativos y operativos, con el fin de simplificar los procesos, obtener El 11 de diciembre, la Comisión Nacional del Medio Ambiente de la economías de escala, reducir costos e integrar a la empresa en un Quinta Región aprobó el proyecto de Complejo Industrial en Refinería solo sistema de procesamiento de información relevante para el Aconcagua, destinado al procesamiento de crudos pesados para producir gasolina y petróleo diesel de alta calidad. 18 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P GESTIÓN DE PERSONAS Y REL ACIONES L ABOR ALES • Desarrollo de habilidades directivas y alineamiento organizacional, La articulación entre la estrategia de negocios y la gestión de personas, se desarrolla y sustenta sobre los acuerdos y consensos a través del Programa de Desarrollo de la Supervisión, con foco en alcanzados en el Proyecto Común de Empresa (PCE), el cual desde el modelo de gestión (Plan Estratégico de Negocios, PCE y Plan el punto de vista laboral asegura el proceso de creación de valor y compromete el aporte de las personas en torno a la visión, misión y objetivos estratégicos de la compañía. Se pueden destacar, dentro Anual de Gestión). • Avance y profundización en la gestión del PCE, mediante la elaboración de protocolos complementarios, acuerdos estratégicos y políticas comunes para la administración de personas. de los logros y avances más relevantes de nuestra gestión de • Gestión del clima organizacional en la línea administrativa, como recursos humanos, los siguientes hitos: factor de agregación de valor y variable para la productividad del negocio (incidencia sobre los resultados). • Suscripción del PCE 2003-2006. • Desarrollo de equipos de trabajo y construcción de capital social para el alineamiento de los trabajadores en torno a las exigentes metas estratégicas de ENAP. D OTACIÓN GRUP O EMPRESAS ENAP Dotación ENAP* 1998 1999 2000 Composición del personal ENAP 2003 2001 2002 2003 Magallanes 1.569 1.547 1.521 1.337 1.269 1.228 Petrox 604 624 629 633 626 633 RPC 597 581 566 562 559 553 Centro Corporativo 170 169 171 171 172 176 Emalco 131 128 129 124 124 118 Sipetrol 165 176 185 234 286 382 Petro Servicio Corp. 6 Total 3.242 3.225 3.201 3.061 3.036 3090 Ejecutivos Profesionales Trabajadores Petrox RPC Emalco Magallanes Sipetrol Centro Corporativo Total 19 27 10 30 38 41 105 106 5 258 224 68 509 420 103 940 120 67 165 766 2.159 Total 633 553 118 1.228 382 176 3.090 *Incluye sólo personal con contrato indefinido. M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 19 ENTORNO DEL NEGOCIO TERMINAL DE ALMACENAMIENTO DE COMBUSTIBLES DE ENAP EN ISLA DE PASCUA ENTORNO DEL NEGOCIO LOS BONOS CORPORATIVOS DE ENAP SE TRANSAN EN LOS PRINCIPALES MERCADOS DE VALORES DE CHILE Y EL EXTERIOR. SITUACIÓN DEL MERCAD O INTERNACIONAL La demanda mundial por petróleo creció 1,9 % en 2003, 2002-2003 muestra que la gran contracción de los inventarios totalizando 78,9 millones de barriles por día (bpd), impulsada por de crudo en Estados Unidos se concentró en el primer semestre el mayor consumo de Asia Oriental (especialmente China) y por la de 2003, sin duda por la menor producción de Venezuela, como recuperación de la demanda estadounidense. consecuencia de la huelga general de fines de 2002, y luego por la guerra en Irak en marzo del mismo año, liderada por Estados La oferta total de petróleo (incluyendo condensados y sintéticos) Unidos y Reino Unido, que interrumpió las exportaciones de crudo subió 3,7 %, alcanzando los 78,9 millones de bpd, proviniendo de la iraquí, las que hacia el término del ejercicio 2003 aún no lograban OPEP casi dos tercios de la mayor oferta. normalizarse. El equilibrio de oferta y demanda no permitió que los inventarios Durante 2003 el precio del petróleo crudo marcador internacional mundiales de petróleo se recuperaran de la baja experimentada en West Texas Intermediate (WTI) registró un promedio anual de 31,1 2002, permaneciendo en un bajo nivel durante todo 2003. US$/barril, mayor en 18,7 % al promedio alcanzado en 2002 (26,1 US$/barril). La razón principal de esta alza fue el reducido nivel Así, en el crucial mercado de los Estados Unidos, los inventarios de los inventarios de crudo a lo largo de 2003, factor que generó comerciales se mantuvieron en niveles históricamente bajos a lo largo incertidumbre en el mercado del crudo. del año, alcanzando un promedio de 281 millones de barriles, 8% inferior al promedio de 306 millones de barriles registrado en 2002. Si se examina la evolución del precio del WTI a lo largo del año, se observa que el primer trimestre estuvo dominado por la tensión pre- Tal como puede apreciarse en el gráfico adjunto, una comparación bélica en Irak y luego por la menor incertidumbre a que dio paso la Petróleo crudo WTI (US$/bbl) Mercado Mundial de Petróleo 2002-2003 Cifras en millones de barriles de petróleo /día (bpd) 38 2003 Variación 77,4 76,1 47,7 25,4 3,0 -1,3 78,9 78,9 48,7 27,1 3,1 0 1,5 2,8 1,0 1,7 0,1 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 34 32 30 28 26 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P Dic. Nov. Oct. Sep. Ago. Jul. Jun. May. Abr. Mar. Feb. 24 Fuente: Argus Global Markets 22 36 Ene. Demanda Oferta Total No-OPEP Crudo OPEP Condensados OPEP Var. inventarios 2002 22 Inventarios Comerciales de Petróleo Crudo en EE.UU. (Promedio mensual) 2002 2003 Precios internacionales crudo y productos 2003 (US$/barril) 330 Diesel 320 Gasolina 93 WTI 45,0 310 Millones de barriles 300 40,0 290 35,0 280 270 30,0 260 25,0 20,0 Dic. Nov. Oct. Sep. Ago. Jul. Jun. May. Abr. Mar. Feb. Ene. Dic. Nov. Oct. Sep. Ago. Jul. Jun. May. Abr. Mar. Feb. Ene. 250 guerra en ese país, que comenzó el 19 de marzo con una fuerte baja Los precios de los productos refinados en el mercado de la costa del precio a contar de esa fecha. Así, mientras en enero el precio fue estadounidense del Golfo de México, que sirven de pauta para los 33,0 US$/barril, el máximo anual se alcanzó en febrero con 35,8 precios en Chile, en general siguieron una evolución similar a la del US$/barril, bajando luego a 33,4 US$/barril en marzo. Esto como precio del crudo WTI, pero con importantes diferencias estacionales. promedios mensuales; el máximo diario se alcanzó el 7 de marzo con 37,8 US$/barril, cuando se hacía inminente el ataque a Irak. El precio del petróleo diesel alcanzó su máximo del año en febrero, con 44,4 US$/barril (105,7 US cts/galón), debido a un tardío La guerra terminó el 10 de abril sin que hubiera un daño significativo recrudecimiento del invierno boreal, que hizo también que en dicho a los pozos petrolíferos de Irak, lo que creó optimismo en el mes se alcanzara la máxima brecha con el precio del crudo (8,6 mercado, haciendo bajar fuertemente los precios en abril y mayo, US$/barril). En los meses siguientes siguió la evolución del precio meses en que el precio promedió levemente sobre los 28 US$/barril. del crudo WTI, pero con bajas más pronunciadas y alzas menores, Únicamente el reducido nivel de los inventarios de crudo en Estados estrechándose la diferencia al mínimo de 0,4 US$/barril en junio. Unidos impidió un descenso mayor del precio del crudo. El menor Recién a partir de octubre, el precio del diesel empezó a crecer precio diario del año se registró el 29 de abril, con 25,2 US$/barril. más rápido que el precio del crudo, al aumentar estacionalmente su demanda, ampliándose la brecha a más de 3 US$/barril en el último En junio y julio el precio subió a 30,7 US$/barril, y en agosto trimestre. En el año, el precio del diesel promedió 34,1 US$/barril a 31,6 US$/barril, a medida que se evidenciaba un fuerte (83,0 US cts/galón). crecimiento de la demanda en Estados Unidos, el mayor consumidor del planeta, mientras se entraba de lleno en la En cuanto al precio de la gasolina, también alcanzó su máximo temporada de incremento en el consumo de gasolina, en tanto del año en febrero, con 42,6 US$/barril (101,5 US cts/galón). En que las dificultades para reanudar las exportaciones de crudo los meses siguientes siguió la evolución del precio del crudo WTI, iraquí mantenían peligrosamente bajos los inventarios. pero con bajas menos pronunciadas y alzas mayores al aumentar estacionalmente la demanda en los Estados Unidos en la primavera La demanda por gasolina fue adecuadamente abastecida, lo que y verano boreales. El diferencial del precio de la gasolina alcanzó hizo caer el precio del crudo a los 28 US$/barril, en septiembre, al un máximo de 9,9 US$/barril, con respecto al precio del crudo en concluir la temporada de verano en el hemisferio norte. el mes de agosto. En dicho mes el precio de la gasolina fue de 41,5 US$/barril (98,8 US cts/galón). A partir de septiembre, el precio Sin embargo, en el último trimestre, el precio promedio mensual subió de la gasolina se mantuvo en torno a los 35 US$/barril (83,3 US sucesivamente a 30, 31 y 32 US$/barril al entrarse en la temporada cts/galón) al bajar su demanda junto con el fin del verano boreal. En de acumulación de inventarios de diesel para calefacción, mientras el año, el precio de la gasolina promedió 36,8 US$/barril (87,7 US continuaban anormalmente bajos los inventarios de crudo en Estados cts/galón). Unidos. El nerviosismo del mercado por el abastecimiento de diesel presionó al alza el precio de éste, e indirectamente el precio del crudo. M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 23 ENTORNO DEL NEGOCIO E VOLUCIÓN DEL CONSUMO EN CHILE Situación del mercado nacional muy baja (menor al 10% hasta 1997). El consumo de productos refinados del petróleo en Chile alcanzó En el caso del kerosene, el consumo bajó 11,0 %, a 0,84 millones en 2003 los 12,86 millones de metros cúbicos (221.600 barriles/ de metros cúbicos (14.500 barriles/día), principalmente a día), lo que significó una disminución en el consumo de 0,5 % con consecuencia del alza del precio de 17 %. En el caso del kerosene respecto al año anterior. Esto a pesar de que la actividad económica de uso doméstico, a lo anterior se agregó el efecto de la sustitución del país, medida por el PIB, creció en 3,2 % en 2003, según cifras en calefacción y otros usos domésticos por gas natural y gas licuado. preliminares del Banco Central. El consumo de gas licuado bajó en 3,7 %, a 1,70 millones de metros Los precios de los combustibles experimentaron alzas importantes cúbicos (29.200 barriles/día), afectado por un alza de 15 % en su en términos reales (vale decir, descontada la tasa de inflación precio en 2003. Aunque el gas natural no parece haber tenido un general), debido al aumento de los precios internacionales relevantes impacto mayor en desplazar el consumo existente de gas licuado, sí para Chile (mercado de la Costa del Golfo en Estados Unidos); alzas ha mermado las posibilidades de crecimiento de este combustible que afectaron negativamente el consumo. Además, el consumo en los grandes centros urbanos (Santiago, Concepción-Talcahuano y de productos refinados del petróleo continuó siendo afectado Valparaíso-Viña del Mar). por el crecimiento del consumo de gas natural, que sustituye principalmente al petróleo combustible N°6, de importantes El consumo de productos industriales (solventes, olefinas, productos consumidores industriales. El consumo de este producto cayó casi asfálticos, etc.) fue de 0,62 millón de metros cúbicos (10.800 21 % (144.000 metros cúbicos) con respecto al año anterior. barriles/día), cayendo en 2,4 % con respecto al total del año anterior, también afectado por alzas de precios. Por productos individuales, el comportamiento del consumo durante el 2003 fue disímil: mientras bajaron los consumos de gasolina, El consumo total de diesel llegó en 2003 a 5,20 millones de metros kerosene, gas licuado y productos industriales, subieron los de cúbicos (89.600 barriles/día) manteniéndose como el producto con petróleo diesel y petróleos combustibles (incluye IFOS). mayor consumo individual. El aumento del consumo del diesel (3,6 %) fue favorecido por el aumento relativo de la flota de vehículos livianos En el caso de la gasolina, el consumo alcanzó 2,93 millones de diesel con respecto a la flota de vehículos livianos, con motores metros cúbicos (50.600 barriles/día), disminuyendo así en 2,4 % gasolineros, con un impacto negativo muy menor del alza de 17% en con respecto al año 2002. su precio durante el año. También tuvo un impacto negativo sobre el consumo de gasolina El consumo de petróleos combustibles fue de 1,56 millones de (y positivo sobre el consumo de diesel) el incremento relativo de la metros cúbicos (26.900 barriles/día), con un leve aumento de flota de vehículos livianos diesel, con respecto a la flota de vehículos 0,7 % debido a que el alza en el consumo nacional de combustibles livianos con motores de gasolina. El crecimiento de la importación marinos (Ifos) fue levemente superior a la sustitución del petróleo de vehículos livianos diesel como proporción de la importación total combustible N°6 por gas natural en algunas compañías mineras de de vehículos livianos nuevos, al 23 % actual, es evidencia de dicho la zona norte del país. incremento, ya que hasta muy recientemente esta proporción era 24 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P ENAP ABASTECE CON LA MAYOR PARTE DE LOS COMBUSTIBLES REQUERIDOS POR EL MERCADO CHILENO. G E S T I Ó N C O R P O R AT I V A LAS PLANTAS Y LOS PRODUCTOS DE ENAP RESPONDEN A LAS MÁS RIGUROSAS EXIGENCIAS AMBIENTALES Y DE CALIDAD APLICADAS EN CHILE Y EN LOS MERCADOS INTERNACIONALES. G E S T I Ó N C O R P O R AT I V A INVERSIONES Durante 2003 ENAP concretó una inversión en proyectos por un como fungicida y fertilizante para la agroindustria. La mayor total de US$ 264 millones, de los cuales US$ 131 millones fueron capacidad de recuperación de azufre permitirá enfrentar las nuevas ejecutados por la Línea de Negocios de Exploración y Producción especificaciones de contenido de este elemento en los combustibles, (E&P) y US$ 133 millones por la Línea de Negocios de Refinación, asegurando una reducción en las emisiones de las refinerías. Logística y Comercialización (RL&C). Esta cifra incluye los aportes de capital en las distintas sociedades en que participa la Empresa. Por su parte, la Línea de Negocios de Exploración y Producción concretó durante 2003 inversiones por un monto de US$ 110 En RL&C, la inversión se concentró principalmente en las refinerías millones en sus actividades internacionales, principalmente en Bío Bío y Aconcagua, con montos de 70 y 39 millones de dólares Argentina, Colombia, Ecuador, Egipto e Irán. En total se perforaron respectivamente. Las inversiones restantes se destinaron a los 37 pozos relacionados con actividades de desarrollo, extensión y aportes de capital en sociedades con terceros, a actividades de la exploración de reservas. Dentro de los hitos relevantes se pueden Línea en Magallanes y a la filial Emalco. mencionar: Entre los proyectos relevantes que finalizaron su construcción en • El 1 de enero de 2003, la sucursal Ecuador de Sipetrol, SIPEC, Refinería Aconcagua está la Planta de Reducción de Benceno tomó control de los campos Mauro Dávalos Cordero (MDC) y en Gasolinas y la Unidad de Remoción de Fenoles, que tiene por Paraíso, Biguno y Huachito (PBH) e inició el plan de actividades objetivo remover los compuestos fenólicos, lo que permite disminuir para su desarrollo. las emisiones de los mismos en los efluentes. • Se aumentó la participación en los bloques Dindal y Río Seco en En Refinería Bío Bío se terminó el proyecto de Regeneración Continua • Inicio de la producción de crudo y gas natural en la plataforma Colombia, de 32,7% a 90,6%. de la Planta de Reformación Catalítica. El proyecto consistió en la instalación de un sistema de regeneración continua del catalizador en la Planta de Reformación Catalítica original, el cual disminuye Poseidón, ubicada en el bloque CAM 2 A Sur en la cuenca austral de Argentina. • Descubrimiento de petróleo en el pozo Ganna 1 en el Bloque los tiempos de detención. El propósito final es aumentar el octanaje North Bahariya, en Egipto. Se espera que durante 2004 este de la gasolina producida en la unidad, incrementando además la descubrimiento sea puesto en producción. disponibilidad de hidrógeno usado en otros procesos. En 2003 se adicionaron a la cartera de proyectos tres nuevos En el ámbito de los proyectos que ENAP realiza con la participación bloques: en Egipto el bloque East Ras Qattara, en Colombia el de terceros, en 2003 destacó el término de la construcción de dos bloque Colombia Central y en Argentina el bloque CAM-1, todos con plantas recuperadoras de azufre por parte de la sociedad Petrosul potenciales importantes de reservas y valor. S.A., sociedad en la que participan ENAP (15,79%), RPC (15,8%), 28 Petrox (15,8%), Ferrostaal AG (44,56%), Inversiones Concón (6,4%) En Chile, las inversiones realizadas por la Línea de E&P en e Inversiones Lenga (1,65%). Una de estas plantas de azufre está Magallanes alcanzaron a US$ 21 millones. Estas tienen por objetivo ubicada en la actual Refinería Aconcagua, y la otra en la actual la optimización del uso del gas natural, mejoras extractivas y las Refinería Bío Bío. Cada planta tiene una capacidad de producción adecuaciones logísticas necesarias para satisfacer nuevas demandas de 45 toneladas de azufre por día, cuyo uso es principalmente de gas en la zona por la planta de metanol de Methanex. M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P REFINERÍA ACONCAGUA. GESTIÓN AMBIENTAL CORP OR ATIVA A lo largo de 2003 se desarrollaron diversas acciones relacionadas ENAP, incorporándola como una variable del Plan Estratégico de con la implementación de los objetivos contenidos en la Política Negocios. Ambiental Corporativa del Grupo de Empresas ENAP. Al mismo tiempo continuó fortaleciéndose el rol activo de las Líneas y Durante el presente ejercicio ENAP y la Subsecretaría de Transportes Unidades de Negocios en sus relaciones con los organismos públicos suscribieron un convenio para la implementación de un laboratorio y privados relacionados con la temática ambiental, lo que ha de medición de emisiones para vehículos pesados, en el Centro de permitido impulsar diversos programas de cooperación y difusión, Control y Certificación Vehicular (3CV), organismo dependiente de manejo de pasivos ambientales, control de impactos ambientales de dicha Subsecretaría. las operaciones y mejoras de calidad de productos, entre otros. El convenio contempló la adquisición por parte de ENAP de En coordinación con las Líneas de Negocios y la Gerencia de equipos e instrumental para habilitar el laboratorio, los cuales ENAP en Magallanes, se elaboró el Sistema de Gestión Ambiental fueron traspasados en la modalidad de comodato a la entidad Corporativo, el que consta de: gubernamental. Estaba previsto que este laboratorio se pusiera en funciones a comienzos de 2004, con el propósito de responder a los • Manual de Gestión Ambiental Corporativo, con la descripción de siguientes objetivos: las actividades existentes en la Empresa, destinadas a asegurar la gestión ambiental. • Manual de Indicadores de Desempeño Ambiental, que permite • Medir las emisiones de vehículos pesados, con pruebas en vehículos completos. reflejar los esfuerzos de gestión ambiental, y sus resultados, • Determinar el nivel de emisiones del parque de buses existente. en relación con la implementación de la Política Ambiental • Certificar nuevas tecnologías en propulsión y dispositivos de Corporativa de ENAP. • Manual de Costos Ambientales, que permite conocer las inversiones ambientales, y los costos de operación ambiental. • Manual de Auditorías Ambientales, para evaluar en forma sistemática, documentada, periódica y objetiva la gestión control de emisiones. • Evaluar emisiones reales de los distintos dispositivos de control en el transporte público. • Evaluar el grado de influencia del mantenimiento de vehículos en relación con su nivel de emisiones. ambiental del Grupo de Empresas ENAP. • Programa de Capacitación Ambiental, para difundir al interior de la La participación de ENAP en la implementación de este laboratorio Empresa los conceptos ambientales básicos, de acuerdo con el nivel se explica por el compromiso de contribuir al Plan de Prevención y de incidencia de las actividades personales sobre el medio ambiente. Descontaminación Atmosférica de la Región Metropolitana, hecho que se suma a los esfuerzos que ENAP realiza en el plano del Este conjunto de herramientas de gestión, permitirá conocer y mejoramiento de la calidad de los productos, particularmente del mejorar en forma continua el estado de la gestión ambiental de petróleo diesel y de las gasolinas. M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 29 G E S T I Ó N C O R P O R AT I V A SALA DE CONTROL DE REFINACIÓN, REFINERÍA BÍO BÍO. FAC TORES DE RIESGO DE MERCAD O Lo anterior ha sido debidamente recogido por las clasificadoras de riesgo nacionales e internacionales. En efecto, dichas firmas reconocen, entre ENAP participa en la exploración y producción de hidrocarburos y en otros aspectos, que una de las fortalezas de ENAP consiste en su habilidad las siguientes etapas de la cadena productiva: refinación, transporte, de administración de la cartera de negocios para generar mejores márgenes almacenamiento y comercialización de los productos derivados del de operación, con razonables indicadores de endeudamiento financiero, lo petróleo. De estas actividades una parte sustancial de las operaciones que le ha permitido a la empresa mantener una clasificación de compañía corresponde a la refinación y comercialización de sus productos en investment grade, más allá de las contingencias experimentadas por Chile, con una participación en torno al 86% del mercado nacional. En algunos países de la región durante el último año. los últimos años se ha abierto paso a la exportación de estos productos, La clasificación de riesgo de largo plazo de ENAP a diciembre de 2003 era: principalmente a países de América Latina, continuando con su proceso de internacionalización. Clasificación de riesgo de ENAP, a diciembre de 2003 Factores ambientales Nacional Feller Rate AAA Todas las áreas de negocio donde participa ENAP están sujetas Fitch Rating AAA a extensas regulaciones medioambientales que obligan a realizar Internacional estudios de impacto ambiental de los futuros proyectos para su Standard & Poor’s* A- aprobación, como también de las plantas que están en operación Moody’s Baa1 para minimizar los efectos de contaminación. Cabe señalar que * En enero de 2004 esta clasificadora elevó su evaluación a la categoría A. ENAP y sus filiales siempre se han ajustado en sus proyectos y operaciones a la regulación ambiental de las distintas jurisdicciones en que participan, cumpliendo con su normativa. TIP O DE CAMBIO Y TASAS DE INTERÉS Factores operativos A pesar de tener parte importante de los ingresos denominados en pesos chilenos y sus pasivos expresados en dólares, la exposición El abastecimiento del petróleo crudo para sus refinerías lo obtiene de la empresa a las variaciones en el tipo de cambio se ha visto mayoritariamente desde Argentina (aproximadamente el 66%), significativamente disminuida por la política de precios para sus siendo sus principales proveedores Repsol YPF y Chevron San productos, basada en la paridad de importación y por ello indexada Jorge. No obstante lo anterior, ENAP está en condiciones de en dólares. Dicha paridad se calcula en forma periódica, para acceder a mercados alternativos de suministro de petróleo crudo y mantener una posición competitiva, considerando la libertad de productos, situación que le permite asegurar el abastecimiento y los precios y de importación que existen en Chile. compromisos comerciales adquiridos. En términos de riesgo de tasa de interés, la empresa mantiene El riesgo relevante para el negocio está esencialmente en el margen una combinación de deuda financiera en tasa fija (principalmente de refinación, el que se ve afectado por las fluctuaciones de precio bonos de largo plazo) y tasa variable (principalmente créditos en los mercados internacionales de crudo y los productos refinados. bilaterales y sindicados), que al 31 de diciembre de 2003 era Para mitigar lo anterior, las refinerías han continuado ajustando aproximadamente 81% fijo, versus 19% variable. Esta relación favorablemente sus estructuras de costos a la competitividad de esta incrementó el porcentaje de tasa fija comparado con igual fecha industria, y han orientado sus inversiones a incrementar tanto su del año anterior, cuando el endeudamiento financiero de la empresa flexibilidad operativa como la calidad de sus productos. era aproximadamente 57% fijo, versus 43% variable. Junto con lo anterior, la Empresa ha debido enfrentar la rebaja Asimismo, ENAP mantiene para efectos de cobertura una posición en arancelaria por la entrada en vigencia del Tratado de Libre Comercio instrumentos derivados, tanto en cross currency swap, correspondiente entre Chile y Estados Unidos, en 2004. a una parte significativa de la emisión del Bono en el mercado nacional en octubre de 2002, para llevar su denominación de UF a Dado que ENAP ha efectuado inversiones en exploración y dólares de los Estados Unidos, como en operaciones de swap para fijar producción de petróleo en países con mayor grado de riesgo-país la tasa de interés variable de una parte significativa de los créditos que el chileno, lo que puede afectar individualmente a alguna filial sindicados denominados en dólares de Estados Unidos. La empresa no extranjera, se están realizando las acciones para incrementar la participa de operaciones de futuros ni en otros mercados de cobertura diversificación de las inversiones en el exterior, reduciendo con ello financiera para los riesgos de precio de commodities. el riesgo global de la empresa. M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 31 S Í N T E S I S D E R E S U LTA D O S SÍNTESIS DE RESULTAD OS Por su parte, la filial Emalco S.A. obtuvo un resultado operacional positivo, el cual pasó de $ 3.370 millones en diciembre del año Durante el ejercicio 2003 ENAP tuvo una utilidad final de $ 87.858 2002 a $ 3.798 millones en el año 2003, lo que en términos millones, superior en 47,8% al ejercicio 2002 ($ 59.452 millones). porcentuales equivale a un incremento de 12,7%. Aunque el resultado operacional de $ 129.616 millones fue inferior al de 2002 ($ 177.168 millones), este menor ingreso se vio Sipetrol S.A. experimentó una caída respecto de 2002, por fuertemente contrarrestado por la utilidad de $ 67.037 del resultado provisiones de activos petroleros en el exterior, generando un no operacional, que estuvo influido por la revaluación del peso. Este resultado operacional menor en $ 10.456 millones respecto al año mismo rubro en el 2002 tuvo una pérdida de $ 69.867 millones. precedente. Las utilidades de ENAP están afectas a un impuesto especial No obstante la baja en el resultado operacional del estado de adicional de 40%, establecido en el Decreto Ley 2.398. Con el resultados, el EBITDA (utilidades antes de intereses, impuestos, objetivo de hacer comparable el resultado de ENAP con el resto de depreciaciones y amortizaciones) del ejercicio que mide la las sociedades anónimas del país, éste se ha medido sólo con el generación de flujos a nivel operacional ascendió a US$ 424,8 Impuesto a la Renta de Primera Categoría (16,5%), el cual alcanzó a millones, cifra superior en US$ 5,5 millones a la del año anterior. $ 161.775 millones y que es 69% superior al de 2002. Resultado no operacional Resultado operacional El resultado no operacional pasó de una pérdida de $ 69.867 El resultado operacional de 2003 se estructuró de forma diferente millones a diciembre de 2002 a una utilidad de $ 67.037 millones en comparación con 2002, debido a la evolución de los precios en 2003. internacionales del crudo y productos, a la revaluación del peso y a Este mayor resultado no operacional se explica principalmente por la provisiones constituidas durante el ejercicio. importante utilidad generada por la diferencia de cambio registrada En el primer trimestre de 2003 se registraron márgenes de a diciembre de 2003, que alcanzó a $ 114.118 millones, mientras refinación excepcionalmente altos, debido a que los precios de que a diciembre de 2002 ésta registraba una pérdida de $ 58.003 ventas se vieron favorecidos por el alza del tipo de cambio y de los millones. Esta utilidad se generó por la revaluación del peso respecto precios de paridad internacionales. También ayudó al aumento del del dólar estadounidense y que alcanzó a 17,4% durante 2003. margen, el hecho de que el costo de ventas de estos productos correspondiera principalmente a stock de productos de fines de Al cierre de diciembre de 2003 el tipo de cambio fue de $ 593,80 2002, que tuvo costos de importación más bajos. Lo anterior y a diciembre 2002 éste ascendió a $ 718.61. La utilidad generada significó que dicho trimestre tuviera un resultado operacional muy por este concepto se debe básicamente a la posición de pasivos fuerte, que luego se mantuvo o decayó levemente durante el resto contratados en dólares. del año. Esto último debido principalmente a la volatilidad del precio Activos de paridad internacional de los combustibles y a la brusca caída que experimentara el tipo de cambio en el segundo semestre del año. Estados de resultados ENAP Adicionalmente, el resultado operacional también se vio afectado por el hecho de que la empresa adoptara criterios más conservadores, incrementando el nivel de provisiones que no implican desembolsos de fondos, relacionados principalmente con la valoración de activos fijos petroleros en el exterior y stock de materiales (aproximadamente $ 38.710 millones). En este ejercicio disminuyó el resultado operacional de la filial RPC S.A., cayendo en 13,1%, equivalente a $ 7.183 millones, en relación con el ejercicio 2002. En tanto, Petrox S.A. Refinería de Petróleo reflejó un menor resultado de explotación de $ 22.492 millones en relación con igual fecha de 2002. 32 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P (MM$ diciembre 2003) 2003 Resultado de explotación 129.616 Resultado fuera de la explotación 67.037 Impuestos y otros -108.795 Utilidad del ejercicio 87.858 2002 Variación 177.168 -47.552 -69.867 136.905 -47.849 -60.945 59.452 28.407 PLANTA DE DIPE EN REFINERIA ACONCAGUA debido principalmente al incremento de las obligaciones con Al 31 de diciembre de 2003 ENAP tenía activos por $ 1.504.560 bancos e instituciones financieras. La deuda con proveedores de millones, los que representan una reducción respecto a 2002 crudo y productos de largo plazo fue refinanciada, produciendo una de $ 43.539 millones. disminución de los documentos por pagar a largo plazo. El Activo Circulante presenta una disminución respecto de 2002 En 2003 la empresa obtuvo dos créditos de largo plazo, uno por US$ de $ 22.896 millones, reflejando menores saldos las cuentas 150 millones suscrito por ENAP y otro por US$ 125 millones suscrito Deudores por Ventas, Existencias e Impuestos por Recuperar. No por Sipetrol Argentina S.A., con garantía de ENAP, que fueron destinados obstante lo anterior, no se puede dejar de mencionar que dentro de básicamente a refinanciamiento y reestructuración de la deuda. los Activos Corrientes, existió un aumento de la liquidez pasando de 1,12 a 1,20 veces en 2003, reflejándose en mayores saldos Patrimonio en las cuentas de Disponible, Depósitos a Plazo y Otros Activos Circulantes, lo cual corresponde a una situación puntual debido a Al cierre del presente ejercicio el Patrimonio de ENAP presentó que Sipetrol Argentina obtuvo un crédito de largo plazo hacia fines una disminución respecto del año anterior de 10,7%, pasando de año, cuyos recursos fueron destinados al pago de proveedores de $ 470.714 millones en 2002 a $ 420.361 millones en 2003. en los primeros días de 2004. Esta baja se explica principalmente por la disminución en Otras Reservas, por el efecto del ajuste de conversión, de acuerdo con lo establecido en el Boletín Técnico Nº 64 del Colegio de Contadores Pasivos de Chile A.G.; el cual refleja en el Patrimonio la disminución de la inversión en el exterior, motivada por la baja del dólar respecto del El total de pasivos exigibles en pesos, al 31 de diciembre de 2003, peso chileno, durante 2003. Los anticipos de utilidades al Fisco prácticamente no tuvo variación, pasando de $ 1.077.266 millones en durante el ejercicio ascendieron a $ 86.777 millones. diciembre de 2002 a $ 1.084.062 millones a igual fecha de 2003. Tipo de cambio Los pasivos circulantes muestran una disminución de $ 56.426, equivalente a 10,8% respecto del año anterior, baja que se debe, Balance ENAP (MM$ diciembre 2003) entre otras razones, a la revaluación del peso. Por otra parte la Deuda con Proveedores disminuyó respecto de 2002, ya que ésta fue refinanciada a través de un crédito sindicado de largo plazo, suscrito en el segundo semestre de 2003, por US$ 150 millones. La mayor disminución de los pasivos circulantes en relación con los activos, permitió que a fines del año se produjera un aumento del Total activos Total pasivo exigible Interés minoritario Patrimonio 2003 2002 Variación 1.504.560 1.084.062 137 420.361 1.548.099 1.077.266 119 470.714 -43.539 6.796 18 -50.353 Capital de Trabajo en $ 33.530 millones. Los pasivos de largo plazo experimentaron un aumento de 11,4%, M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 33 S Í N T E S I S D E R E S U LTA D O S Evolución del precio del dólar Un retroceso de $ 125 por dólar experimentó durante 2003 el tipo 2003 2002 2001 593,80 -17,4% -124,8 718,61 9,7% 63,8 654,79 14,1% 81,1 de cambio, lo que en términos porcentuales equivale a 17,4%. El mercado cambiario, durante el año recién pasado, estuvo volátil. La incertidumbre se apoderó de la primera mitad del año, debido Dólar observado (cierre) Variación porcentual Variación en pesos principalmente a un clima bélico en Oriente Medio, el cual afectó el precio del petróleo. Estos factores terminaron por depreciar el peso Cotización dólar observado chileno, el que alcanzó una paridad de $ 757,3 el 10 de marzo, 2002 cuando las tropas estadounidenses iniciaron su campaña bélica en 750,3 736,2 tipo de cambio de $12,9. 704,4 699,1 706,2 710,4 703,6 697,9 688,1 672,3 680 benefició con la sorpresiva escalada en el precio del cobre. 660 655,9 646,4 626,9 Sin embargo, la mayor demanda de este metal por parte de los principales consumidores se reflejó en la drástica caída del tipo de 34 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 720 700 703,3 661,0 655,9 640 621,3 620 600 593,8 Oct. Sep. Ago. Jul. Jun. May. Abr. Mar. Feb. 580 Ene. cambio en el segundo semestre, el cual cerró el año en $593,80. 718,6 Dic. De ahí en adelante la situación económica de nuestro país se 740 728,5 714,1 676,2 760 748,7 731,4 Nov. Irak. Así, el primer trimestre de 2003 finalizaba con un alza en el 2003 BAHÍA QUINTERO, DONDE SE UBICA UNA DE LAS TERMINALES MARÍTIMAS DE ENAP REFINERIAS S.A. CONTR ATOS CON PROVEED ORES SEGUROS Durante 2003 los requerimientos de petróleo crudo de las refinerías ENAP y sus filiales tienen contratos de seguros para sus bienes físicos, ENAP fueron cubiertos principalmente a partir de contratos de existencias, perjuicios por paralización, transporte marítimo de crudos abastecimiento con compañías internacionales. Los principales y productos, y de responsabilidad civil. proveedores fueron Repsol YPF, Chevron San Jorge, Petrobras, Vintage Oil, Glencore, TotalFinaELF y Sipetrol, filial internacional de ENAP. La diferencia fue abastecida por compras en el mercado spot de crudos y por producción nacional de ENAP. CONTR ATOS CON CLIENTES La producción de combustibles de ENAP y las partidas que importa en forma ocasional son vendidas a las compañías distribuidoras que operan en el país, a través de contratos suscritos con éstas. De este modo, ENAP abasteció el 85,6% del mercado nacional de combustibles, principalmente a través de contratos suscritos con distribuidoras del país: Copec, Shell, Esso, YPF y otras menores. Las ventas de ENAP en el mercado nacional alcanzaron a 11 millones de m3 en el año 2003. En forma paralela, ENAP continuó con el plan de posicionamiento en los mercados regionales de la costa del Pacífico americano y Centroamérica, logrando un volumen de exportaciones de 2,2 millones de metros cúbicos, superando en 672.000 metros cúbicos el volumen exportado el año anterior. Durante 2003 se suscribieron contratos con Shell Western Supply and Trading y con Exxon Mobil para abastecer de gasolinas al mercado centroamericano. M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 35 S Í N T E S I S D E R E S U LTA D O S ESTANQUES DE ALMACENAMIENTO DE GLP EN PLANTA LINARES DE EMALCO. PRO PIEDADES Y EQUIP OS La Empresa Nacional del Petróleo posee los siguientes bienes FILIAL RPC S.A. inmobiliarios: Esta sociedad cuenta con instalaciones industriales para la • Edificio Vitacura N° 2736, pisos del 7° al 14°, adquiridos bajo refinación de petróleo crudo y las principales son: Topping y Vacío la modalidad de leasing en 1999. En estas oficinas funciona el I, Topping y Vacío II, Visbreaking, Cracking Catalítico, Reformación Centro Corporativo de la empresa, compuesto por las gerencias Continua, Hidrocracking, Hidrodesulfurización, Alquilación, DIPE corporativas y gerencias de líneas de negocio. (de propiedad de Éteres y Alcoholes S.A. donde participa como • Ahumada 341, pisos 8 y 9: Oficinas en proceso de venta. accionista la empresa) y Planta de Azufre (de propiedad de Petrosul • Predios en Concón: ENAP es dueña de varios predios alrededor de S.A. donde también participa la empresa como accionista). las instalaciones de RPC (hoy Refinería Aconcagua) y su objetivo es dar seguridad a la refinería. Además, posee instalaciones de plantas de tratamiento: Planta de ácido sulfúrico, azufre y otros; sistema cerrado de agua de MAGALLANES refrigeración; oleoducto de la Refinería a Terminal Marítima de Quintero; instalaciones de cañerías internas de zonas de En Magallanes ENAP cuenta con yacimientos de extracción de estanques a plantas procesadoras y de estas plantas a estanques petróleo y gas natural, los cuales se encuentran distribuidos de productos intermedios y finales; zona de bombas para enviar geográficamente en tres áreas: Isla Tierra del Fuego, Continente y productos desde la refinería; zona de bomba y terminales Costa Afuera. marítimas, incluyendo una de tipo monoboya en Quintero; Laboratorio Químico; instalaciones para el personal del grupo ENAP cuenta con una red de oleoductos, gasoductos y poliductos de bomberos; cuartel para el Cuerpo de Bomberos (para turnos en la Región de Magallanes. Estos ductos transportan crudo de 24 horas); carros bomba, equipos y elementos para combatir y gas natural desde las áreas de producción hasta las plantas incendios; talleres especializados de mantenimiento y reparación de procesamiento y terminales y puertos de almacenamiento y de todas las plantas; equipos eléctricos de emergencia a base de distribución. combustible diesel y gas, y sistema de interconexión de gas natural para ser utilizado como combustible en calderas y generar vapor. Posee campamentos e instalaciones de servicios en Cerro Sombrero y Cullen, en la de Isla Tierra del Fuego, y en Posesión y Gregorio, en La sociedad posee las siguientes propiedades inmuebles en Concón: el continente. Predio Avenida Borgoño 25.777 destinado a la industria, Lote 9 Campo Deportivo; Lotes S-Sonacol, industria; Lote E7/B6, sitio Sus instalaciones industriales abarcan también plantas eriazo; Dos Norte Lote R-1, industria; Vía 2 a 5, Lote E7/B1, sitio de procesamiento de gas en Cullen y Posesión, planta de eriazo; Calle 2 Norte, Lote R-3, industria; Tierra del Fuego esquina fraccionamiento en Cabo Negro, y la refinería y Terminal de Gregorio; Magallanes; Lote 16 PC14 A1, Mantagua sitio eriazo; Vía 2 a 5, un Complejo Portuario e Industrial en Cabo Negro y Laredo; Lote R-5, sitio eriazo; Camino Particular RPC, Lote R-4, sitio eriazo; instalaciones industriales en Tres Puentes y un edificio administrativo Dos Norte 1015, Lote H-4, sitio eriazo; Barros Borgoño 25175, en la ciudad de Punta Arenas. Rotonda Concón, Lote 1, oficinas; Parcela 1 Lote 1 camino interior, Fundo Colmito, Parcela 1 Pozo 23, sitio eriazo; Parcela 1 Lote 1 Camino interior, Fundo Colmito, Parcela 1 Pozo 25, sitio eriazo. En la Comuna de Quintero las propiedades de RPC son: Camino Quintero 5245; Avda. Tres Marías Lote 117 (sitio eriazo); Camino Quintero 5245, Avda. Tres Marías Lote 172 (sitio eriazo); y Vía 56 Costanera Turística Quintero (sitio eriazo). M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 37 S Í N T E S I S D E R E S U LTA D O S FILIAL PETROX S.A. FILIAL EMALCO S.A. La sociedad cuenta con instalaciones industriales para la refinación Esta filial cuenta con instalaciones industriales en las plantas de petróleo crudo, de procesamiento de productos intermedios y de ubicadas en Maipú, San Fernando y Linares, que alojan estanques mejoramiento de la calidad de los productos, siendo las siguientes para el almacenamiento de combustibles líquidos (petróleos diesel, las principales: Topping y Vacío I, Topping y Vacío II, Visbreaking, gasolinas y kerosenes) y gas licuado; líneas de interconexión con Cracking Catalítico, Reformación, Etileno, HDS, Hidrocracking, estanques de terceros y/o con oleoductos; plantas de envasado de CHT (donde la empresa participa como accionista), de Coker–HDT gas licuado; islas de carguío a camiones y, en general, con todos los (donde la empresa también participa como accionista) y Planta de equipos y sistemas que permiten desarrollar en óptimas condiciones Azufre (de propiedad de Petrosul S.A., donde la empresa participa sus objetivos. como accionista). La sociedad posee las siguientes propiedades inmuebles industriales: También posee las siguientes plantas de tratamientos: Planta de Maipú, Camino a Melipilla Altura 15.500; San Fernando, Camino a Sulfhidrato de Sodio, Azufre, Tratamiento de Gases, Tratamiento Puente Negro S/N; y Linares, ex Fundo San Gabriel, Longaví. de Aguas Ácidas, Tratamiento de Aguas Aceitosas, Planta de Suministros (agua de refrigeración, vapor y energía eléctrica), FILIAL SIPETROL S.A. estanques para almacenamiento de petróleo crudo y productos intermedios y finales. En el desarrollo de yacimientos de hidrocarburos, la filial internacional de ENAP cuenta con los siguientes activos: Otras instalaciones industriales de Petrox S.A. son: poliductos Argentina: Área Magallanes, donde tiene una participación del para transportar productos terminados desde la Refinería a San 50%; Pampa del Castillo (100% de participación); y Campamento Fernando y estaciones de bombeo en Chillán y Molina; oleoductos Central (50%). A su vez, en faenas de exploración en territorio de la Refinería a terminal marítima de San Vicente; cañerías argentino participa en los bloques CAM 1 (50%), CAM 2 A Sur internas desde las zonas de estanques a plantas procesadoras y (50%) y CAM 3 (50%). de estas plantas a estanques de productos intermedios y finales; Colombia: Sipetrol S.A. participa en el desarrollo de los yacimientos gasoducto para la recepción y entrega de gas licuado; bombas de Caguán Río Ceibas (27,27%), Dindal (90,60%), Río Seco para enviar productos desde la Refinería, a través de oleoductos (90,60%); Oleoducto de Colombia (1,0%) y Oleoducto Alto hasta San Fernando y San Vicente; bombas en San Vicente para Magdalena (1,2%). En este país también desarrolla exploraciones en embarques de productos por vía marítima y recepción de crudos los bloques Huila Norte (54%), Altamizal (54%), Acevedo (30%), importados por la misma vía; línea de fuel gas de FCC; oleoducto Doima (50%), Colombia Central (34%) y Tafura (50%). Nº 2 a San Vicente; laboratorio químico; instalaciones para el grupo Ecuador: El 7 de octubre de 2002, Sociedad Internacional Petrolera de bomberos, cuartel para el Cuerpo de Bomberos, que opera con S.A. suscribió con la empresa estatal Petróleos del Ecuador personal voluntario de planta; talleres especializados para atender (PetroEcuador) y su filial PetroProducción, un contrato de servicios el mantenimiento y reparaciones de todas las plantas, y equipos específicos, para el desarrollo y confirmación de reservas en los campos eléctricos de emergencia que funcionan con diesel y gas natural Mauro Dávalos Cordero (MDC) y Paraíso, Biguno y Huachito (PBH), y sistema de interconexión de gas natural para ser utilizado como de la región amazónica ecuatoriana, cuya operación está a cargo de combustible en calderas y hornos (generación de vapor). Sociedad Internacional Petrolera S.A., sucursal Ecuador (Sipec). Egipto: se encuentra en exploración el bloque North Bahariya (50%), Petrox S.A. cuenta con las siguientes propiedades: predio Camino a El Diyur (41%) y East Ras Qattara (50,5%). Lenga N° 2001, Talcahuano, destinado a industria; Lote A-1, Fundo Irán: Sipetrol participa en la exploración en el bloque Mehr, Hualpén Peñuelas, Talcahuano; (sitio eriazo); Lote C, Fundo Hualpén con el 33%. Peñuelas, Talcahuano (sitio eriazo); concesión de playa y vía pública Yemen: En este país la filial internacional de ENAP participa en la en San Vicente, destinado a industria; bodega en Avda. La Marina exploración del bloque 35, con el 30%. 655 Lote A-1, Talcahuano; terminal de bombeo en Ruta 5 Km. 412, Chillán; zona de bombeo en Camino a Los Mellizos, Río Claro Terminal Molina; Hijuela Rucalhue Comuna de San Pedro de la Paz (sitio eriazo); y Cerro Las Pulgas, Comuna de Talcahuano, destinado a área de estanques. 38 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P PROGRAMAS DEPORTIVOS DE PROYECCIÓN A LA COMUNIDAD EN REFINERÍA BÍO BÍO. UTILIDADES DISTRIBUIDAS POLÍTICA DE DIVIDENDOS Durante el ejercicio 2003 se traspasaron como dividendos El Fisco de Chile, a través del Ministerio de Hacienda, puede provisionales (anticipos al Fisco) recursos por una suma de ordenar el traspaso a rentas generales de la Nación de anticipos y/o M$ 86.776.560, según lo requerido por el Fisco, mediante los utilidades generadas por la Empresa, de acuerdo con lo establecido Decretos Supremos del Ministerio de Hacienda Nº 330, de fecha en el artículo 29 del DL 1.263/75. Conforme con esta disposición, 30 de abril de 2003, y Nº 881 de fecha 15 de octubre de 2003. en el ejercicio 2003 se traspasaron al Fisco M$ 86.776.560, esto Además, también durante el presente ejercicio se traspasó con cargo es 98,77% del resultado generado en 2003. a la utilidad del año 2002 la cantidad de M$ 8.524.916. En 2002 se habían traspasado M$ 50.818.406 como dividendos provisionales (anticipos al Fisco). Además ese mismo año se traspasaron M$ 1.694.497 con cargo a la utilidad del 2001. Dividendos pagados al Fisco* Utilidad definitiva Anticipo de del ejercicio utilidades del Total de anterior ejercicio traspasos** 2003 2002 2001 2000 1999 MM$ MM$ MM$ 8.525 1.694 423 11.247 371 86.777 50.818 40.728 38.342 36.943 95.302 52.512 41.151 49.589 37.313 * En moneda al 31 de diciembre de 2003 ** Egresos de caja durante el año calendario M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 39 ENAP EN MAGALLANES ENAP ABASTECE CON PRODUCTOS ENERGÉTICOS A LA CIUDAD DE PUNTA ARENAS DESDE HACE MEDIO SIGLO ENAP EN MAG ALL ANES Síntesis de la gestión la región, realizando un análisis integrado de los sistemas petroleros de la Cuenca y efectuando una reinterpretación geológica del Bloque ENAP en Magallanes profundizó sus actividades en el negocio de gas Lago Mercedes, en el extremo sur de Tierra del Fuego, lo que natural y sus derivados industriales, en el marco de sus contratos permitirá desarrollar prospectos exploratorios a contar de 2004. para las próximas dos décadas de abastecimiento y transporte de gas natural, principalmente con la compañía Methanex y con la zona central de Chile para el gas licuado. Refinación, Logística y Comercialización La Línea de Negocios de Exploración y Producción (E&P) puso en En 2003 se profundizaron las relaciones comerciales para ubicar a marcha el proyecto Poseidón, en el Bloque CAM 2A Sur, en ENAP como abastecedor natural de combustibles en el sur argentino. Argentina, con un trabajo conjunto entre Sipetrol Argentina y En ese marco, se mantienen vigentes los convenios de importación servicios de apoyo de ENAP Magallanes; avanzó en la optimización y con tres productores de gas licuado de la Cuenca Austral Argentina y ampliación de la logística para la producción y el transporte de gas; también exportaciones de gasolina y diesel al mercado sur de desarrolló estudios exploratorios en la Cuenca; disminuyó el consumo Argentina, las que se incrementaron en 45% respecto al año interno de gas y mejoró la entrega del recurso a los clientes. anterior. Además, en 2003 se incorporó a un nuevo cliente importante, la compañía brasileña Petrobras, que permitirá aumentar Por su parte, la Línea de Negocios de Refinación, Logística y las exportaciones futuras. Comercialización (RL&C) realizó avances sustantivos en la seguridad y en la logística de sus instalaciones; y logró ampliar el mercado internacional de los combustibles líquidos, con la firma de Servicios Petroleros contratos con prestigiosas empresas distribuidoras que operan en la Patagonia argentina. En la prestación de servicios petroleros a terceros, en 2003 destacaron las faenas de perforación del Equipo 6 para ROCH, en En el área de servicios petroleros, en 2003 entró en operaciones el Río Grande, Tierra del Fuego, Argentina; la habilitación de un Segundo Muelle de Cabo Negro, potenciando el Parque Industrial terminal monoboya para el cliente Panamerican Energy, en Costa Cabo Negro-Bahía Laredo, principal puerta de salida a Chile y el Afuera del Atlántico Sur; y la reparación de un stinger, del cliente mundo, de los hidrocarburos y productos petroquímicos producidos y Mc Dermott, que opera en contrato con Total Austral, en Tierra del procesados en la Cuenca Austral. Fuego, Argentina. En otro ámbito, se elaboró un Sistema de Gestión de Calidad, para lo Por otra parte, se continuó con el contrato de servicios para la operación cual se implementaron las etapas previas que permitirán, durante y mantenimiento de las instalaciones industriales del Gasoducto de 2004, iniciar el proceso de certificación en la norma ISO 9001- Electrogás S.A., entre San Bernardo y la comuna de Quillota. 2000. Medio ambiente y comunidad El abastecimiento y la distribución de los hidrocarburos son actividades que realiza ENAP en Magallanes con el apoyo de una red El compromiso de ENAP con las personas, el medio ambiente y las logística especializada. En este ámbito se ha continuado con el comunidades donde realiza sus actividades, se ha traducido en una desarrollo del plan de prevención y conservación de ductos, sobre la acción que promueve una activa política de prevención de riesgos, base de inspecciones con herramienta electrónica a la red de una eficiente gestión ambiental y una relación constructiva con la oleoductos, poliductos y gasoductos. comunidad magallánica. Exploración y Producción En ese marco, algunos logros destacables de 2003 fueron la disminución sustantiva de los índices de accidentabilidad laboral, Junto con sus actividades de optimización productiva, la Línea E&P tanto de ENAP como de sus empresas contratistas; el mejoramiento en Magallanes dio especial énfasis a la reevaluación exploratoria en de la gestión ambiental y una significativa colaboración con la M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 41 ENAP EN MAGALLANES SEGUNDO MUELLE EN TERMINAL CABO NEGRO, ESTRECHO DE MAGALLANES. comunidad regional, cuya mayor expresión en el año fue la años 2001 a 2003, dando así cumplimiento al acuerdo entre las inauguración del Parque Ecológico Infantil en la Costanera del directivas sindicales y la administración de la empresa. Estrecho de Magallanes, en la ciudad de Punta Arenas. En gestión ambiental destacó el ingreso al Sistema de Evaluación de la Comisión Nacional del Medio Ambiente (Conama) de tres declaraciones y un Estudio de Impacto Ambiental; el desarrollo de labores de biorremediación; una activa comunicación con los servicios públicos relacionados con la salud y el medio ambiente; el cierre de vertederos industriales y domiciliarios en los campamentos de Sombrero y Posesión; la puesta en servicio de dos plantas de tratamiento de aguas servidas en el Parque Industrial Cabo Negro– Laredo; y la producción de material informativo y educativo sobre gestión ambiental para ser difundido al interior de la empresa y en la comunidad regional. Desarrollo y Gestión de Personas En el ámbito del perfeccionamiento de las personas, durante el año la empresa puso énfasis en las áreas de formación en competencias de gestión y de relaciones humanas. En ese sentido destacó la incorporación del estamento supervisor, con el objetivo de apoyar los planes de competitividad, productividad y la implementación de los estilos de gestión establecidos en el PCE. Con este propósito fue implementado, a través del Programa de Desarrollo de la Supervisión, con alcance a todo el grupo de supervisores y jefaturas de nivel intermedio en Magallanes. Durante 2003 se realizó el proceso de negociación colectiva con el Sindicato de Trabajadores, el cual se desarrolló en un ambiente de confianza y mutua colaboración. Asimismo, se efectuó el retiro del último grupo (41 trabajadores) del Plan de Desvinculación de los 42 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P PARQUE ECOLÓGICO INFANTIL EN PUNTA ARENAS, OBRA REALIZADA CON EL APOYO DE ENAP. LÍNE A DE NEGO CIOS REFINACIÓN LO GÍSTICA Y COMERCIALIZ ACIÓN EN 2003 ENAP CONTINUÓ AVANZANDO EN LA ESTRATEGIA DE INTERNACIONALIZACIÓN DE SUS ACTIVIDADES DE DOWNSTREAM. Enrique Dávila Alveal Economista Gerente Línea de Negocios de Refinación, Logística y Comercialización Objetivos estratégicos Síntesis de la gestión La Línea de Negocios de Refinación, Logística y Comercialización El año 2003 se caracterizó por presentar alzas importantes en (RL&C) es la encargada en ENAP de desarrollar las actividades los precios internacionales relevantes para Chile, lo que unido a la relacionadas con la compra de petróleo crudo y su refinación para continuación del proceso de sustitución de combustibles líquidos producir combustibles (gasolina, petróleo diesel, fuel oil, kerosene, por gas natural, contribuyó a contraer el consumo nacional, el que gas licuado, entre los principales) y otros productos derivados del descendió en 0,5% respecto de 2002. petróleo (solventes, bases para fabricación de asfaltos, etileno Ante este escenario, la gestión de RL&C se focalizó en lograr una y otros productos petroquímicos), incluyendo el manejo de la mayor colocación de productos en el exterior y asegurar altos infraestructura logística para el transporte y almacenamiento de indicadores operacionales, los que permitieron contrarrestar esta éstos y su posterior venta a las compañías distribuidoras, tanto al coyuntura y obtener incluso un margen producto-crudo superior mercado nacional como al extranjero. al proyectado. Es así como el margen primo unitario, entendido El Plan Estratégico de Negocios de ENAP ha definido para RL&C éste como el precio de venta, menos el costo del petróleo crudo importantes lineamientos que se han traducido en objetivos incorporado en los productos vendidos, fue de 5% por sobre lo estratégicos y acciones concretas para el ejercicio 2003. esperado, en tanto que las exportaciones de productos refinados y Entre los principales lineamientos que han orientado los objetivos de la producción alcanzaron a 2,2 millones y a 13,7 millones de m3, la gestión de RL&C se cuentan: respectivamente, los que constituyen niveles récord en la historia • Fortalecer nuestra posición en el mercado local. de la empresa. • Efectuar mejoras estructurales en las refinerías para aumentar la flexibilidad en la dieta de crudos. • Realizar inversiones tendientes a mejorar la calidad de los Todo lo anterior se tradujo en una utilidad operacional de la Línea de $ 89.396 millones, que sumada a resultados no operacionales de productos y de los procesos que permitan reducir las emisiones al $ 49.365 millones, en los que el descenso del tipo de cambio tuvo medio ambiente. un efecto positivo en la corrección de pasivos en dólares, significó • Reducir los costos para alcanzar los mejores estándares de la región elevando la competitividad de la empresa. • Desarrollar la internacionalización del downstream. que la utilidad final de la Línea (después del Impuesto a la Renta) fuera de $ 115.722 millones (US$ 163,8 millones),$ 45.252 millones más que la alcanzada en 2002 (cifra actualizada). M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 45 LÍNEAS DE NEGOCIOS Aparte de los buenos resultados obtenidos, en el año se concretaron distintas calidades de éstos, posibilitando así la obtención de un importantes inversiones, tales como la inauguración de las plantas mayor margen. de azufre en refinerías Bío Bío y Aconcagua, proyecto desarrollado La refinación total en 2003, incluyendo cargas complementarias, con terceros, y la continuación del desarrollo del Complejo Industrial alcanzó los 13,8 millones de m3. (Ver cuadro 1). de RPC, que contempla la construcción de varias unidades de refinación de crudos pesados, que permitirán abastecer la creciente demanda por combustibles más limpios en el país y optimizar el Cuadro 1 Refinación total en 2003 proceso de producción. Crudos Total RL&C Del mismo modo, las metas de internacionalización previstas para el año se vieron consolidadas con la firma de dos importantes acuerdos: con las compañías Exxon Mobil y Shell, para exportar combustibles a Centroamérica y otros países de la región. La culminación del año 2003 para RL&C estuvo sellada por la decisión de los accionistas ENAP y Corfo de fusionar las refinerías Livianos Intermedios Pesados Cargas complementarias Total Mm3 % 8.311 225 3.494 1.772 60 2 25 13 13.802 100 RPC y Petrox, las que a partir del 1 de enero de 2004 dieron origen a ENAP Refinerías S.A., sociedad anónima cerrada que se convirtió en la principal empresa refinadora de la costa Pacífico de Centro y Sudamérica y una de las diez mayores compañías exportadoras de Chile, reforzando con ello el cumplimiento de los objetivos trazados en el Plan Estratégico de Negocios. La producción alcanzó a 13,7 millones de m3 siendo los principales las gasolinas y el diesel, productos de mayor valor del barril, con 24% y 34% de la canasta, respectivamente. Cabe mencionar que este año la disponibilidad operativa de las plantas alcanzó a 97,2%, Operaciones de RL&C lo cual permitió la obtención de altos niveles de producción que Durante 2003 la Línea de Negocios en sus refinerías Bío Bío, Aconcagua y Gregorio procesó un total de 12,0 millones de m3 de ratifican el excelente año en términos de gestión operacional. (Ver cuadro 2). crudo, proveniente principalmente de Sudamérica. Esta cifra supera la refinación de 2002, año en que alcanzó a 11,4 millones de m3. Cuadro 2 Producción en 2003 El origen del crudo utilizado por ENAP en 2003 fue el siguiente: 88% de Sudamérica, 10% de Africa y Asia, y 2% nacional (ver gráfico). Consistente con los lineamientos estratégicos, tendientes a mejorar la flexibilidad para procesar diferentes tipos de crudos, este año la refinación de crudos pesados alcanzó a 3,5 millones de m3, 833.000 m3 más que en 2002. La mayor flexibilidad en la dieta de crudos permite aprovechar cambios en los precios relativos de las Productos Gas Licuado Gasolinas Kerosenes Diesel Petróleo combustible Prod. industriales y otros Total Origen de los crudos refinados por ENAP en 2003 África/Asia 10% Nacional 2% Sudamérica 88% 46 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P Total RL&C Mm3 % 1.374 3.216 822 4.683 1.905 1.651 10 24 6 34 14 12 13.651 100 LOS LABORATORIOS DE LAS REFINERIAS DE ENAP TIENEN COMO OBJETIVO VELAR POR LA CALIDAD DE LOS COMBUSTIBLES QUE PRODUCE LA EMPRESA con una venta de 2,2 millones de m3 (38.000 barriles/día) y con Ventas totales una participación de mercado de 75%. Las ventas totales de la Línea de Negocios (tanto al mercado nacional como al internacional) fueron de 13,2 millones de m3 El siguiente producto corresponde al petróleo combustible, con (227.200 barriles/día), compuestas principalmente por combustibles ventas de 1,4 millón de m3 (24.600 barriles/día) y una participación líquidos, con cantidades menores de olefinas y otros productos de mercado de 92%, y el gas licuado con una venta de 1,2 millón de industriales, observándose un notable aumento en las exportaciones. m3 (20.100 barriles/día) y una participación de mercado de 69%. Las ventas restantes corresponden a productos en que ENAP tiene Los productos más vendidos correspondieron justamente a los de una participación de mercado superior al 90%, entre los que se mayor valor, esto es, gasolina y diesel, que tienen una participación cuentan kerosene, productos industriales y olefinas. volumétrica en las ventas totales de 24 % y 39 %, respectivamente. Cabe destacar que de las ventas totales de ENAP, 12,6 millones de m3 (217.400 barriles/día) correspondieron a producción Ventas al mercado nacional propia, lo que representa el 96% del total. El 4% restante fue En el mercado nacional las ventas fueron de 11,0 millones de m3 abastecido con importaciones y ascendió a 568.000 m3 (9.800 (189.700 barriles/día), las que significaron una participación de barriles/día). mercado en el país de 85,6%. (Ver cuadro 3) Exportaciones Entre las ventas nacionales de ENAP, el producto más importante es el petróleo diesel, con 4,8 millones de m3 (83.000 barriles/día) y En el marco del proceso de internacionalización delineado en el con una participación de mercado de 93%, seguido por la gasolina, Plan Estratégico de Negocios, en 2003 destacó el alto nivel de Cuadro 3 Ventas y participación de mercado de ENAP en 2003 Cifras en Mm3 Gas Licuado Gasolinas Kerosene Diesel Petróleo Combustible Prod. Industriales y Otros (2) Total Venta Consumo Participación Nacional Nacional de Mercado Importaciones Exportaciones 1.695 2.934 841 5.202 1.560 628 68,8% 75,1% 98,4% 92,6% 91,6% 90,1% 24 4 30 503 0 8 216 1.008 10 355 397 190 12.861 85,6% 568 2.176 1.166 2.203 828 4.815 1.429 566 11.006 (1) (1) Neta de intercambios con terceros (2) Incluye propileno, etileno, naftas, solventes, y asfalto, entre otros M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 47 LÍNEAS DE NEGOCIOS exportaciones, con 2,2 millones de m3, superando en 672.000 m3 construcción de la Unidad de Desulfurización de Nafta en Refinería los envíos de 2002. Aconcagua, con la cual se reducirá el contenido de azufre de las gasolinas que la empresa vende para la Región Metropolitana. Entre los principales productos exportados destacan: En Refinería Bío Bío, la construcción de la Unidad de procesos para saturación de bencenos y la depentanizadora de gasolina de cracking permitirán la producción de gasolinas más limpias con el fin de Exportaciones cumplir con especificaciones futuras. Mm3 Productos Gasolinas Petróleo combustible Petróleo Diesel 1.008 397 355 Por otra parte, destacan los avances que realizó Refinería Aconcagua Total 1.760 los estudios de ingeniería que permitirán precisar las inversiones en sus unidades de fraccionamiento primario, y la continuación de necesarias para adecuar la refinería para que sea posible aumentar el procesamiento de crudos regionales. Inversiones Entre los proyectos nuevos abordados en el año se encuentran aquellos asociados al mejoramiento de la seguridad de las En el período 2003, la Línea de Negocios RL&C ejecutó importantes operaciones, tales como el sistema de seguridad y de confiabilidad proyectos orientados al mejoramiento de la calidad de nuestros del suministro eléctrico en Refinería Aconcagua, y la instalación de productos, la optimización de los procesos y la adecuación de las un sistema de antorcha y una nueva sala de control en la refinería de instalaciones a las normativas ambientales y de seguridad, los Gregorio (Magallanes). cuales significaron desembolsos por US$ 117 millones en proyectos ejecutados con recursos propios y asociados con terceros, monto que Por su parte, entre los nuevos proyectos de Refinería Bío Bío están se reparte según el siguiente detalle entre sus filiales: los estudios de ingeniería para la conversión de la actual Unidad Desulfurizadora de Diesel a Alta Severidad, que permitirá reducir el contenido de azufre en el diesel, y el inicio de otros proyectos que requieren inversiones menores, que tienen como objetivo aumentar la Inversiones Filiales eficiencia y seguridad en los procesos de refinación. US$ MM Petrox RPC Magallanes Emalco 70,4 39,5 6,4 1,0 Proyectos con terceros En el ámbito de los proyectos que la Empresa realiza con la participación de otros inversionistas, en 2003 destacó la construcción de dos plantas recuperadoras de azufre por parte de la sociedad Petrosul S.A., ubicadas en refinerías Aconcagua y Bío Si a estos valores se agrega el ítem de aportes de capital y otros, la Bío, respectivamente. Cada una de las plantas tiene una capacidad inversión total asciende a US$ 133 millones. de producción de 45 toneladas de azufre por día, cuyo uso es principalmente como fungicida y fertilizante para la agroindustria. La mayor capacidad de recuperación de azufre permitirá enfrentar las Proyectos ejecutados con recursos propios nuevas especificaciones de contenido de azufre en los combustibles, Durante 2003 se completó la ejecución de una serie de proyectos, asegurando una reducción en las emisiones de las refinerías. destacando entre éstos la unidad de regeneración continua de la Planta de Reformación Catalítica en Refinería Bío Bío, y la puesta Con el mismo esquema de asociación con terceros se están en operación de la unidad de reducción de benceno en gasolinas y la implementando los siguientes proyectos: unidad de remoción de fenoles en Refinería Aconcagua. • Complejo Industrial en Refinería Aconcagua, que permitirá Entre los proyectos en marcha se cuenta la remodelación de la aumentar el procesamiento de crudos pesados regionales, que Unidad de Cracking Catalítico de Refinería Aconcagua, la cual debe tienen un menor costo y una mayor seguridad de abastecimiento estar terminada durante 2004 y permitirá aumentar la producción por su localización geográfica (América del Sur). de gas licuado, gasolina de alto octanaje y diesel. Se suma a éste la 48 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P PLANTA CULLEN, TIERRA DEL FUEGO. • Hidrocracking Suave de Gas Oil en Refinería Bío Bío, cuyo objetivo necesarias para posicionar a ENAP como abastecedor natural del es aumentar la producción de diesel, reduciendo además la sur argentino. En efecto, las exportaciones de gasolina y diesel emisión de compuestos azufrados a la atmósfera. aumentaron en 45% respecto del año anterior. A fines de 2003 se • Nueva Planta de Hidrógeno en Refinería Bío Bío, que tiene por objetivo abastecer de hidrógeno a la planta de Hidrocracking incorporó un nuevo cliente importante, Petrobras, que contribuirá a aumentar las exportaciones. Suave de Gas Oil (MHC) y otros proyectos futuros. Embarques Refinación y Logística en Magallanes El movimiento de carga de las terminales marítimas de Gregorio, La venta de productos refinados en Magallanes, excluyendo el gas Clarencia y Cabo Negro llegó a 4.067.482 toneladas, 2% inferior licuado, alcanzó a 281.600 metros cúbicos. Esta cifra incluye ventas al movimiento de 2002. Nuestro principal cliente (Methanex) nacionales, exportaciones y transferencias de productos a otras disminuyó su volumen de embarques en 5%, en tanto que los unidades de negocios de ENAP. En comparación con el año anterior, restantes embarques de crudo, gas licuado y productos limpios este volumen representa un aumento de 13,6%. La demanda de la aumentaron en 5%. Duodécima Región sigue abastecida en 100% por ENAP. En lo referente al gas licuado de petróleo (GLP), la Planta Cabo Proyectos de inversión Negro operó prácticamente todo el año a plena capacidad, produciendo 892.700 metros cúbicos, los que incluyen 206.100 RL&C Magallanes continuó el desarrollo de proyectos de inversión, metros cúbicos de butano procesado para Total Austral. Este ítem, orientados a optimizar las instalaciones de Cabo Negro y Gregorio. con un aumento de 6,6% respecto de 2002, permitió mantener La meta es mejorar el rendimiento en la producción de diesel, la producción total de GLP en un nivel similar al año pasado. Las kerosene, propano y butano, y efectuar mejoras en la seguridad de ventas, tanto nacionales como de exportación, disminuyeron en la operación. Destaca además el desarrollo de iniciativas para lograr 6,6% respecto del ejercicio anterior. la adaptación de la Refinería Gregorio para el procesamiento de distintos tipos de crudo que, tal como se viene haciendo en las otras Se mantienen vigentes los convenios de importación con tres refinerías de ENAP, busca en el mediano y largo plazos mantener e productores de GLP de la cuenca austral argentina. incrementar los márgenes de refinación. De acuerdo con el objetivo estratégico de internacionalización, la Línea de Negocios Refinación, Logística y Comercialización El total empleado en los proyectos de inversión durante 2003 en en Magallanes continuó desarrollando las relaciones comerciales Magallanes fue de US$ 6,4 millones, que correspondieron a recursos propios de ENAP. M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 49 LÍNEAS DE NEGOCIOS REFINERÍA ACONCAGUA REFINERÍA DE PE TRÓLEO CONCÓN S. A . DIRECTORIO Síntesis de la gestión Pese a que el consumo nacional de productos refinados de petróleo Presidente DANIEL FERNÁNDEZ KOPRICH (1) disminuyó en 0,5% en 2003, respecto al año anterior, en este Ingeniero Civil ejercicio RPC S.A. logró incrementar sus utilidades en relación a 2002, reduciendo levemente su volumen de producción en 1,8%. Vicepresidente y Director Ejecutivo ENRIQUE DÁVILA ALVEAL En este ejercicio la empresa inauguró una nueva Planta Economista Recuperadora de Azufre, la que había comenzado a construirse el año anterior. La unidad posee una capacidad de producción de 45 Directores PEDRO CALVO MARTÍNEZ toneladas de azufre por día. La mayor capacidad de recuperación Ingeniero Civil permitirá enfrentar las nuevas especificaciones de contenido de este elemento en los combustibles, lo que asegurará una reducción de GUILLERMO DEL VALLE DE LA CRUZ las emisiones de la refinería, generando un producto de alta calidad, Comunicador Social que se comercializará como insumo en el sector agroindustrial del país. Con esta planta se concluyó un nuevo proyecto desarrollado con ALEJANDRO FERNÁNDEZ KOKICH terceros, por medio de la sociedad Petrosul S.A.. Contador Resultados RENÉ ORMEÑO PALACIOS Empresario Los resultados de RPC S.A. para este período arrojaron una utilidad de $ 55.763 millones, lo que representa el mayor monto obtenido MANUEL SÁNCHEZ CEBALLOS, por la empresa desde su creación en 1981, y un incremento de Ingeniero Civil Industrial $ 26.086 millones respecto del año 2002. Esto se explica por un resultado operacional positivo de $ 47.756 millones, un resultado DAVID JANA BITRÁN (2) no operacional también positivo de $ 19.251 millones, impulsado Economista fundamentalmente por la apreciación de la moneda nacional, totalizando un resultado antes de impuesto a la renta de GABRIEL ALDONEY VARGAS (3) $ 67.007 millones, a lo que se deduce la provisión de impuesto a la Ingeniero Mecánico renta que alcanzó a $ 11.244 millones. En el ámbito de la producción, el volumen obtenido fue de 5,7 millones de m3, lo que representa una baja de 1,8% respecto del año Gerente General SERGIO ARÉVALO ESPINOZA anterior. Por su parte, el volumen de refinación, incluyendo crudos y Ingeniero Civil Químico y Metalúrgico cargas complementarias, alcanzó a 5,6 millones de m3, esto es un 2,1% menos que en el año 2002. El rendimiento volumétrico fue de 100,9% y la disponibilidad de plantas de 97,8%. Con respecto a las ventas, en 2003 el volumen entregado al mercado nacional fue de 4,8 millones de m3, esto es 7,4% menos que en (1) En Junta Ordinaria de accionistas del 23 de abril de 2003, se designaron como 2002. Esta situación obedece tanto a la disminución en el consumo directores por un período de tres años a los señores Daniel Fernández K., Enrique Dávila nacional como al aumento de las importaciones de las compañías A., Pedro Calvo M., Guillermo del Valle de la C., Alejandro Fernández K., René Ormeño P., Manuel Sánchez C., David Jana B., Gonzalo Martner F.. En sesión ordinaria N° 432 del distribuidoras. Directorio de fecha 29 de abril de 2003, se acordó designar como presidente a don Daniel Fernández Koprich. (2) En sesión ordinaria N° 430 del Directorio, de fecha 28 de febrero de 2003, se designa director a don David Jana Bitrán. (3) Con fecha 30 de mayo de 2003, renunció don Gonzalo Martner Fanta a su cargo de director, designándose en su reemplazo en sesión ordinaria N° 434 del Directorio, de fecha 26 de junio del mismo año, a don Gabriel Aldoney Vargas. M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 51 LÍNEAS DE NEGOCIOS Gestión de personas y organización Proyectos terminados en 2003 Durante el período, la gestión de recursos humanos continuó Reducción de Benceno en Gasolinas. Este proyecto permite reducir el orientada al fortalecimiento de las capacidades de sus trabajadores contenido de benceno en las gasolinas. Implicó una inversión de y a reforzar la gestión participativa, entendiendo a ambos como US$ 3,1 millones. elementos esenciales de competitividad de la empresa. Esta labor se ha desarrollado en un clima de mutuo respeto, propio de la gestión Unidad de Remoción de Fenoles. Esta unidad tiene por objetivo impulsada por la administración de ENAP. remover los compuestos fenólicos, lo que permite reducir las emisiones de los mismos en los efluentes. Se invirtieron En el plano de la capacitación, RPC logró la tasa más alta desde US$ 2,7 millones. 1990, con 4,1%. Las actividades se orientaron a aquéllas con mayor impacto en el negocio, enfatizando aspectos de prevención de Nueva línea de diesel para fondeadero de GLP en Terminal Quintero. riesgos y optimización de procesos. Su construcción aumentó la flexibilidad operativa del Terminal Quintero, en cuanto a descarga de productos limpios. La inversión Mención especial requiere el trabajo realizado con el conjunto del ascendió a US$ 1,2 millones. personal de la empresa, así como con las organizaciones sindicales, en todo lo que dice relación con la información e implementación Sistema de seguridad en hornos de Topping y Vacío II. El proyecto del proceso de fusión de las refinerías de ENAP, lo que concluyó contempló la implementación de un sistema de seguridad basado en exitosamente el 31 de diciembre del 2003, cuando se dio inicio a PLC, que permite tomar acciones automáticas de protección en el la nueva empresa ENAP Refinerías S.A., que es la sucesora legal caso que ocurran condiciones de riesgo. La inversión ascendió de RPC S.A. a US$ 500.000. Negociación colectiva Proyectos en desarrollo Entre los meses de abril y mayo de 2003 se efectuó el proceso de negociación colectiva correspondiente al Sindicato de Turnos. Remodelación de unidad de FCC. Contempla el aumento de la La negociación se llevó a cabo en una atmósfera de colaboración capacidad de la unidad de Cracking Catalítico de 4.000 m3 /d a y franqueza, logrando celebrar un nuevo Contrato Colectivo en los 5.000 m3 /d. Durante 2003 este proyecto demandó un desembolso plazos legales. La prioridad del proceso estuvo orientada a unificar de US$ 2,8 millones. criterios, parámetros y metas de una renta variable única para todos los trabajadores de la empresa que negocian colectivamente. Unidad de desulfurización de nafta de FCCU. Esta unidad permitirá reducir el contenido de azufre en la gasolina de la Unidad de La aplicación de beneficios ligados al logro de un conjunto de Cracking. En 2003 este proyecto tuvo un desembolso de metas cuatrimestrales, establecidas en cada período, ha sido US$ 11,1 millones. una importante experiencia, en que empresa y trabajadores han comprometido su esfuerzo por mejorar resultados en forma Precalentadores de aire en hornos de proceso. El objetivo del permanente. proyecto es utilizar los gases de las chimeneas de los hornos de las unidades de Topping y Vacío I y II, para precalentar el aire de Proyectos de inversión combustión que es utilizado en los mismos hornos. La inversión asciende a US$ 2,3 millones. Durante 2003 RPC continuó desarrollando importantes obras para el 52 mejoramiento y ampliación de sus plantas, manteniendo el alto nivel Adecuación de las unidades de fraccionamiento. Las unidades de de inversiones de los últimos tres años. El desembolso en inversiones Topping y Vacío I y Topping y Vacío II deberán procesar 16.000 alcanzó los US $ 39,5 millones, incluyendo proyectos financiados m3 /d de una mezcla de crudos tipo 29-30º API. Durante el ejercicio con recursos propios y en asociación con terceros. 2003 la inversión fue de US$ 4,8 millones. M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P CONTROL DE CALIDAD EN REFINERIAS DE ENAP. Ingeniería básica de unidades de fraccionamiento. Se continúan los gases de refinería, incorporando la última tecnología disponible efectuando estudios de ingeniería que permitan precisar las para mitigar las emisiones de SO2. Su capacidad de producción es inversiones requeridas para la adecuación de las unidades de de 45 toneladas de azufre por día y su puesta en servicio se realizó fraccionamiento en el procesamiento de crudos regionales. En 2003 en octubre de 2003. se invirtieron US$ 580.000 en este proyecto. Gestión ambiental Normalización Sistema de Tratamientos de Efluentes. Este proyecto considera la adecuación de las instalaciones existentes para cumplir En diciembre de 2003, se renovó el contrato para la operación, con la nueva norma de emisión de residuos industriales líquidos. El control y mantenimiento de la red de monitoreo ambiental. Este financiamiento de este proyecto en 2003 llegó a US$ 1,2 millón. contrato contempla la exigencia de colocar los datos que recolecten las cuatro estaciones de monitoreo en línea para ser entregados a los Proyectos iniciados en 2003 servicios fiscalizadores en tiempo real. Mejoramiento de sistema de seguridad en Refinería. Contempla El 26 de noviembre, RPC firmó un acuerdo tripartito con la Unión mejorar y actualizar los sistemas de seguridad existentes. El costo Comunal de Juntas de Vecinos de Concón y la Ilustre Municipalidad total estimado para este proyecto es US$ 1,7 millón. Su puesta en de Concón, cuyo objetivo es la creación de una mesa de trabajo en la servicio está prevista para noviembre de 2004. cual se pueda evaluar periódicamente el impacto de los procesos de producción de la Refinería en el entorno. Mejoramiento de confiabilidad sistema eléctrico de Refinería. El objetivo es aumentar la confiabilidad del sistema eléctrico. La Se continuó avanzando en la concreción del plan de manejo de inversión total del proyecto es de US$ 1,7 millón. residuos, el cual fue aceptado por el Servicio de Salud de Viña del Mar y Quillota en junio de 2003. Este plan estableció un plazo de Control avanzado en unidades de Hidrocracking e Isomerización. Este tres años para dejar totalmente operativo un sistema de manejo de proyecto contempla implementar estrategias avanzadas de control, residuos sólidos, que debe cumplirse a fines de 2005. que permitirán un mejor aprovechamiento de las instalaciones de las unidades de Hidrocracking e Isomerización. La inversión total En enero de 2003 se decidió continuar con el Programa de Vigilancia asciende a US$ 661.000. Ambiental Marino, ajustado a los nuevos requerimientos surgidos en las resoluciones de calificación ambiental de los últimos proyectos Proyectos en asociación con terceros presentados por la empresa. Nueva unidad Recuperadora de Azufre. Durante 2003 se completó la construcción de una segunda Unidad de Recuperación de Azufre de M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 53 LÍNEAS DE NEGOCIOS REFINERÍA BÍO BÍO PE TROX S. A . REFINERÍA DE PE TRÓLEO DIRECTORIO Síntesis de la gestión Durante 2003 el aumento en el precio internacional del petróleo Presidente DANIEL FERNÁNDEZ KOPRICH (1) y sus productos afectó la demanda de combustibles en el país, Ingeniero Civil neutralizando de paso el incremento del consumo que suele observarse en períodos de crecimiento económico. Vicepresidente y Director Ejecutivo ENRIQUE DÁVILA ALVEAL No obstante lo anterior, Petrox S.A. alcanzó resultados positivos y un Economista aumento importante en su nivel de actividad, tanto en los aspectos productivos como en el desarrollo en sus proyectos de inversión. Directores PEDRO CALVO MARTÍNEZ Al igual que en años anteriores, la empresa continuó diversificando Ingeniero Civil su cartera de clientes, aumentó las exportaciones y mejoró la optimización de la canasta de crudos y productos. Esto le permitió GUILLERMO DEL VALLE DE LA CRUZ alcanzar utilidades superiores a las logradas en 2002. Comunicador Social Resultados ALEJANDRO FERNÁNDEZ KOKICH Contador Los resultados de Petrox S.A. para este período arrojaron una utilidad de $ 57.003 millones, superior en 50% a la del año anterior, RENÉ ORMEÑO PALACIOS que alcanzó a $ 38.120 millones (moneda de diciembre 2003). Empresario Esta utilidad se origina en un resultado operacional positivo de MANUEL SÁNCHEZ CEBALLOS $ 39.114 millones y un resultado no operacional también positivo de Ingeniero Civil Industrial $ 29.087 millones, impulsado este último por la apreciación de la moneda nacional. DAVID JANA BITRÁN (2) Economista En el ámbito productivo, la refinación alcanzó un volumen de 6,7 millones de m3 y la producción neta 6,6 millones de m3. Ambas GABRIEL ALDONEY VARGAS (3) cifras no sólo superan en 14% las del año anterior sino que Ingeniero Mecánico constituyen récords históricos. El rendimiento volumétrico alcanzado a finales de este año fue de 97,1% y la disponibilidad de plantas fue de 96,7%. Gerente General ALFONSO YÁÑEZ MACÍAS Con respecto a las ventas, en el período 2003 éstas alcanzaron en Ingeniero Civil Químico el mercado nacional a 5,5 millones de m3, lo que representa un aumento de 2,6% respecto al año anterior. Gestión de personas y organización (1) En Junta Ordinaria de accionistas del 23 de abril de 2003, se designaron como En el ámbito de los recursos humanos la actividad estuvo orientada directores por un período de tres años a los señores Daniel Fernández K., Enrique Dávila a profundizar la gestión participativa y a sentar las bases para definir A., Pedro Calvo M., Guillermo del Valle de la C., Alejandro Fernández K., René Ormeño P., Manuel Sánchez C., David Jana B., Gonzalo Martner F. En sesión ordinaria N° 374 del un sistema de desarrollo basado en competencias, dirigido este año Directorio de fecha 29 de abril de 2003, se acordó designar como presidente a don Daniel al personal de las áreas de Mantenimiento y Control de Calidad. Fernández Koprich. En el año se impartió el Programa de Desarrollo de Supervisores, (2) En sesión ordinaria N° 372 del Directorio, de fecha 28 de febrero de 2003, se designa cuya finalidad fue el fortalecimiento de la línea de supervisión director a don David Jana Bitrán. (3) Con fecha 30 de mayo de 2003, renunció don Gonzalo Martner Fanta a su cargo de mediante el desarrollo de habilidades y aplicación de herramientas director, designándose en su reemplazo, en sesión ordinaria N° 376 del Directorio de para fortalecer el liderazgo y el trabajo en equipo. Este programa fecha 26 de Junio del mismo año, a don Gabriel Aldoney Vargas. M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 55 LÍNEAS DE NEGOCIOS fue impartido por ENAP conjuntamente con el Departamento de Proyectos en desarrollo Ingeniería Industrial de la Universidad de Chile. Saturación de Bencenos. Tiene por objetivo reducir el contenido En conjunto con ENAP Matriz, Petrox participó en el desarrollo de de benceno en la gasolina, con el fin de cumplir con la norma un nuevo modelo de evaluación de mejoramiento del desempeño, ambiental futura. Su inversión alcanza los US$ 6,3 millones. El basado en competencias y que se esperaba aplicar en el segundo proyecto se inició en 2001 y se pondría en servicio en el segundo semestre de 2004. trimestre de 2004. En 2003 y por segundo año consecutivo, Petrox participó en la Depentanizadora de Gasolina de Cracking. Permite mejorar el encuesta realizada por Great Place to Work Institute, obteniendo una proceso de formulación de los distintos tipos de gasolina, con el buena ubicación en el ranking de empresas mejor evaluadas para fin de cumplir con las especificaciones futuras, en particular, el trabajar, similar a la que se había logrado en el año anterior. contenido de olefinas. El desembolso estimado es de US$ 5,4 millones. El proyecto se inició en 2001 y se pondrá en marcha en Por otra parte, en mayo de 2003 Petrox recibió un diploma del Consejo marzo de 2005. Nacional de Seguridad por haber obtenido el índice de frecuencia de accidentes más bajo, durante el año anterior en su grupo. Reemplazo de Oleoducto en el tramo Refinería-Cosmito. Reemplazo de 13,5 Km del Oleoducto que va a San Fernando, en el tramo San Con el propósito de difundir internamente los conceptos y Vicente-Cosmito, para normalizar el cumplimiento de normativas actividades de prevención de riesgos, se activó en Intranet vigentes. El monto de la inversión asciende a US$ 5,3 millones. Los información estadística y programas de prevención de riesgos, trabajos estarían terminados en abril de 2004. logrando de este modo hacer más expeditas las consultas propias de los trabajadores. Uso de Tecnología RxCAT en el Cracking Catalítico. Este proyecto persigue aumentar el rendimiento de productos de mayor valor Proyectos de Inversión agregado en la unidad de Cracking Catalítico, disminuyendo los de fondo y mejorando al mismo tiempo el balance térmico de la Unidad. Durante el ejercicio 2003, Petrox continuó desarrollando proyectos El desembolso estimado es de US$ 3,96 millones. El proyecto de inversión, orientados principalmente a afrontar el cambio se inició en 2002 con la ingeniería básica y su puesta en marcha de especificaciones de productos y a cubrir la demanda de estaba prevista para septiembre de 2004. combustibles del país. El desembolso en inversiones durante el año alcanzó los US$ 70,4 millones, incluyendo proyectos financiados con Proyectos iniciados en 2003 recursos propios y en asociación con terceros. Estudios de ingeniería desulfurización profunda de diesel. Durante Proyectos terminados en 2003 2003 se realizaron estudios de ingeniería con el fin de fijar las bases para la producción de diesel de bajo azufre, de modo de cumplir con Regeneración Continua de la Planta de Reformación Catalítica. El las especificaciones ambientales, respecto del contenido de este proyecto consistió en la instalación de un sistema de regeneración elemento. continua del catalizador en la Planta de Reformación Catalítica original. Esto permite aumentar el octanaje de la gasolina Proyectos en asociación con terceros producida en la unidad, incrementando además la disponibilidad de hidrógeno usado en otros procesos. El desembolso total fue de Nueva Planta de Azufre. Desarrollado en asociación con Petrosul S.A., US$ 23,5 millones. este proyecto culminó en septiembre de 2003. Consiste en una planta recuperadora de azufre con una capacidad de producción de 45 toneladas por día. El uso del producto es principalmente como fungicida y fertilizante para la agroindustria. 56 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P VISTA GENERAL REFINERÍA BÍO BÍO Hidrocracking Suave de Gas Oil. Durante 2003 se negociaron los contratos comerciales y financieros y se inició la construcción de esta unidad, cuyas obras finalizarán el último trimestre de • Monitoreo continuo de las variables ambientales, destinado a verificar el cumplimiento de la normativa aplicable. • Puesta en marcha de la Planta de Azufre N° 2; de la red de 2004. El proyecto tiene como objetivo la producción de diesel de monitoreo de ruido y la adquisición e instalación del sistema bajo contenido de azufre a partir de gas oil, permitiendo además de monitoreo continuo de pH, temperatura y concentración de disminuir las emisiones de compuestos azufrados a la atmósfera. hidrocarburos en el efluente al río Biobío. • En el área de residuos sólidos se debe mencionar la eliminación Nueva Planta de Hidrógeno. Su objetivo es suministrar el hidrógeno del Landfill de borras, la puesta en marcha del Área de Manejo de requerido para la operación de la Planta Hidrocracking Suave de Residuos Sólidos y el envío de residuos sólidos peligrosos a relleno Gas Oil y otras unidades productivas, mediante la instalación de una de seguridad. unidad productora de hidrógeno, a partir de gas natural. El proyecto • Se obtuvo una resolución de calificación ambiental favorable para implica una inversión de US$ 31 millones. El inicio de la operación las nuevas unidades Depentanizadora, Hidrogenación de Benceno de la planta está programado para el último trimestre de 2004. y Prime G. • Desarrollo de una política ambiental, así como de indicadores Gestión ambiental ambientales que permitan evaluar el desempeño en esta materia. • En el período se cumplió con las metas ambientales establecidas En este ámbito la empresa continuó con los esfuerzos para y, conforme a la política de transparencia informativa, se minimizar el impacto sobre el medio ambiente, desarrollando mantuvieron reuniones tripartitas con la comunidad y las nuevas actividades, entre las que destacan las siguientes: autoridades ambientales. M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 57 LÍNEAS DE NEGOCIOS ESFERA DE ALMACENAMIENTO DE GLP EN PLANTA EMALCO MAIPÚ. EMPRESA ALMACENAD OR A DE COMBUSTIBLES S. A . Síntesis de la gestión DIRECTORIO El año 2003 resultó de gran actividad para Emalco, consolidándose su integración al sistema logístico de la Línea de Negocios RL&C de Presidente DANIEL FERNÁNDEZ KOPRICH (1) Ingeniero Civil ENRIQUE DÁVILA ALVEAL Economista Directores de las instalaciones, especialmente de la Planta Maipú, la que pasó a ser un punto de alta relevancia en el abastecimiento de la Región Metropolitana, mejorando notablemente el servicio a los clientes de Vicepresidente y Director Ejecutivo ENAP. Ello se tradujo en un importante incremento en la utilización PEDRO CALVO MARTÍNEZ Ingeniero Civil GUILLERMO DEL VALLE DE LA CRUZ Comunicador Social ALEJANDRO FERNÁNDEZ KOKICH Contador RENÉ ORMEÑO PALACIOS Empresario MANUEL SÁNCHEZ CEBALLOS Ingeniero Civil Industrial DAVID JANA BITRÁN (2) Economista GABRIEL ALDONEY VARGAS (3) Ingeniero Mecánico ENAP por la mayor confiabilidad de las entregas. Esta se manifestó en entregas oportunas de los productos, siempre dentro de los niveles de calidad requeridos. La mayor utilización se reflejó en un notable aumento de la rotación de los productos almacenados, manteniéndose casi el mismo nivel en cuanto a contratación de capacidad de almacenamiento. Por otro lado, se completó con éxito el proceso de implementación de un Sistema de Gestión de Calidad, basado en la norma ISO 9001-2000, alcanzándose en diciembre la recomendación para la certificación correspondiente. Por otra parte, Emalco culminó un nuevo año con elevados estándares de seguridad, llegando en 2003 a mostrar con satisfacción un ejercicio sin accidentes del trabajo. Los resultados señalados se suman a muy buenos desempeños en reducción de costos, aumento de ingresos y, en consecuencia, aumento de las utilidades, producto de un trabajo mancomunado de ejecutivos y trabajadores, con el compromiso y participación que distingue a Emalco. Prueba de ello es el destacado resultado obtenido en la encuesta realizada por Great Place to Work Institute, que ubicó a Emalco en los primeros lugares del ranking de empresas con mejor clima para trabajar en Chile. Resultados Gerente General MARIO ARZE CONTRERAS Ingeniero Civil Químico Durante 2003 Emalco alcanzó utilidades, después de impuestos, por $ 2.956 millones, superando en 10,6 % el resultado alcanzado en 2002. El resultado operacional se incrementó en 12,7 % en relación con el año anterior, lo que se explica por un aumento de 4,7 % en los ingresos, de 3,4 % en los costos de explotación y una (1) En Junta Ordinaria de accionistas del 23 de abril de 2003, se designaron como disminución del 18,9 % de los costos de administración y ventas. directores por un período de tres años a los señores Daniel Fernández K., Enrique Dávila A., Pedro Calvo M., Guillermo del Valle de la C., Alejandro Fernández K., René Ormeño P., Manuel Sánchez C., David Jana B. y Gonzalo Martner F. En sesión ordinaria N° 51 del La pérdida por resultado no operacional se incrementó en 27,6% aun Directorio de fecha 29 de abril de 2003, se acordó designar como presidente a don Daniel cuando su efecto en el resultado global resulta poco significativo. Fernández Koprich. (2) En sesión ordinaria N° 49 del Directorio, de fecha 28 de febrero de 2003, se designa director a don David Jana Bitrán. (3) Con fecha 30 de mayo de 2003 renunció don Gonzalo Martner Fanta a su cargo de director, designándose en su reemplazo en sesión ordinaria N° 53 del Directorio, de fecha 26 de junio del mismo año, a don Gabriel Aldoney Vargas. M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 59 LÍNEAS DE NEGOCIOS Actividad logística • Operación del poliducto San Vicente-San Fernando, de propiedad La capacidad de almacenamiento contratada para productos limpios • Servicios de inspección y mantenimiento de oleoductos, a través de Petrox (hoy ENAP Refinerías S.A.). (gasolinas, kerosenes y diesel) alcanzó en promedio a 146.300 m3, de contratos con ENAP Refinerías y Oleoducto Transandino Chile, lo que representa el 57% del total de la capacidad disponible y una por inspección de la franja de servidumbre y mantenimiento de la disminución de 0,8% con respecto del volumen contratado el año 2002. Lo anterior se explica en parte por el cierre de las operaciones pista y los equipos e instalaciones asociados a los ductos. • Trabajos especiales asociados a los oleoductos ya mencionados, relativos a protección de las líneas en el paso de los ríos, de Texaco en la Planta Linares. reparación de defectos en las cañerías, mejoramiento de las protecciones, etc. Las compañías distribuidoras contrataron el 15,7% del total señalado, correspondiendo el resto a los volúmenes contratados por • Por último, durante el año aumentó el rol coordinador que efectúa Emalco para apoyar la presencia de los productos de ENAP. Lo Petrox (29,6%) y RPC (54,7%). anterior incluye, entre otros, la coordinación por las entregas de El almacenamiento promedio contratado de gas licuado fue de gas licuado, la aplicación de marcador al kerosene despachado 33.978 m3, correspondiente al 56,6% de la capacidad disponible, en las regiones VI, VII y Metropolitana y la coordinación de los disminuyendo levemente con respecto al año anterior. procesos de aseguramiento de calidad de las gasolinas, diesel y gas licuado que la empresa entrega en Maipú y que cubre la importante demanda de la Región Metropolitana. Esta certificación, adicional a la que hacen las plantas de origen, es realizada por SGS Chile, Capacidad logística de Emalco en 2003 compañía internacional especializada en certificación de calidad. Productos líquidos Gas licuado Total Gestión de personas y organización Capacidad de almacenamiento (m3) 256.000 60.000 316.000 Capacidad contratada total (m3) 146.300 33.978 180.278 Capacidad contratada ENAP (m3) 123.300 33.978 157.278 Infraestructura contratada ENAP 48,1% 56,6% 49,8% de la gestión participativa, con variadas actividades y reuniones Infraestructura contratada total 57,1% 56,6% 57,0% periódicas entre los ejecutivos, supervisores y trabajadores, en las que La empresa continuó empeñada en reforzar los distintos aspectos se trataron temas de mutuo interés y propios de las actividades de la empresa. En este aspecto, cabe destacar el esfuerzo mancomunado entre los diferentes estamentos para implementar un Sistema de Otros servicios Gestión de Calidad y lograr la certificación ISO 9001-2000. Ello significó un exhaustivo trabajo para las áreas de operaciones, Además de su servicio principal de almacenamiento, Emalco ha mantenimiento, administración y capacitación, con participación desarrollado diversos servicios vinculados a la logística de los directa e intensiva de los propios trabajadores y que se vio coronado combustibles. con la satisfacción de alcanzar el objetivo en el mes de diciembre. Entre otros, destacan los siguientes: Durante el año 2003, las horas anuales de capacitación alcanzaron a 10.177, de las cuales una parte importante estuvo destinada al • Entrega de combustibles desde las instalaciones de Emalco a programa de nivelación al personal de las áreas de operaciones y los clientes, ya sea mediante bombeo por oleoductos hasta sus mantenimiento, que contó con la participación de alrededor de 70 instalaciones o por carga de camiones. trabajadores. • En San Fernando y Linares se efectúan entregas de gas licuado envasado en cilindros o mediante la carga de camiones graneleros. De los 122 trabajadores de Emalco, el 70% participó en diversas Adicionalmente se entregan algunos servicios complementarios a acciones de capacitación y formación en áreas técnicas y en los distribuidores de gas licuado, como arriendo de espacios para materias de competencia laboral. oficinas y para almacenamiento de cilindros. • Gracias a inversiones realizadas durante 2002, se están efectuando Proyectos de inversión regularmente operaciones de manejo de interfaces en Maipú y San Fernando, lo que ha permitido reducir significativamente los Durante el presente ejercicio Emalco realizó inversiones por US$ 1,0 volúmenes reenviados a refinerías, permitiendo importantes ahorros millón, de los cuales US$ 0,5 millón corresponden a proyectos de para la Línea de Negocios de RL&C. 60 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P ESTANQUES DE ALMACENAMIENTO DE COMBUSTIBLES EN PLANTA DE MAIPÚ. arrastre y el resto a proyectos nuevos, todos ellos desarrollados con implantado. El proceso involucró en sus distintas fases a todos los recursos propios. trabajadores y requirió su activa participación, lo que asegura un gran compromiso de la organización con el Sistema. Entre los proyectos realizados, se contempla el aumento de El alcance de la certificación de Emalco comprende: Transporte capacidad de almacenamiento de gas licuado en San Fernando y por oleoductos; recepción, almacenamiento y entrega de productos Linares, cuyo objetivo es optimizar la logística de gas licuado desde derivados del petróleo; servicios de inspección y mantenimiento de San Vicente a San Fernando, generando ahorros por reducción del oleoductos. número de embarques, entradas de buque a puerto y manejo de interfaces con gas licuado. Por otra parte, Emalco mantiene un fuerte impulso a la prevención total de riesgos y a la acción sostenida de los comités paritarios de Por otro lado, se completaron los trabajos para alcanzar la higiene y seguridad. operatividad total del nuevo Patio de Bombas, en servicio desde fines del año 2002. Sólo resta validar y oficializar el sistema de medición Al mismo tiempo, en la evaluación de la siniestralidad efectiva del de las entregas, para lo cual se están realizando las acciones período comprendido entre el 1 de julio de 2000 y 30 de junio de necesarias. 2003 (según el D.S. Nº 67 y Ley 16.744) se alcanzaron excelentes resultados, lo que implica no tener cotización adicional, manteniendo Culminó en la Planta Maipú la implementación de las mejoras sólo la cotización base obligatoria del 0,95% durante el período entre realizadas al sistema contra incendio, según lo determinado por una el 1 de enero de 2004 y el 31 de diciembre de 2005. auditoría de normalización de estándares de diseño y operación. Gestión ambiental Por último, se construyó una nueva isla de carga y descarga de gas licuado en la Planta Maipú, que permitirá recibir y entregar este En cuanto al desempeño ambiental, Emalco ha continuado producto desde o hacia camiones graneleros, incorporando un nuevo implementando acciones tendientes a mejorar las condiciones servicio en esta planta y que aportará flexibilidad a las operaciones de sus operaciones e instalaciones. El año 2003 se puso énfasis de nuestros clientes. en mejorar los sistemas de recolección y manejo de aguas para controlar eventuales contaminaciones con hidrocarburos; se definió Gestión de calidad y prevención de riesgos un proyecto para la eliminación definitiva de los PCB contenidos en algunos equipos eléctricos (Askareles), que se pondrán en Este año culminó con éxito el proceso iniciado el año 2000, práctica durante el 2004, y se realizó un esfuerzo importante para implementar un Sistema de Gestión de Calidad, bajo la para mejorar el manejo, reducción y eliminación de los residuos Norma ISO-9001-2000. En el mes de diciembre se desarrolló industriales sólidos. Por último se puso en práctica un programa satisfactoriamente la Auditoría de Certificación, que permitió de visitas a todas las instalaciones para efectuar evaluaciones del evidenciar que el Sistema de Calidad ha sido adecuadamente desempeño ambiental de cada área. M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 61 LÍNE A DE NEGO CIOS DE E XPLOR ACIÓN Y PRODUCCIÓN 62 SIPETROL TIENE ENTRE SUS ÁREAS FOCO DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN LAS REGIONES DE NORTE DE AFRICA Y MEDIO ORIENTE M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P Manuel Sánchez Ceballos Ingeniero Civil Industrial Gerente Línea de Negocios de Exploración y Producción Síntesis de la gestión • La optimización de la producción de sus principales campos: los grandes yacimientos del territorio nacional y Área Magallanes, La Línea de Negocios de Exploración y Producción (E&P) es la encargada de las actividades de upstream de la empresa y tiene Pampa del Castillo, Guaduas, MDC y PBH en el exterior. • En la ejecución del programa de inversiones, dando cumplimiento como objetivo principal la agregación de valor, asociada a la a los compromisos a firme y reprogramando aquellos casos en que adición de reservas de hidrocarburos, mediante la exploración y la las flexibilidades operativas permitían la implementación de planes optimización de la explotación de sus yacimientos. alternativos óptimos. Se descubre petróleo con el pozo Ganna 1, Adicionalmente la línea se ocupa de la gestión de los activos en el bloque North Bahariya en Egipto; se inician las actividades geotérmicos de la compañía. exploratorias en Yemen; se aumenta la participación de Sipetrol en La Línea de Negocios E&P opera los yacimientos de la zona austral de los bloques Dindal y Río Seco en Colombia, se toma el control de la Chile y, a través de Sipetrol S.A., realiza actividades de exploración y producción en las áreas definidas como foco por el Plan Estratégico de Negocios de la compañía; vale decir, en Latinoamérica y la zona conocida como MENA (Medio Oriente y Norte de África). Durante el período el énfasis de la gestión fue: • Realizar una transformación organizacional orientada a mejorar el control de los procesos críticos del negocio, la adopción de operación y se detiene un programa de desarrollo infructuoso. • Se perforaron los pozos exploratorios exitosos XE-2 y XE-3, en CAM-2A Sur, en Argentina, y el pozo descubridor Candelo 1, en el bloque Acevedo de Colombia, en evaluación. • Aumento de 1,5% con respecto al año anterior de las reservas probadas y probables. • Diluir la participación en los proyectos de energía geotérmica, una nueva estructura para facilitar el trabajo de equipos de alto por encontrarse éstos en una situación no competitiva con los rendimiento, la incorporación de nuevas tecnologías y la creación proyectos del core business de la empresa, por lo que se llevaron a de una cultura interna orientada a la agregación de valor. cabo gestiones para contactar a inversionistas privados interesados • Renovación de la cartera de proyectos exploratorios, orientando en desarrollar proyectos geotérmicos. los recursos hacia las áreas donde la compañía posee mejores competencias. Especial dedicación se otorgó a la Cuenca de Producción y reservas Magallanes. Se incorporaron los bloques exploratorios East Ras Qattara, en Egipto; CAM 1 en Argentina; y Colombia Central en En 2003 la producción total de crudo fue de 9,8 millones de Colombia. barriles, lo que prácticamente no representa variación frente a la • Crear las flexibilidades que permitan un manejo óptimo de la cartera de proyectos y los recursos de inversión asignados en el producción del año anterior. En tanto, la producción de gas natural alcanzó a 2.727 millones Plan Estratégico de Negocios. M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 63 LÍNEAS DE NEGOCIOS ACTIVIDADES DE PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS EN MAGALLANES de metros cúbicos (16 millones de barriles equivalentes), lo que Operación Petrolera (CEOP) del Bloque Fell con Geopark, para una representa una disminución de 8% frente a la producción registrada siguiente etapa de Explotación y Desarrollo del bloque. Este plan en el año anterior. Esta cifra estuvo influida por una producción será presentado próximamente al Ministerio de Minería. menor a lo pronosticado en CAM 2 A Sur, en Argentina, debido La producción de petróleo en Magallanes fue de 1,32 millón de al atraso de la puesta en marcha de la Plataforma Poseidón, barriles (209.700 metros cúbicos), lo que, aunque representa una amortiguado por un mejor manejo del consumo de gas en las disminución de 18,5% frente a la producción del año anterior, resultó operaciones nacionales y agudizado por una menor demanda de gas en un déficit de sólo 3% con respecto a la meta del año. La razón de en la zona de Magallanes, en Chile. En total se perforaron 29 pozos la desviación fue la detención preventiva de plataformas costa afuera. de desarrollo, siete de exploración y uno estratigráfico. La producción neta de gas natural alcanzó los 2.181 millones de metros cúbicos estándar (12,8 millones de barriles equivalentes) lo Exploración y producción nacional que representa una disminución de 14,2% frente a lo producido en el ejercicio anterior. Dicha disminución se debe fundamentalmente La exploración en Magallanes tuvo una importante actividad a tres motivos: dificultades operativas en el sistema de proceso y durante el período. Haciendo uso de la experiencia recogida en las transporte –las que fueron resueltas con soluciones de largo plazo–, operaciones internacionales y de la gran cantidad de información menor demanda, contrarrestadas con optimizaciones en el consumo acumulada en más de 50 años de labor, un importante grupo de interno de gas. geocientistas de Sipetrol, junto con los de ENAP Magallanes, se dio Para apoyar la capacidad productiva en la zona se incorporaron 4 a la tarea de realizar estudios de síntesis de los sistemas petroleros nuevos proyectos de infraestructura a la cartera de inversiones, de la cuenca de Magallanes, de reinterpretar geológicamente el donde 3 de ellos apuntan a la optimización del uso del gas natural Bloque Lago Mercedes –ubicado en el extremo sur de Tierra del y de mejoras extractivas y el otro tiene como objetivo asegurar la Fuego– y de optimizar la terminación como productor del pozo satisfacción de las demandas de gas en la zona. Terciario Esperanza 4. Paralelamente, se concretaron acuerdos de compraventa de gas Los equipos de estudio de síntesis de la cuenca –que incorporaron natural y petróleo con Sipetrol Argentina y con YPF, del yacimiento análisis integrados de los plays y leads ubicados en el Precretácico, CAM 2A Sur desde Tierra del Fuego. Cretácico Inferior y Terciario– han evacuado sus informes y éstos se encontraban en fase de validación. Se espera que a fines del Exploración y producción internacional primer trimestre de 2004 se traduzcan en planes y programas de exploración. Desde 1990 ENAP realiza sus actividades de upstream en el Los estudios en Lago Mercedes finalizaron en forma muy extranjero a través de su filial Sociedad Internacional Petrolera S.A. positiva, ya que ellos indicaron la presencia de un importante (Sipetrol), que actualmente posee filiales y sucursales en Argentina, prospecto gasífero que debe ser investigado mayormente con Colombia, Ecuador, Reino Unido y Egipto. Además, participa en un levantamiento sísmico tridimensional, levantamiento cuya actividades exploratorias en Yemen e Irán, a través de consorcios adquisición se programó para 2004. con otras empresas de la industria petrolera internacional. En otro frente, se trabajó en la modificación del Contrato Especial de Durante 2003 la producción de crudo en el extranjero alcanzó a 8,5 millones de barriles, lo que representa un incremento de 5% frente a la producción del año anterior. Mientras que la producción de gas natural llegó a 3,2 millones de barriles equivalentes (546 millones de metros cúbicos), lo que representa un incremento de 32% frente a la producción del año anterior. M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 65 LÍNEAS DE NEGOCIOS EN 2003 LA FILIAL SIPETROL S.A. CONCRETÓ UN IMPORTANTE HALLAZGO DE PETROLEO EN EGIPTO SO CIEDAD INTERNACIONAL PE TROLER A S. A . DIRECTORIO Presidente Síntesis de la gestión DANIEL FERNÁNDEZ KOPRICH, Entre las actividades e hitos más importantes de la empresa durante Ingeniero Civil el ejercicio se cuentan: • El inicio de la operación de los bloques Mauro Dávalos Cordero Vicepresidente Manuel Sánchez Ceballos, Ingeniero Civil Industrial (MDC) y Paraíso, Biguno y Huachito (PBH), en Ecuador. • Descubrimiento de petróleo en el pozo Ganna 1, en el Bloque North Bahariya en Egipto. Se espera que durante 2004 este Directores Enrique Dávila Alveal, Economista descubrimiento sea puesto en producción. • Designación como operador del bloque exploratorio El Diyur en Egipto. • Entrada en los bloques exploratorios CAM 1 en Argentina, East Ras Andrea Butelmann Peisajoff, Qattara en Egipto y Colombia Central, en Colombia. Ingeniero Comercial • Inicio de las operaciones en el bloque 35 en Yemen, a través del Alejandro Pérez Rojas, • Inicio de la producción de crudo y gas natural en la plataforma consorcio operado por Oil Search. Geólogo Poseidón, ubicada en el bloque CAM 2 A Sur, en la cuenca austral de Argentina. David Jana Bitrán, Economista • Adopción de una nueva estructura de gestión que en un esquema matricial reconoce las unidades de activos enfocadas en los negocios y las unidades de soporte funcional enfocadas en los procesos. Esta Guillermo del Valle de la Cruz, nueva estructura es común a todas las filiales y sucursales de la Comunicador Social empresa y es parte de la transformación organizacional adoptada por la Línea de Negocios de Exploración y Producción. • Sipetrol registró una tasa de éxito geológico de 57% en sus labores Gerente General Vicente Rodríguez Gaete, de exploración. En el año se registraron cuatro descubrimientos de Geólogo hidrocarburos, el primero en Egipto en el Bloque North Bahariya, el cual se encuentra en etapa de evaluación, con el objetivo de ser puesto en producción durante 2004. El segundo descubrimiento se realizó en el bloque Acevedo en Colombia, mediante el pozo Candelo 1, el cual se encuentra en evaluación. Los otros descubrimientos corresponden a los pozos XE-2 y XE-3, en CAM2 A Sur en Argentina. Resultados El énfasis de la gestión de Sipetrol S.A. durante 2003 estuvo puesto en maximizar el valor de la cartera de activos de la compañía, incorporando proyectos con un alto valor agregado esperado. De esta forma se incorporaron los bloques exploratorios CAM 1, East Ras Qattara y Colombia Central y se aumentó la participación en los bloques Dindal y Río Seco desde 32,7 a 90,6%. También se avanzó en las negociaciones para incorporar nuevos prospectos exploratorios, como son el Bloque 1 Nota: En Junta Ordinaria de Accionistas, llevada a cabo el 2 de abril de 2003, junto con renovarse totalmente el Directorio por haberse producido vacantes en 2002, se procedió a en Egipto y un conjunto de bloques en Libia. Asimismo, se pusieron en marcha diferentes iniciativas destinadas aumentar el número de directores, de cinco a siete miembros, de manera de uniformar la a mantener la producción y un bajo nivel de costos operativos e composición del mismo con las restantes empresas del Grupo ENAP. incrementar las reservas. En este sentido, y de conformidad con la Ley, se acordó proponer a la Junta Extraordinaria de Accionistas modificar los estatutos en lo relativo a la integración del Directorio, para lo En ese contexto, los ingresos de la sociedad ascendieron a cual se designaron a los señores David Jana Bitrán y Guillermo del Valle de la Cruz, como MM$ 140.848, lo que representa un incremento de 3% con nuevos integrantes del mismo. respecto a los ingresos del año anterior. M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 67 LÍNEAS DE NEGOCIOS ACTIVIDADES DE SIPETROL S.A. EN EGIPTO. ascendente a MMUS$ 47 y se prepagó parte importante de la deuda Análisis financiero con Sipetrol S.A. (Chile). El resultado neto (utilidad final después de impuestos) de Sipetrol S.A. en 2003 ascendió a MM$ 3.810 (US$ 6,4 millones), El pasivo circulante experimentó un aumento de MM$ 11.990, compuesto por un Resultado Operacional de MM$ 12.168, un equivalente a 15% respecto de 2002, debido principalmente al Resultado No Operacional de MM$ -3.020 e Impuesto a la Renta de aumento de la deuda con ENAP y la provisión de impuesto a la renta. MM$ -5.239. Este resultado neto significó una disminución de 86% El pasivo de largo plazo experimentó una disminución de MM$ 17.959, respecto al resultado de 2002. equivalente al 16%, producto del pago de la deuda entre empresas Comparado con 2002 el Resultado Operacional registró una relacionadas. disminución de 46%, producto principalmente del aumento en los costos de exploración y al impairment de activos. Liquidez Al separar el efecto de los costos asociados a la exploración y al El capital de trabajo durante 2003 fue de MM$ -41.291 comparado impairment, el Resultado Operacional hubiese sido superior en con MM$ -21.926 a igual período 2002, lo que se explica por 34% en comparación con el ejercicio 2002. la disminución de los activos circulantes en valores negociables, deudores varios e impuestos por recuperar. Los pasivos circulantes se incrementaron respecto al período anterior, debido al aumento Activos de la deuda entre empresas relacionadas. El índice de liquidez en el período 2003 fue de 0,6 en comparación con el 0,7 del año anterior. El activo fijo experimentó una disminución durante 2003, ascendente a MM$ 58.975, explicado principalmente por la disminución en el tipo de cambio, reconocimiento del impairment y Rentabilidad por los castigos a los proyectos exploratorios en Colombia. En el ítem Otros Activos, Sipetrol S.A. registró un incremento de Los índices de rentabilidad en 2003 reflejan un descenso respecto MM$ 5.735, equivalente al 44% en relación con igual período de de 2002, debido principalmente a los ajustes realizados en la cartera 2002, dado por el aumento en los impuestos diferidos de largo de proyectos vigente, lo que significó un mayor costo operacional y, plazo, originados por la disminución de la pérdida tributaria. por lo tanto, una menor utilidad neta. Financiamiento Endeudamiento Hacia fines del ejercicio 2003 Sipetrol Argentina S.A. suscribió El nivel de endeudamiento bancario experimentó un aumento un crédito sindicado con un grupo de bancos internacionales por respecto de 2002, debido a la suscripción del préstamo sindicado, US$ 125 millones, destinado a Sipetrol Argentina S.A. Con dichos mencionado anteriormente. recursos se canceló la deuda bancaria que vencía a finales del 2003 68 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P Resumen por países Pampa del Castillo De acuerdo con el mandato del Plan Estratégico de Negocios de Exploraciones: Se realizó un estudio del potencial exploratorio de niveles ENAP, Sipetrol S.A. concentra sus actividades de exploración y más profundos a los ya productivos en los yacimientos denominados producción en América Latina en el Medio Oriente y Norte de África Formación Neocomiano y D 129, productores en áreas vecinas. Los (MENA). resultados finales serían presentados a comienzos de 2004. América Latina Incorporación de reservas: Estudios realizados en 2003, con la información existente y la aportada por las actividades de Argentina perforación programadas, han permitido un incremento de reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas estimadas en 660 Mm3 Sipetrol Argentina S.A. actúa como operador con el 50% de respecto de la estimación de diciembre de 2002. participación en las concesiones de explotación del Área Magallanes y del CAM 2 A Sur, y en los permisos de exploración de las áreas Prevención de riesgos y medio ambiente: Durante el ejercicio se comenzó CAM 1 y CAM 3, en la Cuenca Austral. con el proceso para lograr la certificación ISO 14001 de Sistemas de Gestión Ambiental, la cual se esperaba obtener durante 2004. En la Cuenca del Golfo San Jorge, Sipetrol Argentina S.A. es titular del 100% de la concesión de explotación del Área Pampa del Campamento Central–Cañadón Perdido Castillo y participa con el 50% en la concesión de explotación del Área Campamento Central-Cañadón Perdido. Nuevos Reservorios: Se logró una producción de petróleo y gas en niveles más profundos (formación D-129), los cuales están en Comercial: Durante todo 2003 se mantuvo vigente, a solicitud del evaluación y abren expectativas para futuros desarrollos en este gobierno argentino, un “Acuerdo entre Productores y Refinadores antiguo yacimiento, donde fue descubierto el petróleo en Argentina. para la Estabilidad de Precios para el Petróleo Crudo, Nafta y Gasoil”. Este fue suscrito entre las empresas productoras de CAM 2A Sur hidrocarburos y las compañías refinadoras, en el cual el upstream se comprometió a facturar ciertas cantidades al mercado local, tomando Inicio de la Producción: El 22 de diciembre se dio inicio a la como base en el precio WTI de US$ 28,50 el barril. producción de petróleo y gas. Nuevos negocios: Durante el año se revisó una serie de CAM 1/CAM 3 oportunidades de negocios y antecedentes exploratorios de Argentina, evaluándose 12 de ellas. Nueve oportunidades Adjudicación Área CAM 1: La Secretaría de Energía adjudicó el 4 fueron generadas por Sipetrol Argentina, dos de las cuales están de septiembre de 2003 el área CAM 1 a Sipetrol Argentina S.A. y actualmente en evaluación y otras dos se concretaron en adquisición a Repsol YPF S.A. Asimismo, se obtuvo un permiso para el ingreso de participación de áreas de exploración: CAM-1 y otra en proceso anticipado al área. de asignación. Compromisos: Se cumplieron los compromisos con la Secretaría de Área Magallanes Energía. Las Unidades de Trabajo remanentes son 789 para CAM 1 y 594 para CAM 3. Las mismas se aplicarán a los compromisos para Venta de gas: Respondiendo a las exigencias del mercado, el el segundo período de Exploración. esfuerzo estuvo centrado en dar satisfacción a la mayor demanda de gas natural en Magallanes, aumentando las exportaciones en Ecuador un promedio diario de 200 Mm3/d (participación Sipetrol S.A.), respecto al año anterior. Yacimientos MDC y PBH El 1 de enero de 2003, la sucursal Ecuador de la Sociedad Internacional Petrolera, SIPEC, tomó control de la operación de los campos Mauro Dávalos Cordero (MDC) y Paraíso, Biguno y Huachito M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 69 LÍNEAS DE NEGOCIOS (PBH), en virtud del Contrato de Servicios Específicos para el Bloque Acevedo Desarrollo y Confirmación de Reservas, firmado en octubre de 2002 Este se ubica en el extremo sur de la Cuenca del Valle Superior del con la empresa estatal ecuatoriana PetroEcuador. Río Magdalena, con una extensión de 75.868 hectáreas. Sipetrol Las principales actividades de inversión giraron alrededor de los siguientes puntos: la adquisición de 167 Km2 de sísmica 3D; S.A. es operador a partir de enero de 2003, con una participación del 30%. Se perforó el pozo Candelo-1, con el objetivo de probar el inicio de la campaña de perforación, que contempla 16 pozos el sistema petrolífero en la subcuenca de Acevedo, donde se hasta el 2005; la adecuación de instalaciones de producción; y el encontró petróleo de 21° API. Actualmente se está evaluando este manejo ambiental y de las relaciones con las comunidades de la descubrimiento. zona. Además, se dio inicio al proceso para la construcción del campamento y de nuevas instalaciones de producción. Bloque Huila Norte La gestión de producción se orientó a implementar un programa de Este bloque está ubicado en la Cuenca del Valle Superior del Río reacondicionamiento de pozos y de instalaciones, con lo cual se logró Magdalena. Tiene una extensión de 47.900 hectáreas y Sipetrol reactivar cinco pozos, reinyectar totalmente el agua de formación es operador con una participación del 54%. En 2003 se perforó e incrementar la producción en alrededor de 30%. Para 2004 se el pozo El Encanto-2, con el propósito de definir el límite norte del esperaba un incremento adicional de la producción en 50%. prospecto El Encanto. Este pozo perforó dos estructuras adicionales ubicadas al norte de dicho prospecto, definiendo un potencial Colombia adicional en el área. Cuenca del Valle Superior del Magdalena Bloque Colombia Central Bloque Altamizal Está ubicado al oriente de la Cuenca del Valle Superior del Río Magdalena, con una extensión de 162.274 hectáreas. Aquí Sipetrol Este bloque se encuentra ubicado en la Cuenca Valle Superior es operador con una participación de 34%.En diciembre de 2003 se del Río Magdalena, al norte del bloque Huila Norte. Tiene una iniciaron los trabajos exploratorios, con el desarrollo de la geología extensión de 56.502 hectáreas. Sipetrol S.A. es el operador, con una de superficie (cartografía y estratigrafía), adquisición de sensores participación de 54%. En 2003 se llevó a cabo la perforación del remotos y estudios geoquímicos. pozo estratigráfico Altamizal-1, con el objetivo de conocer la sucesión estratigráfica por debajo de la falla de Andalucía. Adicionalmente, Bloque Tafura se llevó a cabo la caracterización del Jurásico, con base en estudios Este bloque está ubicado en la Cuenca del Valle Superior del Río petrográficos, AFTA y geoquímica de elementos mayores. Magdalena con una extensión de 35.232 hectáreas. Sipetrol participa Bloque Caguán con el 50%. En 2003 se llevaron a cabo los trabajos de geología de campo y la adquisición de 58.49 Km de sísmica 2D. Los resultados Este bloque se ubica en la Cuenca del Valle Superior del obtenidos de la evaluación del bloque demostraron que no contaba Río Magdalena y delimita con el campo Río Ceibas. Produce con méritos exploratorios, por lo que se decidió devolverlo a Ecopetrol. hidrocarburos de areniscas del Terciario Superior de la Formación Honda. En este campo Sipetrol tiene una participación de 27,27%. Bloque Doima En 2003 se perforó el pozo Río Ceibas-10, con el objetivo de 70 incrementar el barrido por inyección de agua. Este pozo y las Está ubicado al noreste de la Cuenca del Valle Superior del Río inversiones en instalaciones y líneas de superficie han permitido Magdalena, con una extensión de 144.910 hectáreas. Sipetrol S.A. fortalecer el proyecto de recobro secundario, manteniendo una participa con el 50%. En 2003 se llevó a cabo la perforación del producción con una declinación estable, la cual facilitará alcanzar pozo Tetuán West-1, cuyo objetivo fue la formación Monserrate en la las metas de recobro programadas. cual se encontró agua. En el mes de noviembre se iniciaron las obras M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P SIPETROL S.A. EN ARGENTINA. civiles para la perforación del pozo Calarma-1, cuyo objetivo es la formación Caballos. Medio Oriente y Norte de África Cuenca del Valle Medio del Magdalena Sipetrol S.A. desarrolla actividades de exploración y explotación en esta área foco, a través de su filial extranjera Sipetrol International Bloques Dindal y Río Seco S.A. Durante 2003 y conforme con el objetivo de crecer en reservas mediante la exploración, se analizó la información de una Los bloques Dindal y Río Seco están ubicados en el extremo sur serie de prospectos disponibles en el área y se continuó con las de la Cuenca del Valle Medio del Río Magdalena, sobre el flanco negociaciones para el ingreso a un grupo de bloques en Libia como occidental de la Cordillera Oriental. parte de un consorcio de empresas petroleras. En 2003 se llevó a cabo la compra de la participación de GHK en dichos bloques, donde Sipetrol es operador a partir de Egipto febrero de 2003, con el 90,6% de participación. Con el fin de aumentar la producción del campo se planteó un programa de La sucursal en Egipto de Sipetrol International S. A. tuvo reacondicionamiento de pozos en producción y de perforación de importantes progresos durante 2003. En las concesiones operadas pozos de desarrollo. Los resultados obtenidos del programa no fueron se perforaron dos pozos exploratorios, uno de los cuales fue los esperados, por lo que se decidió suspenderlo y llevar a cabo un descubridor de petróleo, el primer hallazgo realizado en la zona estudio integrado de reservorios que definiera un plan de desarrollo MENA en un bloque operado por la empresa. óptimo del campo. Bloque North Bahariya Paralelamente se realizaron grandes esfuerzos para frenar la curva de declinación que traía el campo, pasando de 45% a 30%. Se inició Durante 2003, Sipetrol realizó una reevaluación del bloque North el proyecto de inyección de agua para represurizar el yacimiento. Se Bahariya, sobre la base de nueva información sísmica adquirida cambiaron generadores de diesel rentados por generadores propios en 2002 y de un vasto programa de reprocesamiento de la a gas, alimentados con gas de los pozos existentes en el campo, lo información existente. Este trabajo permitió identificar nuevos que representó un considerable ahorro de costos. Adicionalmente se prospectos en el bloque. automatizaron dos válvulas en el oleoducto Guaduas-La Dorada, con En agosto de 2003 Sipetrol comenzó la perforación del pozo el objetivo de disminuir potenciales problemas ambientales en caso exploratorio Ganna 1, en un prospecto claramente definido en la zona de un derrame de crudo. sureste del bloque. El pozo fue descubridor y probó petróleo en tres horizontes separados en reservorios de arenas de edad cretácico. M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 71 LÍNEAS DE NEGOCIOS Actualmente se está afinando el plan de desarrollo de este y un consorcio integrado por OMV, que posee el 34% y es el descubrimiento, con la finalidad de iniciar su explotación comercial operador de la concesión; Repsol YPF, que posee el 33%; y Sipetrol durante 2004. Otros prospectos cercanos al pozo Ganna 1 se están International S.A., que participa con otro 33%. evaluando para ser perforados durante 2004. El bloque está situado en una de las provincias más ricas en petróleo en el mundo y rodea la parte noroeste del yacimiento gigante Bloque El Diyur Ahwaz. Sólo dos pozos relativamente superficiales fueron perforados previamente en este bloque durante la década de los años ‘60. En febrero de 2003 el gobierno egipcio aprobó la transferencia de la Un programa de adquisición de información sísmica se realizó operación de la concesión El Diyur a Sipetrol International S.A. durante los primeros meses del año, para posteriormente procesar e Después de completar el reprocesamiento e interpretación de nueva interpretar esa información. Sobre la base de ese trabajo se escogió información sísmica adquirida en 2002, se identificó una serie de la ubicación de pozos exploratorios y se espera comenzar la campaña prospectos y se seleccionó al prospecto Baraka para ser perforado. de perforación durante el primer trimestre de 2004. La perforación se inició en julio y fue declarado pozo seco y abandonado en agosto. Yemen A pesar de este resultado, sobre la base de la información disponible, se decidió entrar en el segundo período exploratorio de Bloque 35 este bloque. El Directorio de Sipetrol S.A. aprobó durante 2002 la participación East Ras Qattara de la compañía en actividades exploratorias en Yemen y durante 2003 las autoridades yemeníes ratificaron la autorización para que Se inició el trabajo exploratorio preliminar en el bloque bajo la Sipetrol participara en la exploración del bloque 35. operación de Sipetrol, y cuya concesión está en las etapas finales de Este bloque está situado en la zona centroeste del país, en el borde aprobación por parte de las autoridades egipcias. de la cuenca Masilah y al noreste de los yacimientos del mismo nombre. Irán El bloque 35 es operado por Oil Search Ltd. y Sipetrol International S.A. posee una participación de 30% en el consorcio. Bloque Mehr Durante el cuarto trimestre de 2003 se inició una campaña de adquisición de información sísmica 2D, lo que se esperaba estuviera 72 Sipetrol participa en Irán en la exploración del bloque Mehr, que terminado en el primer trimestre de 2004. Luego del procesamiento está situado en la parte oeste del país. El contrato de exploración e interpretación de la información adquirida, se esperaba perforar el fue firmado en 2001 entre la NIOC (National Iranian Oil Company) primer pozo en el último trimestre de 2004. M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P ENAP EN EL MUND O SIPETROL Subsidiaria, Londres, Reino Unido COLOMBIA, Cuenca Magdalena Medio Bloque Dindal Bloque Río Seco COLOMBIA Cuenca del Valle Superior del Magdalena Bloque Caguán Bloque Huila Norte Bloque Altamizal Bloque Acevedo Bloque Colombia Central Bloque Tafura Bloque Doima ECUADOR Bloque MDC y PBH YEMEN Bloque 35 SIPETROL Subsidiaria Buenos Aires, Argentina. ENAP/SIPETROL Casa Matriz, Santiago, Chile ENAP, Punta Arenas, Chile ENAP/SIPETROL Oficinas, Río Gallegos, Argentina IRAN, Bloque Mehr ARGENTINA, Cuenca Golfo de San Jorge Bloque Cañadón Perdido - Campamento Central Bloque Pampa del Castillo ARGENTINA, Cuenca Austral Bloque Area Magallanes Bloque CAM 2-A Sur Bloque CAM 3 Bloque CAM 1 EGIPTO, Cuenca Desierto Occidental Bloque North Bahariya Bloque El Diyur Bloque East Ras Qattara LÍNEAS DE NEGOCIOS ENAP DESARROLLA ACTIVIDADES DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS EN EL EXTRANJERO, A TRAVÉS DE SU FILIAL INTERNACIONAL SIPETROL S.A. PRODUCTOS DE ENAP Gasolina 97 octanos Gasolina aviación (100 / 130) Gasolina 93 octanos Solventes para minería Diluyentes Diesel Ciudad Lu b tes Gas Oil n rica Propelente Xileno as lin so Ga Combustible para encendedores y aerosoles Benceno Solv ente s Gasolina 95 octanos Bencina blanca Aguarrás Diesel B el es Di Polipropileno Polietileno Petroquímicos Gas Licuado Butano Fuel Oil Nº6 Ke ros en es Gas natural industrial y domiciliario Coque Cemento asfáltico Kerosenne doméstico Metanol Kerosene de aviación JET A1 Impermeabilizantes HIDROCARBUROS Combustible marino IFO 380 As fal tos Combustible marino IFO 180 mb co s leo tró Pe re uf Az Propano l es tib s u Petróleo Crudo Gas Natural Productos de terceros Productos de empresas asociadas EMPRESAS RELACIONADAS Gasoducto del Pacífico (Chile) S.A. Sociedad Nacional de Oleoductos S.A. Gasoducto del Pacífico (Argentina) S.A. Petropower Energía Ltda. Oleoducto Trasandino (Argentina) S.A. Terminales Marítimas Patagónicas S.A. Petroquim S.A. Oleoducto Trasandino (Chile) S.A. Compañía Latinoamericana Petrolera Nº 2 S.A. Inversiones Electrogas S.A. Petrosul S.A. Compañía Latinoamericana Petrolera S.A. Petroquímica Dow S.A. Éteres y Alcoholes S.A. Norgas S.A. Geotérmica del Norte S.A. Innergy Holding S.A. Depósitos Asfálticos S.A. A & C Pipeline Holding Gas de Chile S.A. Energía Concón S.A. Electrogas S.A. US$ 87.374.321 US$70.460.824 $45.400.000 (Pesos Argentinos) $14.360.000 * (Pesos Argentinos) U$46.521.975 M$ 22.530.189 22 de agosto de 1995 22 de diciembre de 1992 22 de diciembre de 1992 6 de enero de 1994 20 de julio de 1990 11 de diciembre de 1992 GASODUCTO DEL PACÍFICO (ARGENTINA) S.A. PETROPOWER ENERGÍA LTDA. OLEODUCTO TRASANDINO (ARGENTINA) S.A. TERMINALES MARÍTIMAS PATAGÓNICAS S.A. PETROQUIM S.A. OLEODUCTO TRASANDINO (CHILE) S.A. M$10.442.621 M$ 3.519.367 11 de marzo de 1999 17 de octubre de 2001 INVERSIONES ELECTROGAS S.A. PETROSUL S.A. M$4.184.431 M$ 51.538.749 31 de mayo de 1957 SOCIEDAD NACIONAL DE OLEDUCTOS S.A. 17 de noviembre COMPAÑÍA LATINOAMERICANA de 1992 PETROLERA N° 2 S.A. US$137.841.819 CAPITAL SUSCRITO Y PAGADO 7 de agosto de 1995 FECHA DE CONSTITUCIÓN GASODUCTO DEL PACÍFICO (CHILE) S.A. EMPRESA La construcción operación de dos plantas, una en terrenos de propiedad de Petrox S.A. Refinería de Petróleo y otra en terrenos de propiedad de Refinería de Petróleo Concón S.A., con la finalidad de prestarles en forma exclusiva, a dichas refinerías, servicios de procesamiento de su corriente de gas ácido. El objeto de la sociedad es comprar vender invertir y mantener acciones de la Sociedad Anónima cerrada ELECTROGAS S.A. Realizar en el extranjero por cuenta propia o ajena proyectos de exploración y explotación de petróleo, gas y derivados, así como compraventa, importación, exportación y comercialización de dichos productos. Realizar en forma independiente o asociada a terceros la construcción y explotación de un oleoducto entre la República de Chile y la República de Argentina y la operación del citado oleoducto dentro de los límites territoriales de la República de Chile. Fabricación de materias plásticas, exportaciones procesamiento de propileno para transformarlo en pellets de polipropileno que se vende en el mercado nacional y se exporta principalmente a los países de la costa del Pacífico de América del Sur. Prestar servicios de almacenaje y embarques de hidrocarburos y cualquier otra operación complementaria de su actividad que resulte necesaria para facilitar la consecución de su objeto. Construcción y explotación de un oleoducto trasandino entre Argentina y Chile, y la operación del mismo dentro de los límites territoriales de la República Argentina. Producción de energía y procesamiento de combustibles mediante el desarrollo, construcción, mantenimiento, operación y explotación de una planta de coquización retardada, incluyendo una unidad de hidrotratamiento, de cogeneración de energía eléctrica, vapor y agua de refrigeración. Construcción, propiedad, explotación y operación técnica y comercial de un sistema de ductos en la República de Argentina, para transportar gas natural desde la provincia de Neuquén, República de Argentina hasta la VIII Región de Chile. Adquirir, construir, mantener, operar y explotar uno o más oleoductos para transportar, por cuenta de uno o más de sus socios o terceros, gasolina, kerosene, petróleo, otros productos que sean suceptibles de ser conducidos por tales oleoductos. Efectuar en naves propias o ajenas y por cuenta propia o de terceros, el transporte de crudo y de uno o más de los productos mencionados anteriormente. Prestar servicios de transporte de gas natural y realizar inversiones en todo lo relacionado con la industria de servicios de gas natural de Chile o en el extranjero, por cuenta propia o asociado, o por cuenta de terceros pudiendo solicitar las concesiones y permisos que se requieran para estos efectos. OBJETO SOCIAL Carlos Cabeza Faúndez Jaime Fuenzalida Alessandri Jorge Bunster Betteley Gastón Ramos González Roberto Izquierdo Alberto Gil Antonio Allegretta Martin Karpenski Hugo C. Martelli Jorge Garnham Abboot Richard Gateman Presidente Claudio Iglesis Guillard Gastón Ramos González Celestino Antonio Allegretta Gastón Ramos González Vicepresidente - Antonio Allegreta, - Gabriel Kaspar - Vicente Izquierdo, - Gastón Ramos - Paulo Magalhaes - Fernando Abrante - Gastón Ramos - Raúl Rodríguez - Celestino Allegretta - Jorge Brizuela - Gastón Ramos - Francisco Macias - Carlos Cabeza - David Roberts - Bruce C. Studley - Richard Gateman - Javier Frontaura - Eduardo Karrer - Eduardo Tapia - Dante Kogan - Francisco Mualim - Arturo Natho - Ricardo Budinich - Mario Arze - David Montemurro - Antonio Bacigalupo - Carlos Rocca - Víctor Briano - Dante Kogan - Claudio Iglesis - Pedro Gatica - Carlos Cabeza - Niels Hoffmann - Hernán Aguila - Edzard zu Knyphausen - Sergio Arévalo - Jaime Fuenzalida - Gabriel Marcuz - Víctor Briano - Jorge Bunster - Arturo Natho - Salvador Harambour - Vicente Rodríguez - Manuel Sánchez - Gastón Ramos - Paul Reimer - Anthony Dimaio - Roberto Izquierdo - Fernando Izquierdo - Daniel Ibarra - José Brandi - Alberto Gil - Pablo Varetto - Horacio Pujol - Oscar Oroná - Jorge Jurado - Antonio Allegreta - Fernando Aguilar - Gabriel Kaspar - Martín Karpenski - Enrique Dávila - Tony Scerbo - Frank Taibi - Hugo C. Martelli - Pablo De Rosso - Jaime Alamos - Antonio Bacigalupo - Víctor Briano - Jorge Bunster B. - Jorge Garnham - Juan Piñeiro - Juan Juanet - Ernesto Ramírez - Richard Gateman - José M. Eyzaguirre - Eduardo Karrer - Carmen Figueroa - Gastón Ramos Directores Titulares DIRECTORIO DE LA SOCIEDAD - Fabio de Assis - Arturo Wechsler - Daniel Martínez - Francisco Courbis - Gustavo Rioseco - Felipe Aldunate - Pedro Cruz - Renato Sepúlveda - Ramiro Méndez - Gonzalo Aspillaga - Claudio Aldana - Víctor Briano - Andrew Fawthrop - Francisco Macías - Santiago Izquierdo - Diego Izquierdo - Roberto Dora - Mario Arze - Roberto Hopson - Pablo Alvarez - Alejandro Götz - Daniel Sanca -Germán Fernández - Daniel Rellan - Víctor Briano - Stephen W. Green - Jaime Carey - Juan Levín - Robert Tracy - José M. Eyzaguirre - Rodrigo Ochagavia - Carmen Figueroa - William Collins - Víctor Arancibia - Juan Carrasco - Lorenzo Gazmuri - Daniel Ramírez - Ramiro Méndez - Alan Sherwin - Federico Lange - Adolfo Sabando - Ricardo Budinich - Julio Mayanz - Daniel Rellán - Fernando Aguilar - Gonzalo Izquierdo - Elizabeth Tellechea - Eduardo Tergolina - Ernesto Ramírez - Sergio J.D. Galán - Daniel Rellán - Gabriel Grzona - Fabiana López - Paul Reimer - Anthony Dimaio - Henry Somerville - Robert Roche - Alejandro Candioti - Carlos Rocca - Ricardo Peña - Gastón Ramos - Gustavo Di Luzio - Alfredo Diez - Carlos Lonza - Héctor Silva - Hugo Fuentes - Rodrigo Ochagavia - William Collins - Erick Saphores -Víctor Arancibia Directores Suplentes - Donald Wishart - Donald DeGrandis - Ricardo Peña - Francisco Gazmuri - Gustavo Di Luzio Gerente General: Juan Muñoz Cerna Gerente General: Carlos Andreani Luco Gerente General: Ramón Concha Barrientos Gerente General: Jaime Pulido Espinosa Gerente General: Marcos Segal S. Gerente de Planta: Claudio Sandoval Gerente de Adm. y Finanzas: Jorge García Gerente General: Alfredo Sabatini Gerente General: Eduardo Fernández Gerente General: Ramón Zubizarreta Salvatierra Gerente General: John Scott Gerente General: Roberto Hetz Vorpahl Gerente General: John Scott EJECUTIVOS PRINCIPALES Directores: Mario Arze Ernesto Ramírez 22.10% Directores: Víctor Briano Eduardo Tapia Gastón Ramos Director Suplente: Víctor Arancibia Directores Titulares: Carlos Cabeza Enrique Dávila Director: Gastón Ramos Director Suplente: Victor Briano Director: Gastón Ramos Director Suplente: Sergio J.D. Galán Directores Titulares: Gastón Ramos Daniel Ibarra Director: Gastón Ramos Director Suplente: Victor Briano Directores Titulares: Vicente Rodríguez Manuel Sánchez Directores Suplentes: Ju lio Mayanz Csato Claudio Aldana Director: Victor Briano Director Suplente: Renato Sepúlveda Directores Titulares: Sergio Arévalo Carlos Cabeza Hernán Aguila Directores Suplentes: Adolfo Sabando y Daniel Martínez Gerente general: Juan Muñoz C. 18.20% 15%* 18,09% 13,79%** 15,00%* 18,04% 40,00%* 15,00% 47,39%* Directores Suplentes: Daniel Ramírez Hugo Fuentes Directores: Víctor Briano Gastón Ramos Víctor Arancibia EJECUTIVOS DE ENAP EN COLIGADAS 18.20% VPP ENAP Servicio de procesamiento de materias primas a Refinería de Petróleo Concón S.A. y Petrox S.A. Socios comerciales en proyectos de exploración y producción de hidrocarburos en el exterior. Al 31 de diciembre de 2003 no hay proyectos en ejecución. Servicio de transporte de crudo, servicios de carga, arriendo de oleoducto. Venta de materia prima, productos, hidrógeno, vapor. Servicios de mantenimiento y otros servicios administrativos. Prestar sercicios de almacenaje y embarques de hidrocarburos. Venta de energía eléctrica agua, comisión procesamiento coker, derecho de propiedad, garantías. Servicio de transporte de productos por sus oleoductos servicios de fletamento y transporte marítimo. RELACIONES COMERCIALES Contrato de servicios de procesamiento, contrato de comodato de terreno y contrato de operación, mantenimiento y administración de la planta con Refinería de Petróleo Concón S.A. y Petrox S.A. Contrato por el servicio de carguío de naves para exportación de crudo, contrato de mantenimiento e inspección del oleoducto.Uso del oleoducto de 30” (OT) para descarga de crudo. Contrato para tratamiento de aguas residuales y protección contra incendios. Contrato de suministros de materias primas, contrato de servicios de mantenimiento. No existe relación contractual ya que sus tarifas son fijadas por la Secretaría de Energía de la Nación Argentina. 1- Partners Agreement 2- Processing Service and Supply Agreement ambos del 15 de enero 1996 3- Usufrut Ans Easement Agreement 4- Arbitration Agreement ambos de 7 de febrero de 1996 5.-Electric Energy Agreement del 2 de mayo del 2000. Contrato de transporte de productos, Contratos de fletamentos varios ACTOS O CONTRATOS CELEBRADOS 0,18709% 0,18740% 0,24831% 0,31004% 0,31030% 0,34774% 0,37600% 0,41829% 0,80421% 1,07071% 1,07121% PROPORCION DE LA INVERSION SOBRE TOTAL DE ACTIVOS DE ENAP M$ 1.142.815 14 de noviembre de 1967 10 de marzo del 2000 12 de agosto de 1996 5 de diciembre de M$4.224.896 2001 23 de e nero de 1998 15 de noviembre de 1996 22 de diciembre de 1992 15 de marzo de 1994 25 de noviembre de 2002 14 de octubre de 1996 PETROQUÍMICA DOW S.A. ÉTERES Y ALCOHOLES S.A. NORGAS S.A. GEOTÉRMICA DEL NORTE S.A. INNERGY HOLDING S.A. DEPÓSITOS ASFÁLTICOS S.A. A & C PIPELINE HOLDING GAS DE CHILE S.A. ENERGÍA CONCON S.A. ELECTROGAS S.A. Prestar servicios de transporte de gas natural y otros combustibles, por cuenta propia o ajena para lo cual podrá construir operar y mantener gasoductos, oleoductos, poliductos e instalaciones complementarias. Desarrollar los aspectos contractuales, financieros y comerciales necesarios para determinar la factibilidad de la construcción y operación de un complejo industrial en terrenos de Refinería de Petróleo Concón S.A., destinado a prestar a ésta en forma exclusiva, servicios de procesamiento de fondos de barril de petróleo crudo para transformarlos en productos livianos. Importación, exportación y operación en general de toda clase de combustibles y subproductos derivados, en especial gas natural en cualquiera de sus estados. Adquirir, enajenar, dar o tomar en arrendamiento, uso, goce o concesión de sus activos. Realizar trabajos de ingeniería e investigacion relacionados con su actividad. Participar en cualquiera clase de asociaciones, en el país o en el extranjero. Invertir en toda clase de bienes muebles e inmuebles e instrumentos financieros, con el fin de maximizar el rendimiento de sus excedentes. Compañía dedicada a la inversión y financiamiento en general. Controla a Oleoducto Trasandino (Argentina) S.A. Y Oleoducto Trasandino (Chile) S.A. Construcción, operación y desarrollo de una planta de almacenamiento de distribución y despacho de bases de asfaltos procesados por Refinería de Petróleo Concón S.A. Compraventa, comercialización y suministro de gas natural. Investigación, exploración y explotación de los yacimientos geotermales ubicados en las regiones I, II, III del país. Comercialización a través de cualquiera de sus formas de todos los productos, subproductos, materias primas elaboradas, semielaboradas o no, que deriven directa o indirectamente de las actividades señaladas con anterioridad. Realizar cualquier otra actividad relacionada directa e indirectamente con lo anterior que permita un mejor aprovechamiento de los recursos. Importación exportación y compra de gas licuado de petróleo y su venta a granel a distribuidores mayoristas en la Primera y Segunda regiones del país y todas las gestiones técnicas y comerciales relacionadas directamente con las operaciones antes dichas. Construcción y operación de una planta de DIPE (di-isopropil-éter) en terrenos de Refinería de Petróleo Concón S.A. para prestar en forma exclusiva a ésta servicios a sus corrientes de propano-propileno. Producción, transformación, conversión y comercialización de toda clase de productos químicos plásticos, subproductos y derivados de la industria petroquímica, incluyéndose la elaboración de materias primas, de productos semi terminados y de aditivos de cualquier tipo, además de la complementación industrial con otras sociedades, siempre que se relacionen directamente con la materia. Realizar en el extranjero, por cuenta propia o ajena proyectos de exploración y explotación de petróleo, gas y derivados, así como compra, venta, importación, exportación y comercialización de dichos productos. * Incluye participación de ENAP y sus Filiales. ** Empresa coligada de la filial Sipetrol S.A. M$ 10.406.747 M$ 50.500 M$503.104 US$ 900.000 M$ 455.191 M$42.460.441 M$2.175.255 M$ 3.730.095 M$6.719.177 31 de diciembre COMPAÑÍA LATINOAMERICANA de 1992 PETROLERA S.A. Jaime Fuenzalida Alessandri Paul Raimer Víctor Briano Peralta Antonio Allegretta Claudia Núñez Muñoz Carlos Rocca Righton Ricardo Campano Gándara Mario Fernández Astudillo Edgard zu Knyphausen Alberto Orrego Jorge Bunster Betteley - Alberto Orrego - Ricardo Bridger - Carlos Cabeza - Alfonso Yáñez Claudio Iglesis Guillard Eduardo Karrer Gastón Ramos González Gastón Ramos González - Gastón Ramos, - Francisco Macías Hugo Fuentes Nelson King Tomás Brenner - Matías Pérez - Richard Gateman - Víctor Briano - Gastón Ramos - Ricardo Campano - Claudio Aldana - Gastón Ramos - Ernesto Ramírez - Luis Cid - Sergio Arévalo - Oscar Vignart - Jorge Marty - Benjamín Valdivieso - Jaime Fuenzalida - Gabriel Marcuz - Víctor Briano - Helmut Mühlemeier - Martin Karpensky, - Robert Laidlaw - Paul Raimer - Gastón Ramos - Sergio Arévalo - Claudio Iglesis - Pedro Gatica - Víctor Briano Peralta - Mario Arze Contreras - Antonio Bacigalupo Gittins, - Eduardo Karrer - Antonio Allegreta - Fernando Aguilar - Gabriel Kaspar - Claudia Núñez - Luis Gutiérrez - Patricio Seguel - Jaime Castillo - Carlos Rocca - Jaime Retamal - Felipe Bahamóndez - Eduardo Cabello - César Contreras - Alex Acosta - Julio Mayanz - Álvaro Araya - Mario Fernández - Patricio Dalton - Juan Santa Cruz Sergio Arévalo E. - Edgard zu Knyphausen - Mario Cúneo - Niels Hoffmann Jorge Marty C. - Jorge Bunster - Arturo Natho - Salvador Harambour - Vicente Rodríguez - Manuel Sánchez - Paul Raimer - Anthony Dimaio - Carmen Figueroa - Rodrigo Álvarez - Renato Sepúlveda - Víctor Arancibia - Roberto Piriz - Víctor Muñoz - Daniel Martínez - Hernán Águila - Óscar López - José Luis Marcer - Adolfo Sabando - Ricardo Budinich - Julio Mayanz - Francisco Courbis - Felipe Aldunate - Renato Sepúlveda - Gustavo Rioseco - Pedro Cruz Vine - Edgard zu Knyphausen - Bruce Studley - Walt Madro - Barry Gilchrist - Guillermo Caballero - Carlos Cabeza - Alfonso Yáñez - Renato Sepúlveda - William Collins, - Ricardo Peña Vial - Daniel Rellan - Víctor Briano - Stephen W. Green - Gerardo Cood S. - Francisco Bosselin - María Allende - Roberto Piriz - Jacob Calderón - Felix Lagreze - Felipe Silva - Hugo Fuentes - Fabio de Assis - Daniel Ramírez - Federico Lange - Fernando Hurtado - Jaime Campos, - Renato Sepúlveda - Ángela Díaz - Ramiro Méndez - Gonzalo Aspillaga - Claudio Aldana Gerente General: Carlos Andreani Luco Gerente General: Ramón Zubizarreta Gerente General: Antonio Bacigalupo Gittins Administrador General: Arturo Bello Plaza Gerente General: José Luis Hernández Vidal Gerente General: José Manuel Soffia Celis Gerente General: Luis Felipe Silva Labbé Gerente General: Federico Lange Gerente General: Jorge Marty Ciocca Gerente General: Ramón Concha Barrientos 0,0076% 35,00%* 50,00% 18,25% 25,00%* 25,00% 49,90% 42,00% 41,74%* 20,47% 40,00%* Director Víctor Briano Director Suplente: Renato Sepúlveda Directores Titulares: Sergio Arévalo Gastón Ramos Directores Suplentes: Carlos Cabeza Guillermo Caballero Presidente: Víctor Briano Director: Mario Arze Director Suplente: Alfonso Yáñez Renato Sepúlveda Director Titular: Gastón Ramos Director Suplente: Víctor Briano Presidente: Claudia Núñez Director Titular: Hugo Fuentes Víctor Briano Renato Sepúlveda Gastón Ramos Víctor Arancibia Directores: Julio Mayanz Claudio Aldana Alvaro Araya Gerente General: José Manuel Soffia Vicepresidente: Gastón Ramos Director: Ernesto Ramírez Director Suplente: Hugo Fuentes Víctor Muñoz Directores Titulares: Sergio Arévalo Mario Cúneo Directores Suplentes: Daniel Martínez Daniel Ramírez Hernán Aguila Directores Titulares: Carlos Cabeza Alfonso Yáñez Directores Suplentes: Renato Sepúlveda Adolfo Sabando Directores Titulares: Vicente Rodríguez Manuel Sánchez Directores Suplentes: Julio Mayanz Csato Claudio Aldana Transporte de gas, operación y mantenimiento de instalaciones, arriendo RAC y otros servicios y asesorías No hay relaciones comerciales. Presta servicio de almacenamiento y entrega de asfalto de producción propia de la Refinería de Petróleo Concón S.A. Compra de gas natural, incluyendo servicio de transporte. Venta de gas a granel. Servicio de procesamiento de materias primas para la producción de DIPE a Refinería de Petróleo Concón S.A. Venta de etileno y otros productos Socios comerciales en proyectos de exploración y producción de hidrocarburos en el exterior. Al 31de diciembre de 2003 participan en proyectos en Colombia. Contrato de transporte de gas. Contrato de operación, mantenimiento y arriendo RAC a Refinería de Petróleo Concón S.A. Pacto de accionistas Contrato de compra de gas natural y transporte. Contrato que establece la posibilidad de desarrollar ciertas tareas por parte de Codelco, previa solicitud de la filial mediantes órdenes de trabajo, las cuales pueden ser aceptadas o no. Contrato de venta de gas licuado. Contrato de servicios de procesamiento, contrato de comodato y contrato de operación, mantenimiento y administración de la planta con Refinería de Petróleo Concón S.A. Contrato comercial de suministro de etileno y otros insumos para la producción de polietileno de baja densidad Contrato Huila Norte Contrato Altamizal 0.00009% 0.00011% 0,00141% 0,00607% 0,00783% 0,03019% 0,04584% 0,07673% 0,07747% 0,11236% 0,18334% BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS 82 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P BAL ANCE Y ESTAD OS FINANCIEROS CONSOLIDAD OS 31 D E D I CIEMB RE D E 2 0 0 3 CONTENID O INFORME DE LOS AUDITORES INDEPENDIENTES _____________________ 85 BALANCE GENERAL CONSOLIDADO __________________________________ 86 ESTADO DE RESULTADOS CONSOLIDADO ____________________________ 88 ESTADO DE FLUJOS DE EFECTIVO CONSOLIDADO _____________________ 89 NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS ________________ 91 ANALISIS RAZONADO ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS ________ 135 HECHOS RELEVANTES _____________________________________________ 140 $ P e s o s chil e n o s M$ Mil e s d e p e s o s chil e n o s UF Unid a d e s d e f o m e n t o € US $ MUS $ Eu r o D ó la r e s e s t a d o unid e n s e s Mil e s d e d ó la r e s e s t a d o unid e n s e s M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 83 BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS 84 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P INFO RME D E LOS AUDITO RES INDEPENDIENTES Santiago, 12 de febrero de 2004 Señores Presidente y Directores Emp re s a Na cional del Pe tróle o Hemos efectuado una auditoría al balance general consolidado de Empresa Nacional del Petróleo y filiales al 31 de diciembre de 2003 y a los correspondientes estados consolidados de resultados y de flujos de efectivo por el año terminado en esa fecha. La preparación de dichos estados financieros (que incluyen sus correspondientes notas) es responsabilidad de la administración de Empresa Nacional del Petróleo. Nuestra responsabilidad consiste en emitir una opinión sobre estos estados financieros, con base en la auditoría que efectuamos. Los estados financieros consolidados de Empresa Nacional del Petróleo y filiales por el año terminado al 31 de diciembre de 2002 fueron auditados por otros auditores, quienes emitieron una opinión sin salvedades sobre los mismos en su informe de fecha 5 de febrero de 2003. Nuestra auditoría fue efectuada de acuerdo con normas de auditoría generalmente aceptadas en Chile. Tales normas requieren que planifiquemos y realicemos nuestro trabajo con el objeto de lograr un razonable grado de seguridad de que los estados financieros están exentos de errores significativos. Una auditoría comprende el examen, a base de pruebas, de evidencias que respaldan los importes y las informaciones revelados en los estados financieros. Una auditoría comprende, también, una evaluación de los principios de contabilidad utilizados y de las estimaciones significativas hechas por la administración de la Empresa, así como una evaluación de la presentación general de los estados financieros. Consideramos que nuestra auditoría constituye una base razonable para fundamentar nuestra opinión. En nuestra opinión, los estados financieros consolidados al 31 de diciembre de 2003 presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación financiera de Empresa Nacional del Petróleo y filiales al 31 de diciembre de 2003, los resultados de sus operaciones y los flujos de efectivo por el año terminado en esa fecha, de acuerdo con principios de contabilidad generalmente aceptados en Chile. Renzo Corona Spedaliere RUT: 6.373.028–9 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 85 BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS EMPRESA NACIONAL DEL PETROLEO BAL ANCE GENER AL CONSOLIDAD O Al 31 de diciembre de ACTIVOS 2003 2002 M$ M$ Disponible 28.152.066 21.081.430 Depósitos a plazo 23.328.909 2.823.325 — 10.567.932 173.960.197 205.621.254 21.728.437 24.133.419 8.257.937 6.280.276 228.291.072 239.834.621 31.673.800 60.130.238 ACTIVO CIRCULANTE Valores negociables Deudores por ventas Deudores varios Documentos y cuentas por cobrar a empresas relacionadas Existencias Impuestos por recuperar Gastos pagados por anticipado 4.467.982 5.610.663 Impuestos diferidos 13.403.983 3.964.823 Otros activos circulantes 26.668.920 2.780.743 559.933.303 582.828.724 Total activo circulante ACTIVO FIJO Terrenos Construcciones y obras de infraestructura Maquinarias y equipos Otros activos fijos Menos: Depreciación acumulada Total activo fijo 8.958.215 9.073.658 2.313.195.989 2.294.294.859 48.132.553 45.137.690 103.265.140 84.525.843 (1.662.491.986) (1.612.866.400) 811.059.911 820.165.650 88.358.815 101.516.047 28.969 26.126 OTROS ACTIVOS Inversiones en empresas relacionadas Inversiones en otras sociedades Menor valor de inversiones Deudores a largo plazo Documentos y cuentas por cobrar a empresas relacionadas largo plazo Impuestos diferidos Otros Total otros activos TOTAL ACTIVOS 441.806 839.130 13.246.438 14.363.403 4.850.768 4.354.317 5.866.116 7.480.507 20.773.726 16.525.410 133.566.638 145.104.940 1.504.559.852 1.548.099.314 L a s N o t a s a djunt a s 1 a 3 4 fo r man p a r te inte g r al d e e s to s e s t a d o s finan cie r o s . 86 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P Al 31 de diciembre de PASIVOS Y PATRIMONIO 2003 2002 M$ M$ 50.089.890 55.612.042 2.031.143 2.353.833 PASIVO CIRCULANTE Obligaciones con bancos e instituciones financieras largo plazo – porción corto plazo Obligaciones con el público – porción corto plazo (bonos) Obligaciones largo plazo con vencimiento dentro de un año 325.853 401.475 Cuentas por pagar 173.024.481 163.923.139 Documentos por pagar 152.106.586 217.119.232 5.276.924 4.560.788 Acreedores varios Documentos y cuentas por pagar a empresas relacionadas 13.261.876 21.371.021 Provisiones 28.315.834 20.802.261 Retenciones 19.992.812 35.726.858 Impuesto a la renta 18.743.454 — 2.233.559 114.681 157.596 880 465.560.008 521.986.210 Ingresos percibidos por adelantado Otros pasivos circulantes Total pasivo circulante PASIVO A LARGO PLAZO Obligaciones con bancos e instituciones financieras 192.526.073 95.487.915 Obligaciones con el público largo plazo (bonos) 227.192.000 265.443.443 Documentos por pagar largo plazo 4.009.958 51.436.597 Acreedores varios largo plazo 9.651.581 10.215.681 Documentos y cuentas por pagar a empresas relacionadas Provisiones largo plazo Impuestos diferidos a largo plazo 42.839.692 24.383.204 140.182.736 106.406.584 — — Otros pasivos a largo plazo 2.100.238 1.906.337 Total pasivos a largo plazo 618.502.278 555.279.761 136.831 119.208 Capital pagado 409.545.545 409.545.545 Otras reservas (17.748.853) 25.161.534 INTERES MINORITARIO PATRIMONIO Utilidades acumuladas 27.482.141 27.373.947 Utilidad del ejercicio 87.858.462 59.451.515 Traspaso de utilidades al Fisco (86.776.560) (50.818.406) Total patrimonio 420.360.735 470.714.135 1.504.559.852 1.548.099.314 TOTAL PASIVOS Y PATRIMONIO M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 87 BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS EMPRESA NACIONAL DEL PETROLEO ESTAD O DE RESULTAD OS CONSOLIDAD O Por el ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2003 2002 M$ M$ RESULTADO OPERACIONAL Ingresos de explotación Costos de explotación 2.312.329.374 1.896.427.131 (2.130.911.468) (1.668.733.057) Margen de explotación 181.417.906 227.694.074 Gastos de administración y ventas (51.802.179) (50.526.046) Resultado de explotación 129.615.727 177.168.028 1.394.766 6.985.867 12.383.481 14.617.949 RESULTADO FUERA DE EXPLOTACION Ingresos financieros Utilidad devengada por inversión en empresas relacionadas Otros ingresos fuera de la explotación Pérdida devengada por inversión en empresas relacionadas Amortización menor valor de inversiones 6.383.764 10.157.380 (2.850.109) (5.346.468) (288.792) (196.527) Gastos financieros (34.340.034) (29.985.758) Otros egresos fuera de la explotación (24.043.030) (4.141.731) (5.720.797) (3.955.445) 114.118.140 (58.002.560) 67.037.389 (69.867.293) Corrección monetaria Diferencias de cambio Resultado no operacional Resultado antes de impuesto a la renta Impuesto a la renta Utilidad antes de interés minoritario Interés minoritario UTILIDAD DEL EJERCICIO 196.653.116 107.300.735 (108.749.260) (47.821.543) 87.903.856 59.479.192 (45.394) (27.677) 87.858.462 59.451.515 L a s N o t a s a djunt a s 1 a 3 4 fo r man p a r te inte g r al d e e s to s e s t a d o s finan cie r o s . 88 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P EMPRESA NACIONAL DEL PETROLEO ESTAD O DE FLUJO DE EFECTIVO CONSOLIDAD O Por el ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2003 2002 M$ M$ FLUJO NETO ORIGINADO POR ACTIVIDADES DE LA OPERACION Recaudación de deudores por venta Ingresos financieros percibidos Dividendos y otros repartos percibidos Otros ingresos percibidos Pago a proveedores y personal 3.559.178.229 2.964.415.400 821.982 6.956.688 9.943.552 8.221.076 23.318.971 21.311.823 (3.305.970.557) (2.737.480.790) Intereses pagados (33.395.348) (19.086.428) Impuesto a la renta pagado (42.231.096) (92.685.214) Otros gastos pagados (2.051.964) (3.044.449) Impuesto al Valor Agregado y otros similares pagados (33.035.624) (20.399.980) Flujo neto originado por actividades de la operación 176.578.145 128.208.126 177.994.789 115.787.612 – 256.812.937 FLUJO NETO ORIGINADO POR ACTIVIDADES DE FINANCIAMIENTO Obtención de préstamos Obligaciones con el público Otras fuentes de financiamiento 2.163.686 2.456.823 Pago de dividendos (95.491.000) (52.512.903) Pago de préstamos (51.108.307) (347.361.421) (162.507) (5.690.062) Pago de gastos por emisión y colocación de obligaciones con el público Otros desembolsos por financiamiento Flujo neto originado por actividades de financiamiento – (269.336) 33.396.661 (30.776.350) 5.688.046 21.662.005 FLUJO NETO ORIGINADO POR ACTIVIDADES DE INVERSION Ventas de activo fijo Otros ingresos de inversión Incorporación de activos fijos Inversiones permanentes Otros préstamos a empresas relacionadas Otros desembolsos de inversión Flujo neto total originado por actividades de inversión FLUJO NETO TOTAL DEL PERIODO – 1.292.216 (150.859.842) (139.408.834) (3.643.386) (6.291.186) (498.843) (533.634) (6.531.800) (78.653) (155.845.825) (123.358.086) 54.128.981 (25.926.310) (13.152.627) (2.969.459) VARIACION NETA DEL EFECTIVO Y EFECTIVO EQUIVALENTE 40.976.344 (28.895.769) SALDO INICIAL DEL EFECTIVO Y EFECTIVO EQUIVALENTE 34.707.936 63.603.705 SALDO FINAL DEL EFECTIVO Y EFECTIVO EQUIVALENTE 75.684.290 34.707.936 EFECTO DE LA INFLACION SOBRE EL EFECTIVO Y EFECTIVO EQUIVALENTE M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 89 BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS CONCILIACION ENTRE EL FLUJO NETO ORIGINAD O POR ACTIVIDADES DE L A OPER ACION Y EL RESULTAD O DEL E JERCICIO Por el ejercicio terminados al 31 de diciembre de 2003 2002 M$ M$ UTILIDAD DEL EJERCICIO 87.858.462 59.451.515 RESULTADO EN VENTA DE ACTIVOS (2.450.903) (7.568.483) Utilidad en venta de activo fijo (2.450.903) (4.526.399) – (3.042.084) CARGOS (ABONOS) A RESULTADO QUE NO REPRESENTAN FLUJO DE EFECTIVO: 21.279.114 164.073.729 Depreciación del ejercicio 86.708.729 93.628.758 Castigos y provisiones 31.064.692 13.880.401 Utilidad devengada en inversiones en empresas relacionadas (12.383.481) (14.617.949) Pérdida devengada en inversiones en empresas relacionadas 2.850.109 5.346.468 Utilidad en venta de otros activos Amortización menor valor de inversiones 288.792 196.527 Corrección monetaria neta 5.720.797 3.955.445 Diferencia de cambio neta (114.118.140) 58.002.560 Otros abonos a resultado que no representan flujo de efectivo (1.757.176) (2.212.357) Otros cargos a resultado que no representan flujo de efectivo 22.904.792 5.893.876 VARIACION DE ACTIVOS QUE AFECTAN AL FLUJO DE EFECTIVO (AUMENTOS) DISMINUCIONES: 41.559.179 (141.429.480) Deudores por ventas 24.266.528 (54.675.287) Existencias 9.722.617 (80.049.855) Otros activos 7.570.034 (6.704.338) VARIACION DE PASIVOS, QUE AFECTAN AL FLUJO DE EFECTIVO AUMENTOS (DISMINUCIONES): 28.286.899 53.653.168 Cuentas por pagar relacionadas con el resultado de la explotación 12.806.418 41.339.076 Intereses por pagar 16.800.791 8.183.073 Impuestos a la renta por pagar 57.152.354 (3.834.926) Otras cuentas por pagar relacionadas con el resultado fuera de la explotación (58.472.664) 7.965.945 UTILIDAD DEL INTERES MINORITARIO: 45.394 27.677 176.578.145 128.208.126 FLUJO NETO ORIGINADO POR ACTIVIDADES DE LA OPERACIÓN L a s N o t a s a djunt a s 1 a 3 4 fo r man p a r te inte g r al d e e s to s e s t a d o s finan cie r o s . 90 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P NOTAS A LOS ESTAD OS FINANCIEROS CONSOLIDAD OS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2003 Y 2002 N OTA 1: INS CRIP CIO N EN EL REGIS TRO D E VA LO RE S La Empresa Nacional del Petróleo (ENAP), es la matriz del grupo La Sociedad Internacional Petrolera S.A. (SIPETROL S.A) posee de empresas a que se refieren los presentes estados financieros sucursales en Ecuador, Colombia, Argentina y Venezuela. consolidados. N OTA 2 : CRITERIO S C O NTA BLE S A PLIC A D OS Con fecha 4 de octubre de 2002, la Empresa fue inscrita en el Registro de Valores de la Superintendencia de Valores y Seguros, a) Período contable bajo el Nº783. De acuerdo a lo anterior, la Empresa se encuentra sujeta a las normas de la citada Superintendencia. Los estados financieros consolidados comprenden los años terminados el 31 de diciembre de 2003 y 2002. Las filiales cuyos estados financieros se incluyen en la consolidación, corresponden tanto a empresas situadas en Chile b) Bases de preparación como en el exterior. Los estados financieros consolidados han sido preparados de Las filiales constituidas en el país están representadas por acuerdo con principios de contabilidad generalmente aceptados en sociedades anónimas cerradas, no sujetas a la fiscalización de la Chile, emitidos por el Colegio de Contadores de Chile A.G., los cuales Superintendencia de Valores y Seguros, no obligadas a inscribirse en concuerdan con las normas impartidas por la Superintendencia de el Registro de Valores. Valores y Seguros. La Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) fue creada por la Ley c) Bases de presentación 9.618 de fecha 19 de junio de 1950 y es propiedad del Estado de Chile. Su actividad principal, de acuerdo con dicha Ley y Para fines comparativos, las cifras de los estados financieros modificaciones posteriores, es la exploración, explotación o consolidados y notas explicativas del año anterior han sido beneficio de yacimientos que contengan hidrocarburos, actividad que actualizados extracontablemente en el porcentaje de la variación del está facultada para desarrollar dentro y fuera del territorio nacional. índice de precios al consumidor (IPC), que para el ejercicio 2003 Además, es holding de las filiales: Refinería de Petróleo Concón ascendió a un 1,0%. S.A., Petrox S.A. Refinería de Petróleo, Empresa Almacenadora de Combustibles S.A., Sociedad Internacional Petrolera S.A. y Petro d) Bases de consolidación Servicio Corp. S.A. Estos estados financieros consolidados incluyen los saldos de todas Las refinerías refinan el petróleo crudo tanto nacional como las filiales, en las que se posee más del 50% del capital pagado. importado, el que adquieren a ENAP. La Empresa Almacenadora de Combustibles S.A. presta servicios de recepción y almacenamiento En cuadro adjunto (página 94) se presentan las filiales que se han de hidrocarburos, a través de terminales y estanques, y las consolidado. Sociedades Petro Servicio Corp. S.A. y Sociedad Internacional Petrolera S.A. realizan fuera del territorio nacional una o más de las Todas las transacciones, resultados no realizados y los saldos actividades de exploración, explotación o beneficio de yacimientos significativos entre compañías han sido eliminados y se ha que contengan hidrocarburos. reconocido la participación de los inversionistas minoritarios, presentada como interés minoritario. Con el objeto de prestar apoyo administrativo a sus filiales Sociedad Internacional Petrolera S.A. (SIPETROL S.A) y Petro Servicio e) Corrección monetaria Corp. S.A., la Empresa Nacional del Petróleo tiene constituida una Sucursal en la República Argentina. Los activos y pasivos no monetarios, el patrimonio y las cuentas de ingresos, costos y gastos, han sido corregidos monetariamente M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 91 BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS a objeto de reflejar en los estados financieros el efecto de las k) Existencias variaciones en el poder adquisitivo de la moneda. Para estos efectos, se ha considerado el porcentaje de variación del Indice de Las existencias de petróleo crudo y productos terminados han sido Precios al Consumidor (IPC), que ascendió a 1,0% para el ejercicio valorizadas a sus costos de adquisición o producción corregido terminado al 31 de diciembre de 2003 (3,0% para el ejercicio monetariamente. Los valores así determinados no exceden a los 2002). respectivos valores netos de realización. Para estos efectos se han considerado los precios de venta de los productos terminados y los f) Bases de conversión costos de reposición del petróleo crudo. Los saldos en moneda extranjera y en unidades de fomento han sido Las existencias de insumos en bodega se valorizan a sus costos de traducidos a pesos chilenos al cierre de cada ejercicio de acuerdo adquisición corregidos monetariamente, deducidas las provisiones al tipo de cambio determinado por el Banco Central de Chile y al estimadas para obsolescencia. valor de cierre de la unidad reajustable de acuerdo a las siguientes paridades: La provisión de obsolescencia está constituida basada en una estimación técnica sobre los insumos que se estima no tendrán una 2003 2002 $ $ Dólar estadounidense 593,80 718,61 Dólar canadiense 459,53 455,62 1.056,21 1.152,91 5,55 6,07 Euro 744,95 752,55 Peso argentino 202,32 219,09 16.920,00 16.744,12 Libra esterlina Yen japonés Unidad de fomento utilización futura en las actividades de producción de la Empresa. La Empresa ha definido un sistema de costeo por absorción, por proceso de producción conjunta. l) Activo fijo El activo fijo se presenta a su costo de adquisición corregido monetariamente. Las inversiones en campos petrolíferos en explotación y g) Depósitos a plazo desarrollo, se presentan clasificadas en construcciones y obras de infraestructura. Los depósitos a plazo se presentan a su valor de inversión más intereses y reajustes devengados. Los materiales y repuestos que se estima se incorporarán al activo fijo, se presentan en el rubro Otros activos fijos, al costo corregido h) Valores negociables monetariamente, netos de provisión por obsolescencia. Corresponden a inversiones en cuotas de fondos mutuos, valorizados Las inversiones en exploración comprenden desembolsos y aportes al valor de rescate al cierre de cada ejercicio. destinados a cubrir la adquisición de bienes de uso y el desarrollo de pozos exploratorios. Estos costos se mantienen como inversión i) Instrumentos adquiridos con pacto de retroventa en exploración hasta que se concluya sobre la existencia de hidrocarburos que permitan su recupero. Los costos geológicos y Las inversiones adquiridas con pacto de retroventa se valúan en geofísicos son cargados directo a resultados. forma similar a una inversión o depósito a plazo y se presentan en el rubro otros activos circulantes. Los costos e inversiones correspondientes a exploraciones exitosas son traspasados a campos petrolíferos y los no exitosos se cargan a j) Estimación de deudores incobrables resultados. Los deudores por ventas se presentan netos de una provisión Las inversiones en campos petrolíferos se encuentran sujetas a de deudores incobrables. Esta provisión ha sido determinada, permanentes evaluaciones de sus ingresos futuros. En aquellos principalmente, considerando la antigüedad de las cuentas por casos en que los flujos futuros estimados sean menores a las cobrar vencidas. inversiones efectuadas, los valores de éstas últimas son ajustados a la estimación de flujos futuros. 92 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P m) Depreciación activo fijo y el valor patrimonial proporcional a la fecha de la compra. Los plazos de amortización se determinan considerando el tiempo La depreciación se calcula en forma lineal sobre la base de los años esperado de retorno de la inversión. de vida útil estimada de los bienes, excepto los campos petrolíferos, cuya depreciación se calcula por el método unidad de producción q) Cargos financieros considerando la producción del año y reservas estimadas (probadas– desarrolladas) de petróleo crudo y otros hidrocarburos, de acuerdo Los desembolsos asociados directamente a la obtención de con informes técnicos preparados por especialistas de las Empresas. préstamos, se difieren y amortizan en el plazo de la obligación que le La depreciación de oleoductos y gasoductos marinos se calcula por dio origen. Estos se presentan en el rubro Otros activos circulantes y el método de unidad de producción, considerando además de la Otros del activo a largo plazo. producción del año y de las reservas probadas–desarrolladas, las reservas probables del área en explotación. r) Impuestos a la renta e impuestos diferidos n) Activos en leasing La Empresa provisiona los impuestos a la renta sobre base devengada, de conformidad a las disposiciones legales vigentes. Los bienes recibidos en arrendamiento con opción de compra, cuyos Estos comprenden el impuesto de primera categoría y un impuesto contratos reúnen las características de un leasing financiero, son adicional incorporado por el artículo Nº2 del D.L. Nº2.398. contabilizados en forma similar a la adquisición de un activo fijo reconociendo la obligación total y los intereses sobre la base de Los impuestos diferidos originados por las diferencias entre el lo devengado. La valorización y depreciación de estos activos se balance financiero y el balance tributario, se registran por todas efectúan bajo las normas generales que afectan al activo fijo. Estos las diferencias temporarias, considerando la tasa de impuesto activos no son jurídicamente propiedad de la Empresa, por lo que que estará vigente a la fecha estimada de reverso, conforme a lo mientras no se ejerza la opción de compra no se puede disponer establecido en el Boletín Técnico Nº60 del Colegio de Contadores libremente de ellos. de Chile A.G. Los efectos derivados de los impuestos diferidos existentes a la fecha de implantación del referido boletín técnico y ñ) Inversiones en empresas relacionadas no reconocidos anteriormente, se reconocen en resultados sólo a medida que las diferencias temporales se reversen. Estas inversiones, se presentan valorizadas de acuerdo a la metodología del Valor Patrimonial Proporcional (VPP) de las s) Documentos por pagar respectivas sociedades, calculados al cierre de cada ejercicio. Este rubro incluye, entre otros, obligaciones con pago confirmado La valorización de las filiales y empresas relacionadas extranjeras a proveedores de petróleo crudo y otros productos, a través de se basa en las normas y procedimientos contables contenidos en instituciones financieras. el Boletín Técnico Nº64 del Colegio de Contadores de Chile A.G., que establecen que las inversiones en el extranjero, en países t) Obligaciones con el público no estables, y que no son una extensión de las operaciones de la inversora, se controlan en dólares estadounidenses, ajustándose Las obligaciones por emisión de bonos se presentan de acuerdo a los los estados financieros de la Sociedad extranjera a principios de montos comprometidos a desembolsar, incluyendo el valor de capital contabilidad generalmente aceptados en Chile. Los ajustes de e intereses devengados hasta la fecha de cierre de los estados cambio por conversión se cargan o abonan a Otras reservas en el financieros. El menor valor determinado en la colocación de los patrimonio. bonos es activado y amortizado linealmente en el plazo estipulado de vigencia de los instrumentos de deuda y se presenta en los rubros o) Inversión en otras sociedades Otros activos circulantes y Otros activos de largo plazo, el cargo a resultado por amortización se presenta en el rubro Gastos financieros Las inversiones en otras sociedades se presentan valorizadas al costo del Estado de resultados. de adquisición corregido monetariamente. Los costos de emisión de títulos de deuda son activados y se p) Menor valor de inversiones presentan en los rubros Otros activos circulantes y Otros activos de largo plazo y son amortizados linealmente durante el plazo de Corresponde a la diferencia entre el valor de adquisición de acciones vigencia de la obligación. El cargo a resultado por amortización se presenta en el rubro Gastos Financieros. M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 93 BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS u) Contratos de derivados x) Ingresos de explotación La Empresa mantiene contratos de derivados que corresponden a Los ingresos provenientes de la explotación del giro se registran operaciones de cobertura tanto de transacciones esperadas como de sobre base devengada. Estos ingresos se reconocen al momento del partidas existentes. despacho físico de los productos, conjuntamente con la transferencia de su dominio. En el caso de instrumentos de cobertura de transacciones esperadas, el mismo se presenta a su valor justo y los cambios en y) Software computacional dicho valor son reconocidos como resultado no realizado hasta su vencimiento, momento en el cual se reconocen como otros ingresos o El software se registra a valor de costo más corrección monetaria y egresos no operacionales, según corresponda. se amortiza linealmente en períodos que varían entre 1 y 4 años. En el caso de instrumento de cobertura de partidas existentes, el z) Estado de flujo de efectivo mismo se ha valorizado al valor justo. El efecto de dicha valorización se reconoce en resultados en caso de ser pérdida y se difiere en caso La Empresa ha considerado como efectivo y efectivo equivalente de ser utilidad. el disponible y todas aquellas inversiones de corto plazo que se efectúan como parte de la administración habitual de los excedentes v) Vacaciones del personal de caja, de acuerdo con lo señalado por el Boletín Técnico Nº50 del Colegio de Contadores de Chile A.G., y comprende el disponible, El costo de las vacaciones del personal se carga a resultados en el depósitos a plazo, valores negociables (no accionarios) y pactos de ejercicio en que se devenga. retroventa, los cuales son clasificados bajo el rubro Otros activos circulantes. w) Indemnización por años de servicio Bajo el concepto “Flujo originado por actividades de la operación” La provisión para cubrir la obligación por concepto de indemnización se incluye todos aquellos flujos de efectivo relacionados con el giro por años de servicio del personal, de acuerdo con los convenios y social, incluyendo además, los intereses pagados, los ingresos contratos vigentes, se registra a su valor corriente. financieros y, en general, todos aquellos flujos que no están definidos como de inversión o financiamiento. Cabe destacar que el concepto operacional utilizado en este estado es más amplio que el considerado en el Estado de Resultados. Sociedades incluidas en la consolidación Porcentaje de participación 2003 RUT Nombre Sociedad Directo % 94 87.913.400–5 Empresa Almacenadora de Combustibles S.A. 87.756.500–9 87.770.100–K Extranjera Petro Servicio Corp. S.A. (Argentina) 96.579.730–0 Sociedad Internacional Petrolera S.A. (Sipetrol S.A.) Extranjera Sipetrol Argentina S.A. (Filial de Sipetrol S.A.) Extranjera Indirecto % 2002 Total Total % % 100,00 100,00 98,00 2,00 Petrox S.A. Refinería de Petróleo 99,95 0,00 99,95 99,95 Refinería de Petróleo Concón S.A. 99,96 0,00 99,96 99,96 99,99 0,01 100,00 100,00 99,50 0,50 100,00 100,00 0,50 99,50 100,00 100,00 Sipetrol Brasil Ltda. (Filial de Sipetrol S.A.) 0,00 100,00 100,00 100,00 Extranjera Sipetrol (UK) Limited (Filial de Sipetrol S.A.) 0,00 100,00 100,00 100,00 Extranjera Sipetrol USA Inc. (Filial de Sipetrol S.A.) 0,00 100,00 100,00 100,00 Extranjera Sipetrol Internacional S.A. (Uruguay) (Filial de Sipetrol S.A.) 0,00 100,00 100,00 100,00 Extranjera Sociedad Internacional Petrolera Enap Ecuador S.A. (Filial de Sipetrol S.A.) 0,00 100,00 100,00 100,00 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P N OTA 3 : C AMBIO S C O NTA BLE S Durante el ejercicio 2003, no se efectuaron cambios contables con respecto al ejercicio anterior. N OTA 4 : VA LO RE S NEG O CIA BLE S El detalle de los valores negociables, es el siguiente: Valores negociables Instrumentos N OTA 5 : 2003 2002 M$ M$ Acciones – Bonos – – – Cuotas de fondos mutuos – 10.567.932 Cuotas de fondos de inversión – – Pagarés de oferta pública – – Letras hipotecarias – – Total Valores Negociables – 10.567.932 D EUD O RE S C O RTO Y L A RG O PL A ZO El detalle de los deudores de corto y largo plazo, es el siguiente: Deudores de corto y largo plazo Circulante Rubro Hasta 90 días 2003 M$ Deudores por ventas Estimación deudores incobrables Deudores varios Estimación deudores incobrables Total Más de 90 días 1 año 2002 M$ 174.159.712 2003 M$ 205.621.254 hasta Subtotal 2002 M$ – 2003 M$ – 174.159.712 Total circulante (neto) 2003 M$ Total largo plazo 2002 M$ 2003 M$ 173.960.197 205.621.254 2002 M$ – – – – – – (199.515) – – – 15.856.671 18.630.579 6.478.275 5.502.840 22.334.946 21.728.437 24.133.419 13.246.438 14.363.403 – – – – (606.509) – – – – 190.016.383 224.251.833 6.478.275 5.502.840 195.688.634 195.688.634 229.754.673 13.246.438 14.363.403 Los deudores varios corresponden principalmente a cuentas por cobrar al personal por préstamos habitacionales, médico dental, anticipos de remuneraciones y anticipos a proveedores. El detalle de los deudores por ventas, es el siguiente: Deudores por ventas 2003 M$ 2002 % M$ % Nacionales: Distribuidores Consumidores directos Servicios de almacenamiento Otros servicios de explotación 112.895.890 9.717.718 64,90 145.177.215 5,59 70,60 5.667.699 2,76 110.472 0,06 81.688 0,04 – 0,00 164.516 0,08 Extranjeros: Deudores extranjeros Total 51.236.117 29,45 54.530.136 26,52 173.960.197 100,00 205.621.254 100.00 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 95 BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS N OTA 6 : SA LD O S Y TR A NSAC CIO NE S C O N ENTIDA D E S REL ACIO N A DA S Los saldos y principales transacciones se presentan en cuadros adjuntos: a) Documentos y cuentas por cobrar Corto plazo RUT Sociedad 92.933.000–5 Petroquímica Dow S.A. (2) 81.095.400–0 Sociedad Nacional de Oleoductos S.A.(2) 96.655.490–8 Oleoducto Trasandino Chile S.A. (2) 78.021.560–7 Petroquim S. A. (2) 96.806.130–5 Electrogas S.A. (2) 96.694.400–5 Gas de Chile S.A. (6) 78.889.940–8 Norgas S.A. (2) 96.856.650–4 Innergy Holding S.A. (6) Extranjera Gasoducto del Pacífico Argentina S.A. (1) 96.668.110–1 Cía. Latinoamericana Petrolera S.A. (2) 96.913.550–7 Eteres y Alcoholes S.A. (2) 96.971.330–6 Geotérmica del Norte S.A. (2) Total Largo plazo 2003 2002 2003 M$ M$ M$ 2002 1.362.645 1.672.420 – – 21.779 142.270 – – M$ 492.126 71.667 – – 3.197.563 3.616.192 – – 33.760 37.176 – – – – 118.181 116.032 207.660 133.289 – – – – 4.732.575 4.238.270 1.319.342 – 12 15 170.644 141.999 – – 1.452.418 – – – – 465.263 – – 8.257.937 6.280.276 4.850.768 4.354.317 2002 2003 M$ M$ b) Documentos y cuentas por pagar Corto plazo RUT Sociedad 2003 M$ 92.933.000–5 Petroquimica Dow S.A. (2) 96.655.490–8 Largo plazo 2002 M$ 69.390 185.895 – – Oleoducto Trasandino Chile S.A. (2) 1.404.846 1.774.687 – – 81.095.400–0 Sociedad Nacional de Oleoductos S.A. (2) 1.094.399 1.853.634 – – 96.668.110–1 Cía. Latinoamerica Petrolera S.A. (3) – 1.332.562 3.112.591 1.270.496 96.656.810–0 Cía. Latinoamerica Petrolera N 2 S.A. (3) – 1.964.730 3.112.590 1.873.221 78.335.760–7 Petropower Energía Ltda. (2) 8.852.442 11.195.823 – – 96.762.250–8 Gasoducto del Pacífico (Chile) S.A. (5) – 2.311.295 – – 78.021.560–7 Petroquim S.A. (2) 519.914 431.038 – – 96.913.550–7 Eteres y Alcoholes S.A. (4) 556.300 157.261 17.801.196 21.239.487 96.861.390–1 Innergy Holding S.A. (2) 692.167 – – – 96.969.000–4 Petrosul S.A. (4) 72.418 – 18.813.315 – Extranjera Terminales Maritímas Patagónicas S.A. – 164.096 – – 13.261.876 21.371.021 42.839.692 24.383.204 Total (1) Durante el ejercicio 2003, Gasoducto del Pacífico (Argentina) S.A. realizó una reducción de capital generándose una cuenta por cobrar (3) Corresponden a contratos de “compraventa de divisas” (dólares) efectuados entre las sociedades coligadas y ENAP. a corto plazo. Al 31 de diciembre de 2003 y 2002 los saldos por cobrar a largo plazo corresponden a futuros aportes de capital. (4) Corresponde a deuda por compra de activos fijos a través de un contrato de leasing financiero con Eteres y Alcoholes S.A. y Petrosul (2) Los saldos por cobrar y pagar a corto plazo corresponden principal- S.A. con vencimiento el año 2017 y 2019, respectivamente. mente a operaciones comerciales, las cuales no generan interés ni reajuste. (5) Corresponde a un traspaso de fondos, el cual no devenga reajustes ni intereses. 96 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P (6) Los saldos por cobrar a largo plazo corresponden a futuros aportes de capital en las empresas relacionadas, los cuales no tienen plazo de vencimiento. c) Transacciones 2003 Sociedad RUT 78.021.560–7 Petroquim S.A. Naturaleza de la relación Coligada Descripción de la transacción Compra de productos Venta de productos 92.933.000–5 Coligada 81.095.400–0 Coligada M$ M$ Monto M$ M$ – 3.532.179 – 31.508.029 1.302.665 22.897.424 1.271.747 941.926 130.226 1.363.365 194.282 Compra de productos 1.772.811 – 2.013.572 – 16.507.338 2.403.866 16.356.933 2.585.176 Compra de Servicios 1.482.624 – 833.236 – Compras varias 9.918.336 – 9.032.096 – 16.422.495 – 17.357.669 – 3.389.285 161.821 3.584.164 226.607 – – 1.128.497 – 1.450.458 – 1.541.114 – Venta de productos Soc. Nacional de Oleoductos S.A. Monto Efecto en resultados (cargo)/ abono) 6.271.831 Venta otros servicios Petroquímica Dow S.A. 2002 Efecto en resultados (cargo)/ abono) Servicio transporte por oleoducto Norgas S.A. 78.889.940–8 Coligada Venta de productos Cía. Latinoamerica Petrolera S.A. 96.656.810–0 Coligada Operación de financiamiento Electrogas S.A. 96.806.130–5 Coligada Servicio de transporte gas natural Petropower Energía Ltda. 78.335.760–7 Coligada Compra de servicios 24.646.634 – 26.479.216 – Oleoducto Trasandino Chile S.A. 96.655.490–8 Coligada Servicios transporte por oleoducto 17.155.623 – 18.085.150 – Eteres y Alcoholes S.A. 96.913.550–7 Coligada Recuperación inversión en proyectos 1.339.650 – – – Compras varias 2.228.289 – – – Cía. Latinoamerica Petrolera Nº2 S.A. 96.656.810–0 Coligada Operación de financiamiento – – 1.873.221 – Gasoducto del Pacifico Chile S.A. 96.762.250–8 Coligada Operación de financiamiento 2.402.538 – 2.311.295 – Disminución de capital 2.352.387 – – – N OTA 7: E XISTEN CIA S El detalle de las existencias se presenta en el siguiente cuadro: Existencias 2003 Petróleo crudo Petróleo crudo en tránsito Productos terminados M$ 56.773.907 78.611.464 43.134.851 25.569.241 115.569.281 119.114.493 Productos terminados en tránsito Materiales en bodega (neto) Materiales en tránsito Total 2002 M$ – 6.612.855 12.051.984 9.231.063 761.049 695.505 228.291.072 239.834.621 Los materiales en bodega se presentan al 31 de diciembre de 2002 netos de provisión de obsolescencia por M$ 50.339. M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 97 BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS NOTA 8: IMPUESTOS DIFERIDOS E IMPUESTO A LA RENTA a) Impuestos diferidos El detalle de los saldos acumulados por impuestos diferidos al 31 de diciembre de 2003 y 2002 es el siguiente: a) Impuestos diferidos 2003 2002 Activo Conceptos Pasivo Activo Pasivo Corto plazo Largo plazo Corto plazo Largo plazo Corto plazo Largo plazo Corto plazo Largo plazo M$ M$ M$ M$ M$ M$ M$ M$ Diferencias temporarias Provisión deudores incobrables Ingresos anticipados 197.634 5.475 – – 4.119 9.773 – – 1.217.346 – – – 5.421 – – – – – Los materiales en bodega se presentan al 31 de diciembre por M$50.339. Provisión de vacaciones 2.677.169 157.905 de 2002, netos – de provisión – de obsolescencia 2.349.839 114.768 Gastos de fabricación – – 733.499 – – – 551.541 – Otros eventos 497.384 176.732 34.942 692.323 – – 13.292 212.839 Utilidades no realizadas venta de crudo 770.402 – – – 443.377 – – – – – – – 143.265 – – – 310.642 4.454.288 – – 4.153 3.844.261 – – Provisión retiro plataformas y normalización de pozos – 10.847.379 – – – 10.590.745 – – Contratos de derivados – – – 550.602 – 1.548.266 – – Pérdida tributaria 1.202.964 6.943.541 – – 1.630.761 23.867.527 – – Contratos leasing – – – 361.085 – – – 128.795 Utilidades no realizadas activo fijo Provisión obsolescencia materiales Activo fijo 1.375.728 2.515.367 – 195.239 – – – 3.272.168 Gastos diferidos bonos – – – 3.211.177 – – – 3.533.987 Menor valor bonos – – – 2.056.855 – – – 2.429.120 Gastos financieros diferidos – – – 1.967.190 – – – 1.084.460 5.923.155 2.538.495 – – – – – – – 2.697.568 – – – – – – 14.172.424 30.336.750 768.441 9.034.471 4.580.935 39.975.340 564.833 10.661.369 Provisión desvinculación Provisión valuación inversiones Total Otros Cuentas complementarias–neto de amortización – (9.810.934) – (17.951) (51.279) (13.087.904) – (19.187) Provisión de valuación – (5.643.180) – – – (8.764.747) – – 14.172.424 14.882.636 768.441 9.016.520 4.529.656 18.122.689 564.833 10.642.182 Saldo neto según balance (1) El saldo de las cuentas complementarias relacionadas con provisión de obsolescencia de materiales y de retiro de plataformas, es amortizado en función del reverso real de la respectiva diferencia temporal que le dio origen. Para los contratos de leasing el plazo remanente es de 16 años. 98 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P b) Impuesto a la renta El detalle del pasivo (activo) originado por concepto de Impuesto a la renta es el siguiente: b) Impuesto a la renta Provisión impuesto renta (impuestos por recuperar) Circulante Provisiones de impuestos a la renta al 31 de diciembre 16,5% de primera categoría A largo plazo 2003 2002 2003 M$ M$ M$ 2002 M$ 30.162.077 13.299.172 – – 336.608 308.093 – – 15.511.229 – – – 40% DL–2.398 sobre dividendos coligadas (2) 1.744.658 2.445.262 – – 40% DL–2.398 sobre utilidades de filiales (2) 10.417.912 9.182.466 46.246.997 28.155.518 Impuesto único 40% DL–2.398 sobre utilidades de Enap (1) Impuesto proveniente del exterior 12.156.637 1.551.583 – – Total cargos por impuestos del año 70.329.121 26.786.576 46.246.997 28.155.518 Saldos de provisiones de impuestos del año anterior 27.636.488 5.436.689 – – Total 97.965.609 32.223.265 46.246.997 28.155.518 (76.263.490) (31.954.268) – – (2.642.485) – – – (316.180) (268.997) – – 18.743.454 – 46.246.997 28.155.518 Menos: Pagos provisionales del año Crédito de Ley Austral Crédito de capacitación Saldos netos al 31 de diciembre 2003 2002 M$ Gasto tributario corriente (provisión impuesto) M$ (104.082.873) (53.082.418) Efecto por activos o pasivos por impuesto diferido del ejercicio 1.379.200 7.296.024 Efecto por amortización de cuentas complementarias de activos y pasivos diferidos 3.326.091 2.467.833 Efecto en activos o pasivos por impuesto diferido por cambios en la provisión valuación Otros cargos o abonos en la cuenta Total 3.121.567 (2.643.306) (12.493.245) (1.859.676) (108.749.260) (47.821.543) (1) ENAP constituyó provisión impuesto renta de 16,5% y 40% sobre (2) El D.L. N° 2.398 establece un impuesto con tasa de 40% respecto renta imponible de M$38.778.073. Al 31 de diciembre de 2002 la de los dividendos que la empresa reciba de las filiales sociedades Empresa no constituyó provisión de impuesto a la renta por pre- anónimas y coligadas directas. sentar en dicho año una pérdida tributaria de M$18.035.456 (valor sobre la base de las utilidades devengadas que se estima serán histórico). distribuidas. Por la utilidad al 31 de diciembre de 2003 y 2002, de ENAP provisiona este impuesto las filiales Refinería de Petróleo Concón S.A., Petrox S.A. Refinería Los impuestos devengados por operaciones en el exterior compren- de Petróleo y Empresa Almacenadora de Combustibles S.A., se ha den impuestos a la renta en Argentina, Ecuador, Uruguay, Estados constituido una provisión por este impuesto, en base a una distribu- Unidos de Norteamérica, Brasil y Colombia, e impuestos a los ingre- ción de utilidades de un 100%. sos brutos, de acuerdo a la normativa de cada país y deducidos los respectivos créditos por pagos provisionales mensuales. M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 99 BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS c) Gasto por Impuesto a la Renta El efecto en la utilidad por impuesto a la renta e impuesto diferido, considerando la tasa del impuesto de primera categoría establecido en la Ley de la Renta y la tasa del impuesto a la renta incorporado en el artículo N° 2 del D.L. N° 2.398 es el siguiente: Gasto por Impuesto a la Renta 2003 2002 M$ Utilidad antes de impuesto a la renta e impuestos diferidos M$ 196.653.116 Impuesto diferido (16,5%) Impuesto a la Renta (16,5%) 107.300.735 7.776.778 3.356.807 (30.162.077) (13.299.172) Impuesto Unico Art. 21 (336.608) (308.093) Impuesto proveniente del exterior (12.156.637) (1.551.583) Utilidad antes de impuesto a la renta e impuestos diferidos según artículo N°2 del D.L. N°2.398 161.774.572 95.498.694 Impuesto diferido (tasa 40%) Impuesto a la Renta (tasa 40%) 50.080 3.763.744 (73.920.796) (39.783.246) 87.903.856 59.479.192 Utilidad antes de amortización mayor valor de inversiones N OTA 9 : AC TIVO FI J O El detalle del activo fijo y sus respectivas depreciaciones acumuladas es el siguiente: Activo fijo Terrenos Construcciones y obras de infraestructura Maquinarias y equipos Otros activos fijos Totales 100 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 2003 2002 Saldo bruto Depreciación acumulada M$ M$ Saldo neto Saldo bruto Depreciación acumulada M$ M$ M$ Saldo neto M$ 8.958.215 – 8.958.215 9.073.658 – 9.073.658 2.313.195.989 (1.617.309.874) 695.886.115 2.294.294.859 (1.573.612.224) 720.682.635 48.132.553 (34.669.880) 13.462.673 45.137.690 (31.576.452) 13.561.238 103.265.140 (10.512.232) 97.752.908 84.525.843 (7.677.724) 76.848.119 2.473.551.897 (1.662.491.986) 811.059.911 2.433.032.050 (1.612.866.400) 820.165.650 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P El detalle de construcciones y obras infraestructura es el siguiente: Construcciones y obras de infraestructura 2003 2002 M$ M$ Campos petrolíferos (1) 976.561.633 1.140.209.717 Plataformas petroleras 405.189.450 289.858.067 Proyectos de exploración 7.940.405 27.395.324 Refinerías y plantas de gasolina 527.447.654 490.830.998 Oleoductos y gasoductos 158.397.649 151.490.501 47.011.960 36.405.852 9.161.626 8.685.905 Plantas de almacenamiento e instalaciones marítimas Instalaciones de producción Sistemas de reinyección 24.913.361 23.153.137 Edificios, poblaciones y campamentos 30.003.633 29.935.928 Caminos y aeródromos 1.930.807 1.862.860 124.637.811 94.466.570 Total 2.313.195.989 2.294.294.859 Menos: Depreciación acumulada (1.617.309.874) (1.573.612.224) 695.886.115 720.682.635 Obras en construcción y sondajes Valor neto (1) Las inversiones en campos petrolíferos tuvieron el siguiente movimiento: Venta Bloque 7 y Bloque 21 Posteriormente, y de acuerdo a lo establecido en la escritura de Durante febrero de 2002, la filial Sipetrol S.A., concretó el proceso cesión, se detectaron diferencias en la valorización de los activos a de venta de los activos Bloque 7 y Bloque 21 en Ecuador con favor de Burglinton Resources por US$ 0,6 millones (M$ 434.609), la firma de la escritura de cesión realizada en Quito por parte los que fueron cancelados en el año 2003. de Sipetrol S.A., Clapsa, Clapsa Nº2, Burlington Resources y el Estado ecuatoriano. Con fecha 28 de febrero, se llevó a cabo la Con fecha 4 de abril de 2003, se firmó el Post Closing Statement inscripción de la cesión de los derechos de Sipetrol S.A. en la entre Sipetrol, Burlington Resources Oriente Limited (Burlington) y Dirección Nacional de Hidrocarburos (DNH), enviándose las cartas Burlington Resources International Inc. (Burlington´s Guarantor). de notificación al Operador y las otras compañías del Consorcio, indicando que legalmente el proceso de traspaso se había En el siguientes Post Closing, las partes acuerdan que el precio total completado y a partir del 1 de marzo de 2002, Sipetrol S.A. dejaba de venta, se ajustará con los intereses a la fecha del cierre de la de pertenecer al Consorcio. operación, es decir, 8 de febrero 2002 al 7 febrero de 2003 con un 3% por año. El precio de la operación se fijó en la suma de US$ 24,4 millones al día 1º de julio del 2001, “effective date”, el cual se encontraba Conforme a lo anterior, el ajuste al precio final fue pagado por sujeto a ajuste según los movimientos de fondos por las operaciones Sipetrol S.A., el 4 de abril de 2003, ascendió a US$601.926,24. propias del Consorcio entre el 1 de julio del 2001 y el 8 de febrero del 2002, “closing date”, generando un diferencial de US$ 1,9 Inversión en Ecuador millones a favor de la Empresa y un monto final de la transacción de US$ 26,3 millones (M$ 18.140.079 histórico). La utilidad Con fecha 7 de octubre de 2002, la filial Sipetrol S.A. firmó un antes de impuesto generada por la venta de estos Bloques ascendió contrato con la Empresa de Petróleos del Ecuador, PetroEcuador, y inicialmente a US$ 6,5 millones (M$ 4.449.057 histórico). su filial la Empresa Estatal de Exploración y Producción de Petróleos M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 101 BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS del Ecuador, Petroproducción, para explotar y desarrollar los campos Paraíso, Huachito, Biguno y Mauro Dávalos Cordero, ubicados en la cuenca oriente del Ecuador y que cuentan con reservas con más de 50 millones de barriles de petróleo recuperables. Por medio de este contrato de Servicios Específicos, la Sociedad se comprometió a realizar inversiones para el desarrollo de los campos. A la vez, adquiere el derecho de explotación y operación, asumiendo el 100% de los costos de operación y administración de los campos. El detalle de otros activos fijos es el siguiente: Detalle de otros activos fijos 2003 M$ 2.279.063 2.179.167 Activos en leasing (2) 51.738.892 32.927.870 Materiales en bodega (3) Muebles, útiles y enseres 38.946.519 38.433.208 Softwares 4.260.812 4.148.821 Materiales importados en tránsito 4.795.737 5.618.714 Otros activos 1.244.117 1.218.063 Total 103.265.140 84.525.843 Menos: Depreciación acumulada (10.512.232) (7.677.724) 92.752.908 76.848.119 Valor neto (2) 2002 M$ Otros activos fijos: 2002 ), reflejándose las obligaciones contraídas, neta de intereses En el rubro “Otros activos fijos” se incluyen las oficinas corporativas no devengados, bajo el rubro Documentos y cuentas por pagar a aquiridas mediante un contrato de leasing con opción de compra con empresas relacionadas del pasivo circulante y Documentos y cuentas la Compañía de Seguros Vida Consorcio Nacional de Seguros S.A., por pagar a empresas relacionadas del pasivo a largo plazo. Los por un monto neto de M$8.953.501 (M$9.205.214 en 2002). Este contratos suscritos tienen vigencia hasta el año 2017 con Eteres y contrato tiene vencimientos mensuales y finaliza en agosto de 2018. Alcoholes S.A. y hasta el 2019 con Petrosul S.A., siendo la tasa de interés promedio de los proyectos de 8,5%. Con fecha 19 de julio de 1994, Sipetrol S.A. suscribió un contrato de arrendamiento con la Compañía de Seguros de Vida Santander S.A., La filial Petrox S.A. Refinería de Petróleo incluye en el año 2003 hoy Metlife Chile Seguros de Vida S.A., sobre las oficinas Nº 401, un monto ascendente a M$ 8.156.154, correspondiente a la Nº402 y Nº501, 5 bodegas y 27 estacionamientos del edificio Planta de Azufre que fue incorporada bajo el régimen de activos ubicado en calle Avenida Tajamar Nº183, comuna de Las Condes en en leasing, reflejándose la obligación contraída, neta de intereses Santiago. La duración del contrato es de 240 meses con fecha de no devengados bajo el rubro Documentos y cuentas por pagar término el 11 de julio de 2014. a empresas relacionadas del pasivo a largo plazo. Los contratos suscritos con la sociedad coligada Petrosul S.A. establecen una En el año 2003, la filial Refinería de Petróleo Concón S.A. incluye vigencia hasta el año 2019, siendo la tasa de interés de un 6,2% en el rubro Otros activos fijos, M$32.053.910 valor correspondiente promedio anual. a las plantas DIPE y Azufre que fueron incorporadas bajo el régimen de activos en leasing (M$21.396.748 al 31 de diciembre de 102 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P Adicionalmente, Petrox S.A. tiene un contrato de leasing financiero por la adquisición de vehículos por M$18.968. Este contrato está expresado en UF y vence en mayo de 2004. (3) Materiales en bodega Los materiales en bodega para activo fijo se muestran netos de provisión de obsolescencia por un monto ascendente a M$ 8.295.972 (M$ 6.374.618 en 2002). El cargo a resultados por concepto de depreciación del activo fijo, incluido en los costos de explotación y gastos de administración, es el siguiente: 2003 Costos de explotación Gasto de administración Totales 2002 M$ M$ 84.549.728 90.837.464 2.159.001 2.791.294 86.708.729 93.628.758 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 103 104 IN V ERSIO NE S EN EMPRE SA S REL ACIO N A DA S M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P Chile Chile Chile Chile Chile Chile Chile Chile Chile 96.889.570–2 Inversiones Electrogas S.A. 96.969.000–4 Petrosul S.A. 96.668.110–1 Compañía Latinoamericana Petrolera S.A. 92.933.000–5 Petroquímica Dow S.A. 96.913.550–7 Eteres y Alcoholes S.A. 78.889.940–8 Norgas S.A. 96.971.330–6 Geotérmica del Norte S.A. 96.856.650–4 Innergy Holding S.A. 96.807.740–6 Depósitos Asfálticos S.A. Chile Chile 99.519.820–7 Enercón (1) 96.806.130–5 Electrogas S.A. Peso Peso Peso US$ Peso Peso Peso Peso Peso Peso Peso Peso Peso Peso Peso US$ US$ US$ US$ US$ Peso US$ Moneda de control de la inversión 0,0076 35,00 50,00 18,25 25,00 25,00 49,90 42,00 41,74 20,47 40,00 47,39 15,00 40,00 18,04 15,00 13,79 18,09 15,00 18,20 22,10 0,0076 35,00 50,00 18,25 25,00 25,00 49,90 42,00 41,74 20,47 40,00 47,39 15,00 40,00 18,04 15,00 13,79 18,09 15,00 18,20 22,10 18,20 % % 18,20 2002 2003 Porcentaje de participación 17.267.942 4.861 42.372 500.439 471.094 1.816.908 1.382.274 2.748.575 2.792.349 8.258.263 6.896.071 5.939.837 18.797.232 9.339.796 25.858.034 31.124.357 37.940.138 31.272.477 41.955.785 66.482.530 72.893.697 88.555.175 M$ 11.302.024 – 47.153 671.156 460.885 2.178.759 (1.244.373) 2.744.348 2.106.888 9.316.332 8.080.720 3.753.989 15.869.870 9.501.780 32.708.247 29.070.269 32.292.203 42.091.094 53.450.634 86.625.216 67.961.026 134.223.650 M$ 2002 Patrimonio sociedades 2003 Esta nota debe analizarse en conjunto con lo indicado en Nota 34 relativa a las inversiones en América Latina. 30 1.750 2.973.170 164.250 250 10.377.051 2.096.965.185 420.000 4.174 2.858.374 44.224 4.739 150 2.466.792 3.134.113 18.000 198.025 8.211.770 – 15.900.586 22.100.000 38.592.313 Número de acciones (1) La coligada ENERCON S.A. se encuentra en período de desarrollo. Totales Chile 96.694.400–5 Gas de Chile S.A. I. Caymán Chile 96.656.810–0 Compañía Latinoamericana Petrolera N°2 S.A. Extranjera A&C Pipeline Holding Chile 96.655.490–8 Oleoducto Trasandino (Chile) S.A. Chile Argentina 78.021.560–7 Petroquim S.A. Argentina Extranjera Terminales Marítimas Patagónicas S.A. Chile Extranjera Oleoducto Trasandino (Argentina) S.A. 78.335.760–7 Petropower Energía Ltda. Argentina Chile Extranjera Gasoducto del Pacífico (Argentina) S.A. Chile País de origen 96.762.250–8 Gasoducto del Pacífico (Chile) S.A. Sociedad 81.095.400–0 Sociedad Nacional de Oleoductos S.A. RUT El detalle de las inversiones en empresas relacionadas es el siguiente: N OTA 10 : 5.965.918 (45.634) (4.781) 23.158 10.208 (8.297.242) (699.080) 1.061.675 685.460 896.961 (848.584) 2.185.849 5.856.912 (172.900) 8.214.212 6.896.046 4.346.616 6.452.231 4.957.758 3.646.413 12.834.348 5.602.503 M$ 1.613.238 – (16.364) 14.516 5.366 (13.932.127) (2.153.939) 568.518 (1.827.889) 1.501.555 9.331.113 (36.884) 1.517.084 447.681 11.050.800 1.932.732 11.893.601 11.284.677 5.699.438 60.241 10.119.780 4.732.195 M$ 2002 Resultado del período 2003 453 (15.972) (2.391) 4.226 2.552 (2.074.311) (348.841) 445.904 286.111 183.608 (339.434) 1.035.874 878.537 (69.160) 1.481.844 1.034.407 599.398 1.167.209 743.664 663.647 2.836.391 1.019.656 M$ 122 – (8.182) 2.649 1.342 (3.483.031) (1.074.816) 238.777 (762.960) 307.368 3.732.445 (17.479) 227.562 179.073 1.993.564 289.910 1.640.128 2.041.398 854.917 10.964 2.236.471 861.259 M$ 2002 Resultado devengado 2003 VPP 88.358.815 1.312 1.701 21.186 91.330 117.774 454.227 689.755 1.154.402 1.165.526 1.690.466 2.758.428 2.814.889 2.819.585 3.735.918 4.664.789 4.668.654 5.231.945 5.657.191 6.293.368 12.099.820 16.109.507 16.117.042 M$ 2003 101.516.047 859 17.666 23.576 122.486 115.222 544.690 1 1.152.626 879.415 1.907.053 3.232.289 1.779.016 2.380.480 3.800.712 5.900.567 4.360.540 4.453.095 7.614.279 8.017.595 15.765.789 15.019.387 24.428.704 M$ 2002 88.358.815 1.312 1.701 21.186 91.330 117.774 454.227 689.755 1.154.402 1.165.526 1.690.466 2.758.428 2.814.889 2.819.585 3.735.918 4.664.789 4.668.654 5.231.945 5.657.191 6.293.368 12.099.820 16.109.507 16.117.042 M$ 2003 101.516.047 859 17.666 23.576 122.486 115.222 544.690 1 1.152.626 879.415 1.907.053 3.232.289 1.779.016 2.380.480 3.800.712 5.900.567 4.360.540 4.453.095 7.614.279 8.017.595 15.765.789 15.019.387 24.428.704 M$ 2002 Valor contable de la inversión BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS N OTA 11: MEN O R Y M AYO R VA LO R D E IN V ERSIO NE S El detalle del menor valor de inversiones es el siguiente: 31/12/2003 RUT Sociedad 31/12/2002 Monto amortizado en el periodo Saldo menor valor Monto amortizado en el periodo M$ M$ M$ Saldo menor valor M$ 96.913.550–7 Eteres y Alcoholes S.A. (1) 102.947 – 7.339 102.744 Extranjera Terminales Marítimas Patagónicas S.A. 185.845 441.806 189.188 736.386 288.792 441.806 196.527 839.130 Total (1) Durante el 2003, RPC S.A. amortizó completamente el saldo de menor valor de inversión por ETALSA. N OTA 12 : OTRO S ( AC TIVO S ) El detalle de los otros activos de largo plazo es el siguiente: 2003 M$ Gastos asociados a la obtención de préstamos 2.542.996 1.446.874 Gastos en emisión de bonos y descuento en colocación 8.193.711 9.479.377 444.186 528.279 Depósitos bancarios (Argentina) Depósito a plazo (1) 6.531.800 – – 1.008.254 Otros Impuestos por recuperar (Argentina) Impuestos por amortizar (Colombia) (2) 1.340.100 545.502 Materiales de operación de baja rotación (3) 1.704.881 3.509.612 16.052 7.512 20.773.726 16.525.410 Otros Totales (1) 2002 M$ Corresponde a depósito tomado en el Banco Security a una tasa de interés de 1,2125% anual, destinado a efectuar aportes de cede a un tercero los derechos y obligaciones derivados de este programa. capital en sociedad coligada, destinada a proyectos petroquímicos. 3) Los materiales de baja rotación se presentan netos de provisión (2) De acuerdo a las normas que regulan los Sistemas Especiales de Importación/Exportación se creó el Plan Vallejo, normativa que de obsolescencia por un monto ascendente a M$ 4.733.927 (M$ 1.006.672 en 2002). fomenta la exención de gravamen arancelario y diferimiento de las causaciones del pago de IVA por las importaciones. Además, autoriza una subrogación de este beneficio, mediante la cual un usuario M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 105 BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS N OTA 13 : O BLIG ACIO NE S C O N BA N C O S E INS TITUCIO NE S FIN A N CIER A S L A RG O PL A ZO – P O RCIO N C O RTO PL A ZO El detalle de obligaciones con bancos e instituciones financieras a largo plazo con vencimiento en el corto plazo es el siguiente: Obligaciones con bancos e instituciones financieras a largo plazo con vencimiento en el corto plazo Tipos de monedas Dólares RUT Banco o Institución financiera Euros Yenes Otras monedas extrajeras Totales 2003 2002 2003 2002 2003 2002 2003 2002 2003 2002 M$ M$ M$ M$ M$ M$ M$ M$ M$ M$ Extranjero JP Morgan Chase Bank (1) 4.032.066 4.954.871 – – – – – – 4.032.066 4.954.871 Extranjero Banco Santander New York Branch 1.054.639 1.291.936 – – – – – – 1.054.639 1.291.936 Extranjero Bank of America Nacional Trust (2) 378.732 469.366 342.638 361.229 22.951 25.778 19.284 20.002 763.605 876.375 – 34.119.988 – – – – – – – 34.119.988 19.364.272 – – – – – – – 19.364.272 – Extranjero Royal Bank Canada (4) Extranjero JP Morgan Chase Bank (5) Extranjero Banque Nationale de Paris Extranjero Citibank N.A. (3) 1.305.475 1.608.021 – – – – – – 1.305.475 1.608.021 23.569.833 12.760.851 – – – – – – 23.569.833 12.760.851 Total 49.705.017 55.205.033 342.638 361.229 22.951 25.778 19.284 20.002 50.089.890 55.612.042 Monto capital adeudado 48.636.242 54.211.517 334.941 341.742 22.787 25.186 18.994 19.021 49.012.964 54.597.466 1,83% 2,31% 3,19% 4,25% 0,94% 1,35% 2,84% 3,46% Tasa de interés promedio anual % 100 Porcentaje obligaciones moneda extranjera: – Porcentaje obligaciones moneda nacional: (1) JP Morgan Chase Bank: (3) Citibank NA: La Empresa contrató dos créditos que originalmente fueron avalados Durante 1998, la Empresa obtuvo un crédito por un monto de por el Gobierno de Chile en 1987 y 1991, otorgado por un sindicato US$90.000.000, otorgado por un consorcio de bancos actuando de bancos para el cual J.P. Morgan Chase Bank actuó como agente. como agente el Banco Citibank N.A. Dicho préstamo tiene venci- Las obligaciones de ENAP bajo estos créditos están garantizadas en mientos anuales a contar del año 2000 hasta el 2005. un 100% por el Gobierno de Chile. Los créditos devengan intereses a tasa Libo + 0,8125%, con amortizaciones del principal semestrales, Con fecha 25 de enero de 2002, la Empresa suscribió un contrato pagaderas en marzo y septiembre y en mayo y noviembre para los de crédito por US$ 170.000.000 con un grupo de cinco bancos. créditos de 1987 y 1991, los cuales vencen en septiembre de 2005 Dicho crédito tiene un plazo de vencimiento de cinco años, con y noviembre de 2005, respectivamente. pagos del principal a partir de enero de 2004, con amortizaciones semestrales y pago de intereses semestrales. Para este crédito (2) Bank of America National Trust: el Agente Administrador (“Administrative Agent”) es el Banco La Empresa contrató un crédito que originalmente fue avalado por Citibank NA. El 18 de diciembre de 2002 se efectúo un prepago de el Gobierno de Chile en 1984, otorgado por un sindicato de bancos US$ 94.000.000. para el cual Bank of America National Trust actuó como agente. Las 106 obligaciones de ENAP bajo dicho crédito están garantizadas en un En agosto de 2003, la Empresa obtuvo un crédito por un monto 100% por el Gobierno de Chile. El crédito devenga intereses a tasa de US$ 150.000.000, otorgado por un grupo de bancos, actuando Libo + 0,8125%, con amortizaciones del principal semestrales, como agente el Banco Citibank N.A. Dicho crédito tiene vencimiento pagaderas en febrero y agosto de cada año. Este crédito vence en de cinco años, con pagos del principal a contar del 4 de septiembre agosto de 2005. de 2006, con amortizaciones e intereses semestrales. M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P (5) JP Morgan Chase Bank: (4) Royal Bank of Canada: En junio de 2000, Sipetrol S.A., a través de su filial en Argentina, ob- Con fecha 18 de diciembre de 2003, Sipetrol Argentina S.A. obtuvo tuvo un crédito por un monto de US$47.000.000, con vencimiento un préstamo sindicado por US$ 125.000.000, a 5 años plazo, con en una cuota en junio 2003, teniendo una primera prórroga hasta el pago de capital e intereses mensuales. Se garantizó con las expor- 27 de octubre de 2003, que finalmente fue extendida hasta el día 18 taciones de petróleo y gas de la Cuenca Austral y con una garantía de diciembre de 2003, fecha en la cual se canceló. contingente de ENAP. Este préstamo fue sindicado por el JP Morgan Chase Bank, en él participaron 10 bancos extranjeros con una tasa de interés pactada Libo más un spread anual de 0,75%. N OTA 14 : O BLIG ACIO NE S C O N BA N C O S E INS TITUCIO NE S FIN A N CIER A S A L A RG O PL A ZO El detalle y vencimientos de las obligaciones con bancos e instituciones financieras a largo plazo es el siguiente: 2003 2002 Años al vencimiento RUT Extranjero Banco o institución financiera Bank Of America National Trust (2) Moneda o índice de reajuste Más de 1 hasta 2 Más de 2 hasta 3 Más de 3 hasta 5 Total largo plazo Tasa de interés promedio anual M$ M$ M$ M$ % Dólares 373.013 – – 373.013 Euros 334.941 – – Yenes 22.788 – – Otras monedas 18.994 – – Total largo plazo M$ 2,09 911.860 334.941 3,19 683.483 22.788 0,94 50.373 18.994 2,84 38.043 Extranjero J.P. Morgan Chase Bank (1) Dólares 4.006.869 – – 4.006.869 2,05 9.795.101 Extranjero Citibank Agenciado (3) Dólares 22.610.669 30.707.943 77.702.971 131.021.583 1,69 78.913.831 Extranjero Banco Santander New York Branch Dólares 525.821 – – 525.821 1,34 1.928.114 Extranjero Banque Nationale De Paris Dólares 1.295.564 – – 1.295.564 1,56 3.167.110 Extranjero J.P. Morgan Chase Bank (5) Dólares 15.735.700 13.360.500 25.830.300 54.926.500 1,9 – 44.924.359 44.068.443 103.533.271 192.526.073 Total 95.487.915 % Porcentaje obligaciones moneda extranjera: Porcentaje obligaciones moneda nacional: 100 – M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 107 BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS N OTA 15 : O BLIG ACIO NE S C O N EL PUBLIC O C O RTO Y L A RG O PL A ZO ( BO N O S ) El detalle y vencimientos de las obligaciones con el público es el siguiente: Periodicidad Número de inscripción o identificación del instrumento Serie Monto nominal colocado vigente Unidad de reajuste del bono Tasa de interés Plazo final Pago de intereses Valor par Pago de amortización % 2003 2002 M$ M$ Colocación en Chile o en el en extranjero Bonos largo plazo – porción corto plazo N° 303 A–1 N° 303 A–2 Tipo 144 A Unica 1.000.000 2.250.000 290.000.000 UF 4,25 01/10/2012 Semestral Al vencimiento 177.904 UF 4,25 01/10/2012 Semestral Al vencimiento 400.284 400.085 US$ 6,75 15/11/2012 Semestral Al vencimiento 1.452.955 1.775.932 2.031.143 2.353.833 Total – porción corto plazo 177.816 Nacional Nacional Extranjera Bonos largo plazo N° 303 A–1 1.000.000 UF 4,25 01/10/2012 Semestral Al vencimiento 16.920.000 16.911.561 N° 303 A–2 2.250.000 UF 4,25 01/10/2012 Semestral Al vencimiento 38.070.000 38.051.013 US$ 6,75 15/11/2012 Semestral Al vencimiento 172.202.000 210.480.869 227.192.000 265.443.443 Tipo 144 A Unica 290.000.000 Total – porción largo plazo Nacional Nacional Extranjera a) Bonos ENAP I–2002 Serie A Subseries A–1 y A–2: b) Bono Internacional Con fecha 4 de octubre de 2002, la Empresa inscribió en el Con fecha 5 de noviembre de 2002, la Empresa efectuó la emisión Registro de Valores de la Superintendencia de Valores y Seguros bajo y colocación de bonos del tipo 144A en el mercado estadounidense, el Nº303, la emisión de bonos reajustables en unidades de fomento a una tasa de interés de 6,75% anual, por un monto de US$290 (U.F.), en el mercado local, la cual se efectuó con fecha 22 de millones. octubre de 2002. Esta colocación se efectuó en dos subseries A–1 y A–2, cuyas características son las siguientes: El plazo de vencimiento es de diez años. Los pagos de intereses son semestrales y la amortización del capital corresponde a una sola La colocación de bonos en el mercado local fue por UF 3.250.000. cuota al término del período. El plazo de vencimiento es de diez años, los pagos de intereses son semestrales, la tasa de interés es de un 4,25% anual y la c) Descuento y costos en colocación de bonos amortización del capital es al final del plazo. Los descuentos en las colocaciones de bonos, han sido diferidos en los mismos períodos de las correspondientes emisiones. El saldo se presenta en Otros activos corto y largo plazo, incluido con los gastos de la emisión. 108 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P N OTA 16 : PROVISIO NE S Y C A S TIG O S El detalle de las provisiones es el siguiente: 2003 2002 M$ M$ Corto plazo: Vacaciones 8.463.132 7.027.984 Compensaciones y beneficios al personal 6.351.406 6.253.717 Provisión proyectos 660.000 – Indemnización años de servicio 886.383 2.372.073 Provisión carena barcaza Yagana Fondo para plan de desvinculación 90.000 – 10.391.500 3.040.933 Provisión Geotérmica del Norte S.A. 689.754 620.943 Otros 783.659 1.486.611 Total 28.315.834 20.802.261 64.594.956 58.284.778 Largo plazo: Indemnización años de servicio Fondo para plan de desvinculación 4.453.500 – Impuesto a la Renta 46.246.997 28.155.518 Provisión retiro de plataformas y normalización de pozos y yacimientos (1) 19.030.490 18.580.255 Provisión valuación inversiones 4.732.575 – Otras provisiones a largo plazo 1.124.218 1.386.033 140.182.736 106.406.584 Total Castigos: Durante el ejercicio se han efectuado castigos con cargo (1) Provisión para cubrir los gastos estimados en los cuales deberá incurrir la Empresa en el retiro de plataformas del Estrecho de a resultados ascendentes a M$ 13.702.460 (M$ 539.620 en Magallanes, y normalización de pozos en tierra. 2002) N OTA 17: IND EMNIZ ACIO NE S A L PERS O N A L P O R A Ñ O S D E SERVICIO El movimiento de la provisión que cubre el beneficio de indemnización al personal por años de servicio es el siguiente: 2003 2002 M$ Saldo inicial al 1° de enero Incremento de provisión Pagos del año Corrección monetaria Totales M$ 60.056.287 59.277.001 7.333.690 4.554.973 (3.825.823) (5.376.528) 1.917.185 2.201.405 65.481.339 60.656.851 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 109 BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS N OTA 18 : INTERE S MIN O RITA RIO El interés minoritario corresponde a la participación de los accionistas minoritarios de las siguientes filiales: 2003 Patrimonio filial 2002 Participación minoritaria Efectos en resultados (cargo) /abono Patrimonio filial M$ % M$ M$ M$ Petrox S.A. Refinería de Petróleo 179.080.106 0,0452 80.944 25.765 160.642.751 Refinería de Petróleo Concón S.A. 158.772.117 0,0352 55.887 19.629 132.378.065 136.831 45.394 Totales N OTA 19 : Participación minoritaria % Efectos en resultados (cargo) /abono M$ M$ 0,0 452 72.611 17.231 0,0352 46.597 10.446 119.208 27.677 C AMBIO S EN EL PATRIM O NIO a) Cambios en el patrimonio El movimiento del patrimonio registrado en los ejercicios 2003 y 2002, a valores históricos, es el siguiente: Capital pagado Otras reservas Utilidades acumuladas Traspaso de utilidades al Fisco Utilidad del ejercicio M$ M$ M$ M$ M$ M$ Saldos al 1 de enero de 2002 393.680.232 19.641.525 26.300.845 (39.150.800) 40.792.322 441.264.124 Distribución utilidad año 2001 – – 1.641.522 39.150.800 (40.792.322) – Traspaso utilidades al Fisco – – (1.640.000) (49.411.000) – (51.051.000) Ajuste de conversión de inversiones en el extranjero – 4.681.639 – – – 4.681.639 Corrección monetaria 11.810.407 589.246 800.551 (904.253) – 12.295.951 Utilidad del ejercicio – – – – 58.862.886 58.862.886 Saldos al 31 de diciembre de 2002 405.490.639 24.912.410 27.102.918 (50.315.253) 58.862.886 466.053.600 Saldos actualizados para fines comparativos 409.545.545 25.161.534 27.373.947 (50.818.406) 59.451.515 470.714.135 Saldos al 1 de enero de 2003 405.490.639 24.912.410 27.102.918 (50.315.253) 58.862.886 466.053.600 Distribución utilidad año 2002 – – 8.547.633 50.315.253 (58.862.886) – Traspaso utilidades al Fisco (1) – – (8.542.000) (86.949.000) – (95.491.000) Ajuste de conversión de inversiones en el extranjero (42.910.387) – – Corrección monetaria 4.054.906 249.124 373.590 172.440 – 4.850.060 Utilidad del ejercicio – – – – 87.858.462 87.858.462 409.545.545 (17.748.853) 27.482.141 (86.776.560) 87.858.462 420.360.735 Saldos al 31 de diciembre de 2003 (1) El Fisco de Chile, a través del Ministerio de Hacienda ordenó me- 110 Total (42.910.387) cendente a M$ 58.488.000, en virtud a lo establecido en el Artículo diante el Decreto Nº 330 de fecha 30 de abril de 2003, el traspaso 29 del D.L. 1.263/75. a rentas generales de la Nación, de utilidades del año 2002 por Mediante Decreto Nº881 de fecha 15 de octubre de 2003 se fijó M$ 8.542.000 (valor histórico). Además, en dicho Decreto se pro- anticipo extraordinario de utilidades del año 2003, por un monto de gramaron los anticipos de utilidades del año 2003 por un monto as- M$ 28.461.000. M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P b) El detalle de otras reservas es el siguiente: Otras reservas Ajuste acumulado por diferencia de conversión de filiales en el extranjero Otras reservas Total 2003 2002 M$ M$ (22.675.505) 20.234.882 4.926.652 4.926.652 (17.748.853) 25.161.534 En este rubro se incluye la reserva por el ajuste de conversión proveniente de las filiales extranjeras originadas por las variaciones en la inversión en el exterior y por la valuación de los respectivos pasivos contraídos para adquirir esta inversión. El movimiento del año es el siguiente: Variación neta del período Saldos al 01/01/2003 M$ Sipetrol S.A. Inversión Saldos al Pasivo M$ 2003 M$ 2002 M$ M$ 8.295.747 7.335.438 (39.786.711) (24.155.526) 8.295.747 Otras sociedades relacionadas 11.939.135 (10.459.114) – 1.480.021 11.939.135 Total 20.234.882 (3.123.676) (39.786.711) (22.675.505) 20.234.882 N OTA 20 : OTROS IN GRE S O S Y EGRE S O S FUER A D E L A E X PLOTACIO N El detalle de los otros ingresos y egresos fuera de la explotación es el siguiente: Otros ingresos y egresos fuera de la explotación 2003 2002 M$ M$ Otros ingresos: Servicios de gestión 843.381 1.688.977 Resultado en venta de activo fijo 2.450.903 457.003 Ingresos por servicios varios 1.849.374 997.682 Intereses cuentas por cobrar préstamo habitacional 214.878 164.974 Recuperación seguro por siniestros 192.749 102.084 Utilidad por venta Bloque 7 y Bloque 21 – Ecuador Otros ingresos Total – 4.069.396 832.479 2.677.264 6.383.764 10.157.380 Otros egresos: Provisión para valuación de inversiones Ajuste de inversiones Bajas de activo fijo Proyecto Geotermia Fondo para plan de desvinculación Otros gastos de personal Otros egresos Total (5.422.330) – (952.350) (648.492) (892.154) – (14.845.000) (2.446.814) (1.030.274) – (900.922) (1.046.425) (24.043.030) (4.141.731) M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 111 BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS N OTA 21: C O RREC CIO N M O NE TA RIA El detalle de la corrección monetaria abonada (debitada) a resultado es el siguiente: Corrección monetaria Indice de reajustabilidad 2003 2002 M$ M$ Activo (cargos)/abonos: Existencias IPC (1.436.838) (1.229.819) Activo fijo IPC 4.299.416 14.496.894 Inversiones en empresas relacionadas IPC 1.289.922 2.587.745 Deudores por venta y varios IPC 192.517 384.854 Documentos y cuentas por cobrar empresas relacionadas corto plazo IPC – 38.634 Otros activos circulantes IPC 677.928 1.409.935 Inversiones en otras sociedades IPC – (2.332) Documentos y cuentas por cobrar empresas relacionadas largo plazo IPC 42.256 123.096 Otros activos largo plazo IPC 374.550 869.669 Cuentas de gastos y costos IPC 1.053.749 57.689.291 6.493.500 76.367.967 (12.418.911) Total abonos Pasivo (cargos)/abonos: Patrimonio IPC (4.850.060) Obligaciones con bancos e instituciones financieras corto plazo IPC 372.696 (547.907) Documentos por pagar corto plazo IPC (5.875.206) (4.547.362) Obligaciones con el público corto plazo UF 151.740 1.863 Cuentas por pagar empresas relacionadas corto plazo IPC (19.544) (23.698) Otros pasivos circulantes UF (73.022) (26.918) Otros pasivos circulantes IPC (18.660) (110.325) Obligaciones con bancos e instituciones financieras largo plazo IPC (292.125) (2.811.353) Documentos por pagar largo plazo UF 6.010.056 3.622.765 Obligaciones con el público largo plazo UF (2.567.410) 160.320 Otros pasivos largo plazo UF (90.323) (432.247) Otros pasivos largo plazo IPC (121.137) (130.774) Interés minoritario IPC (102.052) 14.037 Indemnización IPC (1.917.185) (2.201.405) Cuentas por pagar empresas relacionadas largo plazo IPC (288.320) – Cuentas de ingreso IPC (2.533.745) (60.871.497) (12.214.297) (80.323.412) (5.720.797) (3.955.445) Total (cargos) Pérdida por corrección monetaria 112 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P N OTA 22 : DIFEREN CIA S D E C A MBIO El detalle de las diferencias de cambio abonada (debitada) a resultados se presenta en cuadro adjunto. Diferencias de cambio Moneda 2003 2002 M$ M$ Activo (cargos)/abonos: Disponible US$ (7.245.235) 1.234.398 Depósitos a plazo US$ (6.628.822) (1.320.091) Valores negociables US$ (1.324.056) (3.361.515) Deudores US$ (6.953.377) 3.205.197 Documentos y cuentas por cobrar a empresas relacionadas corto plazo US$ (177.737) (10.356) Otros activos circulantes US$ 1.003.407 (3.232.052) Documentos y cuentas por cobrar a empresas relacionadas largo plazo US$ (1.322) 790.075 Deudores largo plazo US$ (579.109) 1.148.320 Otros activos largo plazo US$ Total cargos 724.128 (2.099.060) (21.182.123) (3.645.084) Pasivo y patrimonio (cargos)/abonos: Obligaciones con bancos e instituciones financieras corto plazo US$ 34.602.214 (7.245.886) Cuentas por pagar corto plazo US$ 22.374.893 (8.761.850) Documentos por pagar corto plazo US$ 7.387.736 (17.277.266) Documentos y cuentas por pagar a empresas relacionadas corto plazo US$ 1.114.153 (128.988) Obligaciones con el público corto plazo US$ 748.269 5.866 Otros pasivos circulantes US$ (527.507) (2.978.612) Obligaciones con bancos e instituciones financieras largo plazo US$ 25.506.299 (15.077.419) Documentos por pagar largo plazo US$ (799.087) 493.178 Obligaciones con el público largo plazo US$ 37.846.747 (1.981.533) Documentos y cuentas por pagar a empresas relacionadas largo plazo US$ 3.834.760 – Otros pasivos largo plazo US$ 3.211.786 (1.404.966) Total abonos (cargos) 135.300.263 (54.357.476) Utilidad (pérdida) por diferencia de cambio 114.118.140 (58.002.560) NOTA 23: GASTOS DE EMISION Y COLOCACION DE TITULOS ACCIONARIOS Y DE TITULOS DE DEUDA El detalle de los gastos por emisión de bonos presentados en Otros activos circulantes y Otros de otros activos, se presenta en cuadro adjunto: Gastos de emisión y colocación de títulos accionarios y títulos de deuda Corto plazo Largo plazo 2003 2002 2003 2002 M$ M$ M$ M$ Desembolso por emisión de colocación bonos– local (1) 115.862 115.904 897.933 1.022.421 Mayor tasa de descuento por colocación de bonos– local 282.279 282.138 2.187.661 2.468.708 Desembolso por emisión de colocación bonos– internacional (1) 522.019 519.945 4.097.830 4.596.575 Mayor tasa de descuento por colocación de bonos– internacional 128.290 156.809 1.010.287 1.391.673 1.048.450 1.074.796 8.193.711 9.479.377 Total (1) Estos montos incluyen M$ 3.774.921 por concepto de impuesto de timbres y estampillas. M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 113 BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS N OTA 24 : E STA D O D E FLUJ O D E EFEC TIVO El detalle del efectivo y efectivo equivalente es el siguiente: a) Efectivo y efectivo equivalente 2003 2002 M$ M$ Disponible 28.152.066 21.081.430 Depósitos a plazo 23.328.909 2.823.325 – 10.399.141 Otros activos circulantes (1) 24.203.315 404.040 Total 75.684.290 34.707.936 Valores Negociables (1) Corresponde a pactos de retroventa tomados con los siguientes bancos: Otros activos circulantes Fecha Institución financiera Inicio Término Moneda origen Valor de suscripción Valor contable Tasa M$ % Monto M$ Banco Citibank 24/12/2003 05/01/2004 $ 5.000.000 0,20 5.002.333 Banco BCI 30/12/2003 07/01/2004 $ 3.000.000 0,14 3.000.140 Banco BCI 30/12/2003 07/01/2004 $ 1.100.000 0,14 1.100.051 Banco Citibank 30/12/2003 07/01/2004 $ 2.000.000 0,19 2.000.127 Banco Estado 30/12/2003 07/01/2004 $ 7.000.000 0,12 7.000.280 Banco Estado 30/12/2003 07/01/2004 $ 1.900.000 0,12 1.900.076 Banco HSBC 30/12/2003 07/01/2004 $ 1.000.000 0,12 1.000.040 JP Morgan Chase Bank 30/12/2003 07/01/2004 $ 3.000.000 0,14 3.000.140 Banco Santander 23/12/2003 09/01/2004 $ 200.000 0,24 200.128 Totales 24.200.000 24.203.315 Bajo Otros cargos a resultado que no representan flujo de efectivo se incluyen M$ 14.845.000, por concepto de fondo creado para futuro plan de desvinculación del personal. N OTA 25 : C O NTR ATO S D E D ERIVA D O S Desde octubre de 2002 ENAP mantiene un Cross Currency Swap Con el fin de cubrir los riesgos provenientes de las fluctuaciones en UF/USD con vencimiento a 10 años por un monto equivalente a la tasa de interés de los préstamos bancarios, ENAP suscribió en los 66,5 millones de dólares como instrumento de cobertura. Este meses de junio y septiembre de 2003 contratos de swap de tasa de instrumento cubre un 91% de la deuda en UF asumida con la interés. emisión de bonos en el mercado local. El detalle de los contratos derivados se presenta en la página Por efecto de valorización de este instrumento a valor de mercado, al 31 de diciembre de 2002 la cuenta Gastos Financieros incluye un cargo de M$2.716.258 y en el ejercicio, se efectuó un abono de M$ 965.969, que no representan flujo de efectivo. 114 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P siguiente: M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 115 Tipo de contrato CCPE CCTE CCTE CCTE CCTE CCTE CCTE CCTE Tipo de derivado Cross Currency Swap S S S S S S S 33.554.000 33.554.000 33.554.000 23.478.545 25.826.400 14.348.000 14.348.000 48.877.500 Valor del contrato Contratos de derivados III Trimestre 2008 III Trimestre 2008 III Trimestre 2008 III Trimestre 2005 I Trimestre 2007 I Trimestre 2007 I Trimestre 2007 IV Trimestre 2012 Plazo de vencimiento o expiración Tasa de interés Tasa de interés Tasa de interés Tasa de interés Tasa de interés Tasa de interés Tasa de interés Tipo de cambio y tasas Item específico C Posición compra/ venta Obligaciones con bancos en instituciones financieras Obligaciones con bancos en instituciones financieras Obligaciones con bancos en instituciones financieras Obligaciones con bancos en instituciones financieras Obligaciones con bancos en instituciones financieras Obligaciones con bancos en instituciones financieras Obligaciones con bancos en instituciones financieras Obligaciones con el público (Bonos) Nombre Partida o transacción protegida 33.554.000 33.554.000 33.554.000 23.478.545 25.826.400 14.348.000 14.348.000 48.877.500 Monto 29.690.000 29.690.000 29.690.000 19.433.455 21.376.800 11.876.000 11.876.000 50.031.023 Valor de la partida protegida Otros pasivos circulantes Otros pasivos circulantes Otros pasivos circulantes Otros pasivos circulantes Otros pasivos circulantes Otros pasivos circulantes 196.354 191.374 193.864 77.440 215.499 121.102 122.942 4.253.911 Total Otros pasivos circulantes 4.321.165 67.254 Monto – – – (1.004) (42.487) (23.210) (22.685) (67.254) – (67.254) Realizado Cuentas contables que afecta Otros pasivos a largo plazo Otros pasivos circulantes Nombre Activo/pasivo Efecto en resultado (196.354) (191.374) (193.864) 76.436 173.012 97.892 100.257 4.321.165 4.321.165 – No realizado BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS N OTA 26 : C O NTIN GEN CIA S Y RE S TRIC CIO NE S a. Juicios: Actualmente la Empresa mantiene juicios laborales por un casación en la forma, ante la I. Corte de Apelaciones de Santiago. monto aproximado de M$ 73.062. No se ha constituido provisión para tal efecto, dado que la Administración estima Se mantienen juicios relativos a materias de constitución y ejercicio que es improbable que se genere algún egreso para la de servidumbres del Oleoducto Concon Maipú, cuya operación empresa. corresponde a la Sociedad Nacional de Oleoductos. ENAP, ya sea actuando como demandante o demandada, no se verá afectada ENAP es parte en un litigio en el que demanda el desde el punto de vista económico, toda vez que, de acuerdo a los cumplimiento forzado del contrato, relacionado con la venta convenios suscritos con la sociedad mencionada, le corresponde de los activos de su filial Petro Servicio Corp. S.A. a Missano a ella efectuar aquellos pagos. También se mantinen juicios por el Inc. Al 31 de diciembre de 2003 el saldo por cobrar asciende mismo concepto en la región de Magallanes. a M$593.800 (US$1.000.000). Por este concepto no se ha constituido provisión, dado que la Administración estima que Las filiales de la Empresa no mantienen juicios u otras acciones su pérdida es poco probable, por cuanto con fecha 6 de agosto legales que pudieran afectar en forma significativa los presentes de 2002, ENAP fue notificada de la sentencia definitiva en estados financieros consolidados. primera instancia totalmente favorable en todas sus partes a los intereses de ENAP. Dicha sentencia ha sido impugnada b. Garantías directas por Missano Inc., mediante los recursos de apelación y Las garantías directas se detallan en el siguiente cuadro: b. Garantías Directas SIPETROL S.A. Activos comprometidos Acreedor de la Garantía Tipo de Garantía Ministerio de Economía/ Secretaría de Energía de la Nación (Argentina) Garantía de cumplimiento unidades de trabajo Area CAM 2A Sur (Vigencia:hasta la extinción de las obligaciones, por un valor de MUS$14.335) OMV (Irán) Onshore Exploration GmgH Garantizar el fiel cumplimiento de obligaciones contraidas por el contrato de servicios para la exploración y explotación del Bloque Mehr en Irán. (Vigencia:hasta la extinción de las obligaciones, por un valor de MUS$8.500) Citibank, NA–NY Branch Póliza de Seguro de Caución Fianza solidaria Tipo Valor Contable 2003 2004 Activos M$ 8.512.123 — Cubrir trabajos comprometidos durante el periodo de desarrollo del Bloque Acevedo 1era Fase (MUS$240) Stand By M$ 142.512 Union Banques Arabes et Francaises Cubrir trabajos comprometidos durante el periodo de exploración del Bloque North Bahariya en Egipto (MUS$1.250) Stand By M$742.250 Egyptian General Petroleum Corporated Cubrir trabajos comprometidos durante el período de exploración del Bloque El Diyur (MU$779) Citibank N.A. – Egypt Garantía por el compromiso mínimo para el segundo período explratorio en el Bloque El Diyur, Egipto (MUS$ 615) Stand By M$ 365.187 Cubrir trabajos comprometidos durante el periodo de exploración del Bloque North Bahariya en Egipto (MUS$1.100) Stand By M$653.180 Union Banques Arabes et Francaises 116 Descripción Liberación de garantías Saldos Pendientes de Pago a la fecha de diciembre 2003 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P M$ 462.570 2005 y siguientes Activos M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 117 Banco KfW Petroquim S.A. J.P. Morgan Chase Bank RPC S.A. Petrox S.A. Petroquim S.A. Petroquim S.A. Petrox S.A. Petropower y tenedores de certificados de deuda emitidos por Petropower (Bonos Regla 144A). J.P. Morgan Chase Bank Petrox S.A. Petropower y tenedores de certificados de deuda emitidos por Petropower (Bonos Regla 144A). Sipetrol Argentina S.A. y Sipetrol Internacional Royal Bank of Canada Deudor Sipetrol Argentina S.A. Nombre Methanex Acreedor de la garantía c. Garantías Indirectas detallan en el siguiente cuadro: Filial Filial Relacionada Relacionada Filial Filial Filial Filial Relación Garantiza las obligaciones de RPC S.A. en el Contrato de Servicios de Procesamiento, hasta el año 2012. La obligación garantizada consiste en el pago de hasta el 90% del valor de la tarifa anual (aproximadamente MUS$ 6.000, a contar del año 2003). Garantiza las obligaciones de Petrox en el Contrato de Suministro de Propileno y Etileno con vigencia hasta el año 2007. La obligación garantizada consiste en el suministro de propileno y etileno de un valor anual de aproximadamente MUS$30.000. Prenda de las acciones de Petroquim S.A de propiedad de ENAP, en garantía del pago del crédito obtenido para el financiamiento del proyecto, ascendente a MUS$110.000, cuya vigencia es hasta el año 2007. Garantiza el cumplimiento del 15% (equivalente a su participación en el proyecto) del contrato de fijación de parte variable de la tasa de interés del crédito obtenido para el financiamiento del proyecto, cuya vigencia es hasta febrero del año 2003. El monto máximo garantizado asciende a MUS$ 600. Garantiza las obligaciones de Petrox en los diversos contratos suscritos en el marco del proyecto Petropower ( (i) Contrato de Contribuciones de Capital en la sociedad (15% de participación), (ii) Contrato de Usufructo del terreno para el proyecto y (iii) Contrato de indemnización en caso de acciones u omisiones dolosas y negligente de Petrox). La obligación de efectuar aporte de capital ya está cumplida, las demás obligaciones no son avaluables en dinero en forma anticipada. La vigencia de las garantías es hasta el año 2018. Garantiza las obligaciones de Petrox en el Contrato de Procesamiento suscrito con Petropower, en vigencia hasta el año 2018. La obligación garantizada consiste en el pago de servicios de procesamiento por un valor anual de aproximadamente MUS$18.000 Crédito a 3 años plazo por MUS$ 47.000, pagadero en una sola cuota al final del periodo (18.12.2003) Garantiza cumplimiento de las obligaciones de Sipetrol en Contrato Venta de Gas entre Sipetrol/YPF– Methanex (equivalentes al 30% del contrato). La obligación remanente asciende a 4.012.785.249 SCM(9300 Kcal/m3), a un precio base de 0,75 US$/MMBtu (escala con el precio del metanol) y con una vigencia máxima de hasta el 08.08.2016). Descripción Solidaria Solidaria Prenda comercial de acciones Solidaria Solidaria Solidaria Solidaria Solidaria Tipo de Garantía 9.000 acciones de Petroquim Tipo M$ 2.334.327 Valor Contable Activos comprometidos 2003 2002 Saldos Pendientes de Pago a la fecha de diciembre 2003 Activos (*) (*) (*) (*) (*) (*) (*) (*) 2004 y siguientes Liberación de garantías Activos Además de las garantías detalladas en planillas adjuntas, hay otras garantías recibidas por el giro normal del negocio, tanto para ENAP como para sus filiales. Las garantías indirectas se c. Garantías indirectas 118 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P Innergy Holding S.A. Petrosul S.A. Petrox S.A. Sipetrol Argentina S.A. Gasoducto del Pacífico S.A. Banco KfW Compañía de Hidrógeno del Bio Bio S.A. J.P. Morgan Chase Bank Innergy Holding S.A. Gasoducto del Pacífico S.A. Deudor Eteres y Alcoholes S.A. Nombre Banco KfW Acreedor de la garantía c. Garantías Indirectas Filial Filial Relacionada Relacionada Relacionada Relacionada Relación Sipetrol Argentina S.A., firmó junto a un grupo de bancos internacionales un préstamo sindicado por MMU$125 a cinco años plazo, a una tasa de Libo + 0,75% al año. Para dar soporte a la transacción, ENAP otorgó una garantía contingente que consiste en cubrir una eventual diferencia que se produzca entre el valor de las exportaciones canalizadas por Sipetrol Argentina para cubrir su obligación con los bancos y la obligación misma. Garantiza las obligaciones de Petrox S.A. estipuladas en el Contrato de procesamiento (PSA). La obligación nace una vez que se produzca la aceptación de la planta (estimada a diciembre de 2004) y se extingue el año 2015. Prenda de las acciones de Petrosul S.A de propiedad de ENAP, en garantía del pago del crédito obtenido para el financiamiento del proyecto, ascendente a MUS$ 21.763, cuya vigencia es hasta el año 2012. Garantiza (en un 25%) cumplimiento de las obligaciones de Innergy en Contrato de Transporte de Gas con Gasoducto del Pacífico. La obligación contractual rige desde el año 1999 y hasta el 2019. El 25% a que podría ascender la garantía equivale a aproximadamente MUS$ 8.000 el año 2002, reajustándose anualmente hasta MUS$ 15.000 el año 2019. Garantiza (en un 25%) cumplimiento de las obligaciones de Innergy en Contrato Compra de Gas con YPF– Bridas – Pluspetrol. La obligación contractual total nace el año 2004 y rige hasta el año 2019. El 25% a que podría ascender la garantía equivale a MUS$6.000 al 2004, reajustándose anualmente hasta MUS$ 12.750 el 2019. Prenda de las acciones de Etalsa S.A de propiedad de ENAP, en garantía del pago del crédito obtenido para el financiamiento del proyecto, ascendente a MUS$ 30.500, cuya vigencia es hasta el año 2012. Descripción Solidaria Solidaria Prenda comercial de acciones Solidaria Solidaria Prenda comercial de acciones 1.579 acciones de Petrosul S.A. 2.087 acciones de Etalsa Tipo Activos comprometidos Tipo de Garantía M$ 937.900 M$ 582.763 Valor Contable 2003 2002 Saldos Pendientes de Pago a la fecha de diciembre 2003 Activos (*) (*) (*) (*) (*) (*) Activos Liberación de garantías 2004 y siguientes BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 119 Petrosul S.A. Banco KfW Petrosul S.A. Banco KfW Relacionada Relacionada Relacionada Relacionada Relación Prenda de las acciones de Petrosul S.A de propiedadde RPC, en garantía del pago del crédito obtenido para el financiamiento del proyecto, ascendente a MUS$ 21.763, cuya vigencia es hasta el año 2012. Prenda de las acciones de Etalsa S.A de propiedad de RPC, en garantía del pago del crédito obtenido para el financiamiento del proyecto, ascendente a MUS$ 30.500, cuya vigencia es hasta el año 2012. Prenda de las acciones de Petrosul S.A de propiedad de Petrox S.A., en garantía del pago del crédito obtenido para el financiamiento del proyecto, ascendente a MUS$ 29.361, cuya vigencia es hasta el año 2012 . Prenda de las acciones de Petroquim S.A de propiedad de Petrox S.A., en garantía del pago del crédito obtenido para el financiamiento del proyecto, ascendente a MUS$ 110.000, cuya vigencia es hasta el año 2007. Descripción Prenda comercial de acciones Prenda comercial de acciones Prenda comercial de acciones 1.580 acciones de Petrosul S.A. 2.087 acciones de Etalsa 1.580 acciones de Petrosul S.A. 9.000 acciones de Petroquim Tipo Activos comprometidos Tipo de Garantía Prenda comercial de acciones (*) La liberación de estas garantías está asociada al cumplimiento de los contratos que le dan origen. Eteres y Alcoholes S.A. Deudor Banco KfW RPC S.A. Petroquim S.A. Nombre J.P. Morgan Chase Bank Petrox S.A. Acreedor de la garantía c. Garantías Indirectas de filiales M$ 938.495 M$ 582.763 M$ 938.494 M$ 2.331.327 Valor Contable M$ 12.948.899 M$ 17.685.034 M$ 17.594.788 M$ 48.193.989 2003 2002 Saldos Pendientes de Pago a la fecha de diciembre 2003 Activos M$ 938.495 M$ 582.763 M$ 17.594.788 M$ 39.235.661 Activos Liberación de garantías 2004 y siguientes BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS d. Compromisos Comerciales: extendible hasta por un año adicional en los casos que en el propio contrato se especifica. Después de este período, Petrox adquirirá La Empresa y sus filiales mantienen los siguientes compromisos la planta a su valor residual. ENAP garantizará las obligaciones de comerciales con relación al desarrollo de sus operaciones: Petrox bajo el Contrato de Servicios de Procesamiento. (1) PETROPOWER El financiamiento del proyecto corresponde a aportes de capital de La Empresa, a través de su filial Petrox S.A. Refinería de Petróleo, los socios (30% de la inversión total) y a un crédito a 12 años del firmó en 1994 un contrato con Petropower donde se compromete Banco Societé Generalé de Francia (70%). a pagar una tarifa de procesamiento anual de aproximadamente US$17,4 millones, a cambio del derecho de operar su planta de (3) INNERGY HOLDING S.A. coquización e hidrotratamiento, además de pagar una tarifa anual de ENAP se ha comprometido a aportar del orden de los US$27,3 aproximadamente US$9,9 millones por el abastecimiento de ciertos millones como participación en el capital de la coligada Innergy productos energéticos. Este acuerdo está sujeto a escalamiento Holding S.A. Asimismo, desde el comienzo del proyecto en anual hasta el vencimiento del contrato en el año 2018. 1998 y hasta el 31 de diciembre de 2003, ENAP ha contribuido aproximadamente con US$26,6 millones en la citada coligada, de Otras condiciones de los acuerdos obligan a que, en caso de los cuales US$18,9 millones han sido usados para cubrir su déficit una reducción en los ingresos anuales definida en el contrato de operacional. procesamiento y demás acuerdos del negocio y después que el Operador de la planta ha aportado con el 10% de dicho déficit, a Los aportes futuros que la empresa tenga que efectuar, dependerán que ENAP y su filial Petrox S.A. Refinería de Petróleo contribuyan de las condiciones futuras del proyecto, considerando entre otros con el 50% del saldo y Foster Wheeler con el otro 50% del saldo aspectos, el cumplimiento en la demanda estimada, la instalación de dicha reducción, que de ocurrir no debería exceder los US$1,4 de la nueva planta de Hidrógeno en Petrox S. A. que demandará millones al año. gas natural y la instalación de una planta termoeléctrica de ciclo combinado y/o cambios en las condiciones contractuales vigentes. Adicionalmente, al final del período del contrato, Petrox S.A. Innergy se encuentra propiciando la instalación de dicha planta de Refinería de Petróleo está obligada a comprar la planta o encontrar ciclo combinado, la cual se espera consuma una mayor cantidad de un comprador para ella, por un precio no inferior a US$43 millones. gas que contribuya a mejorar los resultados de dicha empresa. (2) PLANTA DE HIDROGENO (4) PROYECTO MHC Con fecha 7 de agosto de 2003, la Empresa Nacional del Petróleo En febrero de 2003, los directorios de ENAP y Petrox S.A. (ENAP) y Petrox S.A. Refinería de Petróleo han completado las autorizaron la celebración de un compromiso formal con la Sociedad negociaciones con el Grupo Sigdo Koppers para el financiamiento, Técnicas Reunidas y DSD Construcciones y Montajes, para formar construcción y operación de una nueva Planta de Hidrógeno en en conjunto una Sociedad accionaria, que permita a esta última la Petrox S.A. Refinería de Petróleo, en Talcahuano, proyecto que construcción y operación de una Planta Industrial, para producir representa una inversión total de aproximadamente US$32 millones. diesel de alta calidad en las instalaciones de Petrox (Proyecto La sociedad del proyecto es una Sociedad Anónima que se ha MHC). Para este efecto, el Ministerio de Hacienda, mediante oficio denominado “Compañía de Hidrógeno del Bio Bio S.A. (“CHBB”). ordinario 896 de fecha 15 de septiembre de 2003, autorizó a ENAP, ENAP y Petrox S.A. participarán con un 5% cada uno en el capital en conjunto con su filial Petrox, a efectuar aportes de capital a de la empresa, siendo el 90% restante propiedad del grupo Sigdo la Sociedad del Proyecto por hasta 11 millones de dólares de los Koppers. La incorporación de ENAP y Petrox S.A. a la sociedad se Estados Unidos. producirá una vez que la referida planta esté construida y entre en operaciones. El aporte de capital de ENAP/Petrox será de un millón Por Decreto Exento Nº490 del Ministerio de Hacienda, Economía, de dólares. Fomento y Reconstrucción de fecha 9 de septiembre de 2003, se autoriza a ENAP y a Petrox a suscribir con la sociedad que se Se estima que la planta, cuya construcción comenzó, iniciará su constituirá, para implementar el proyecto, un Contrato de Servicios operación a partir de diciembre del año 2004. de Procesamiento y a ENAP a caucionar mediante la garantía personal otorgada a favor de la sociedad a constituir las obligaciones Todo el hidrógeno producido por CHBB será ocupado por Petrox que emanan de dicho Contrato de Servicios de Procesamiento. S.A. en sus instalaciones. De esta manera, existirá un Contrato Con fecha 5 de junio de 2003, se firmó entre Técnicas Reunidas, de Servicios de Procesamiento entre la Compañía de Hidrógeno de DSD Construcciones y Montajes S.A. y Petrox S.A., un “Convenio de Talcahuano y Petrox S.A. por un período de 15 años de operación 120 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P Actividades Anticipadas”, mediante el cual se ha buscado avanzar (7) ÁREA EXPLORACIÓN CAM–1, ADJUDICACIÓN – ARGENTINA antes del cierre financiero de la implementación del Procesamiento. El área CAM–1 (Cuenca Austral Marina 1) fue adjudicada, el día 4 de septiembre de 2003, a las empresas Sipetrol Argentina S.A. Con fecha 3 de octubre de 2003, se estableció un mandato al Banco y Repsol–YPF S.A., por la Secretaría de Energía del Ministerio de BNP–Paribas por parte de los futuros socios de este proyecto, para Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios, quien aceptó que estructurara el financiamiento de terceras partes para el mismo la oferta realizada por las empresas durante el Concurso Público y, desde esa fecha, el banco señalado ha venido trabajando en el Internacional convocado para esta licitación. objetivo encomendado. El área CAM–1 se encuentra ubicada en el océano Atlántico en la En resumen, Técnicas Reunidas, DSD y ENAP/Petrox han venido zona austral de Argentina y es contigua a otras concesiones donde negociando los diversos documentos comerciales, los cuales se actualmente Sipetrol Argentina S.A. explora y produce hidrocarburos encuentran al 31 de diciembre, con un alto grado de avance. (Área Magallanes, CAM 2A Sur y CAM 3). Esta zona está ubicada en la boca oriental del Estrecho de Magallanes. Finalmente, los aportes formales a la sociedad que se está constituyendo según las leyes chilenas, se espera se efectúen en los Sipetrol Argentina S.A. y Repsol–YPF han conformado una Unión primeros dos meses del año 2004. Transitoria de Empresas (UTE) (con una participación de 50% de la propiedad cada empresa), destinado a realizar exploraciones de Sipetrol S.A., a través de sus filiales mantiene al 31 de diciembre de hidrocarburos en esta área y proceder a su explotación comercial 2003, los siguientes acuerdos comerciales: en caso de que las exploraciones sean exitosas, siendo Sipetrol Argentina S.A. la compañía operadora. (5) BLOQUE 35, HOOD AREA–YEMEN El Parlamento yemení, ratificó el Purchase and Sales Agreement (8) CUENCA NEUQUÉN, AREA LA INVERNADA – ARGENTINA (PSA) y la asignación del Bloque 35 a Oil Search y SABA, siendo Bloque licitado por la Dirección de Hidrocarburos de la Provincia de firmada la respectiva ley el día 29 de marzo de 2003 por parte Neuquén el 9 de junio de 2003 y adjudicado a Wintershall Energía de ese gobierno, con lo cual queda definida la fecha efectiva del S.A. (WIAR) con fecha efectiva de 29 de Octubre del 2003. Contrato de exploración del bloque. El contrato de exploración se firmó entre WIAR y la Dirección de Tras la finalización en el proceso de negociación para el acuerdo Hidrocarburos el día 11 de Noviembre de 2003. Sipetrol, luego de de cesión entre la filial Sipetrol International S.A. y la empresa evaluar el potencial exploratorio de este bloque, suscribió con WIAR autraliana Oil Search, esta última cedió a Sipetrol International un Joint Study and Bidding Agreement, para obtener una opción de S.A. una participación del 30% en el Bloque 35, Hood Area, en el entrada por un 50% de participación en condiciones ground floor. Hadramaut Governatore, República de Yemen. (9) ETALSA Con fecha 21 de Septiembre de 2003, el Ministerio de Energía y La Empresa, a través de su filial Refinería de Petróleo Concón S.A., Minería de Yemen ha comunicado oficialmente la participación de ha suscrito un contrato con ETALSA por el pago de una tarifa anual Sipetrol International S.A. en el Consorcio que explora el Bloque 35. de operación de la planta de di–iso–propil éter, por montos de entre US$ 4,4 millones y US$ 5,7 millones. Este contrato vence el 2017. (6) EAST RAS QATTARA, EGIPTO – ADJUDICACIÓN En el marco del proceso de licitación para el año 2002, abierto Al vencimiento del contrato, la filial podrá ejercer la opción de por la Compañía General Petrolera Egipcia (EGPC) para presentar compra de la planta por un valor aproximado de US$ 2,6 millones. ofertas para diversos bloques en el Western Desert, la filial Sipetrol International S.A. en conjunto con la empresa Australiana Oil Search A la fecha de la entrega de la planta (septiembre 2002), la filial Ltd. se adjudicó con fecha 16 de Abril de 2003 el Bloque East Ras Refinería de Petróleo Concón S.A., registró esta transacción en Qattara. forma similar a la compra de un activo fijo (leasing). Se encuentra inicializado el contrato de Concesión (versión árabe e (10) PETROSUL inglés) y está a la espera de la promulgación de la ley respectiva que ENAP y sus filiales Refinería de Petróleo Concón S.A., y Petrox autorice la firma del contrato de concesión por parte de EGPC. S.A. Refinería de Petróleo, en conjunto con otros accionistas, han invertido US$ 27,0 millones, en la construcción de dos plantas de azufre. Estas plantas entraron en operación en el último trimestre M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 121 BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS del 2003. Ambas Refinerías deberán pagar una tarifa de operación apelación ante el Tribunal Fiscal de la Nación, en los términos de la anual entre US$ 3,9 millones y US$ 4,6 millones. Este contrato legislación vigente. Al 31 de diciembre de 2003 se encuentra aún de operación vence el 2019 y a su vencimiento las filiales están pendiente de resolución. obligadas a comprar las plantas por el valor nominal del contrato. A la fecha de entrega de las plantas, las filiales registraron esta No existen otras contingencias relevantes a informar al 31 de transacción en forma similar a la compra de un activo fijo (leasing). diciembre de 2003. En Nota 33 se resumen los principales contratos de operación petrolera. N OTA 27: C AUCIO NE S O BTENIDA S D E TERCEROS e. Restricciones: Las obligaciones externas de ENAP con J.P. Morgan Chase Bank y e.1. La matriz con Bank of America National Trust, que actúan como agentes en los La Empresa y sus filiales al 31 de diciembre de 2003 están sujetas respectivos créditos sindicados, cuentan con garantías otorgadas por a las siguientes restricciones, las cuales están estipuladas como el Estado de Chile. covenants: Además, de las mencionadas, hay otras garantías menores recibidas La Empresa a nivel consolidado, mantendrá para cada período de por el giro normal del negocio. cálculo una relación de cobertura de intereses, (EBITDA sobre interés) a lo menos igual a dos sobre uno. La Sociedad Internacional Petrolera S.A. ha recibido de los distintos proveedores y contratistas, una serie de garantías por un importe La Empresa a nivel consolidado, mantendrá en todo momento una razón de endeudamiento (Máxima deuda sobre EBITDA) que no supere la relación de cinco sobre uno. La Empresa debe mantener un patrimonio mínimo consolidado en UF equivalente al 85% de su valor al 31 de diciembre de 2002. La Empresa al 31 de diciembre de 2003 cumple con los convenants anteriormente detallados. e.2. Sipetrol Argentina S.A. La filial Sipetrol Argentina S.A., de acuerdo a la legislación Argentina aplicable a la Sociedad, debe destinar el 5% de las utilidades del período a la constitución de una reserva legal, cuenta integrante del patrimonio neto, hasta que dicha reserva alcance el 20% del capital social ajustado. f. Otras contingencias: Argentina – Notificación pago de impuestos adeudados Con fecha 28 de agosto de 2002, la Administración Federal de Ingresos Públicos, notificó a la filial Sipetrol Argentina S.A. el inicio de un procedimiento de determinación por Impuesto al Valor Agregado pendiente entre los períodos octubre de 1997 y diciembre de 1998. La filial presentó los descargos correspondientes, demostrando improcedencia y ofreciendo prueba pericial. Al 27 de diciembre de 2002 nuevamente Sipetrol Argentina S.A. fue notificada de una determinación de oficio por el impuesto mencionado, por US$ 158.590,03, intereses por US$ 266.822,46 y una multa de US$ 81.115,13. Por este motivo, con fecha 20 de febrero de 2003, Sipetrol Argentina S.A. interpuso un recurso de 122 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P total de M$ 3.717.608. N OTA 28 : M O NEDA N ACIO N A L Y E X TR A N JER A Los activos y pasivos en moneda extranjera y aquellos cuya reajustabilidad se encuentra expresada en dólares estadounidenses a los períodos terminados al 31 de diciembre de 2003 y 2002, se presenta en el siguiente cuadro: Activos y pasivos en moneda extranjera Rubro Moneda Monto 2003 Monto 2002 M$ M$ $ No Reajustable 15.792.705 16.585.935 Dólares 12.359.361 4.495.495 ACTIVOS CIRCULANTES Disponible Depósito a plazo $ Reajustable – – $ No Reajustable – 2.743.487 23.328.909 79.838 Dólares Valores negociables Deudores por venta $ Reajustable – – Dólares – 10.567.932 $ Reajustable $ No Reajustable Dólares Deudores varios $ Reajustable UF Documentos y cuentas por cobrar a empresas relacionadas Existencias 61.007 32.352 12.103.087 Dólares 10.020.841 11.936.973 $ No Reajustable 6.767.951 6.138.277 Dólares 1.489.986 141.999 Dólares 226.167.743 237.537.386 2.123.329 2.297.235 $ No Reajustable UF 145.260 344.353 5.845.209 9.296.674 25.683.331 50.489.211 64.797 88.087 Dólares 1.517.959 2.809.319 $ No Reajustable 2.885.226 2.713.257 Dólares 2.648.576 1.630.762 10.412.972 2.334.061 $ Reajustable $ No Reajustable Otros activos circulantes 47.773.962 630.212 137.837 $ Reajustable Impuestos diferidos 52.683.198 10.939.547 Dólares Gastos pagados por anticipado 14.812.064 143.035.228 $ No Reajustable $ Reajustable Impuestos por recuperar 3.048.062 118.228.937 $ Reajustable UF $ No Reajustable Dólares M E M O R I A 342.435 – 24.444.043 1.658.154 1.047.645 404.040 8.346 41.950 1.168.886 676.599 A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 123 BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS Activos y pasivos en moneda extranjera Rubro Moneda Monto 2003 Monto 2002 M$ M$ $ Reajustable 562.271.635 512.625.347 Dólares 248.788.276 307.540.303 $ Reajustable 46.014.803 97.062.952 Dólares 42.344.012 4.453.095 28.969 26.126 – – ACTIVO FIJO Activo fijo neto OTROS ACTIVOS Inversiones en empresas relacionadas Inversiones en otras sociedades $ Reajustable $ No Reajustable Menor valor inversiones $ Reajustable – 102.744 441.806 736.386 $ No Reajustable 4.118.282 5.304.765 $ Reajustable 8.900.345 8.786.537 166.264 254.433 61.547 17.668 4.844.818 4.347.044 Dólares Deudores de largo plazo Dólares UF Documentos y cuentas por cobrar a empresas relacionadas $ Reajustable Dólares Impuestos diferidos $ Reajustable UF $ No Reajustable Dólares Otros M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S 4.797.494 – – 1.068.727 205.873 125.340 2.477.140 8.487.125 9.257.893 $ No Reajustable 1.704.881 3.509.612 10.581.720 3.757.905 $ No Reajustable 162.002.297 192.725.824 Dólares 639.684.036 646.173.474 $ Reajustable 701.561.693 708.657.869 1.311.826 542.147 UF 124 7.273 4.672.049 $ Reajustable Dólares Total activos 5.950 E N A P M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 125 Total pasivos circulantes Otros pasivos circulantes Ingresos percibidos por adelantado Impuesto a la renta Retenciones Provisiones Documentos y cuentas por pagar empresas relacionadas UF Acreedores varios 67.511.801 15.762.396 $ Reajustable 241.907 9.787 11.557 175.167 316.863.276 957 156.639 2.144.801 $ No Reajustable UF Otras monedas Yenes Euros Dólares Dólares $ No Reajustable Dólares – 9.852.061 Dólares $ No Reajustable 8.697.660 – 3.325.792 $ Reajustable $ No Reajustable Dólares 16.667.020 1.570.866 Dólares $ No Reajustable 5.509.991 21.234.977 2.405.671 10.706.367 3.511.242 54.280 1.554.745 156.657 107.263.830 154.331.963 18.692.518 $ Reajustable $ No Reajustable Dólares $ No Reajustable Dólares $ No Reajustable $ Reajustable Dólares Documentos por pagar Dólares $ No Reajustable – Dólares Cuentas por pagar – UF 85.250 UF Obligaciones con el público corto plazo 9.787 11.557 Yenes Otras monedas 175.167 32.456.093 Monto M$ Euros Dólares Moneda Obligaciones a largo plazo con vencimiento dentro de un año Obligaciones con bancos e instituciones financieras a largo plazo porción corto plazo Rubro Pasivo circulante al 31 de diciembre de 2003 El pasivo circulante al 31 de diciembre de 2003, es el siguiente: – – – – – – – – – – – – 8,50% – – – – 6,67% – – – – – 7,07% 2,84% 0,94% 3,19% 1,83% Monto M$ 843.676 113.479.344 706.634 10.492 13.185 190.358 358.516.880 542 338 51.604 23.251 – – – 3.740.024 31.986.834 470.952 661.559 19.669.750 14.027.339 7.186.421 2.515.046 1.648.614 182.117 30.311 217.119.232 110.959.003 52.964.136 1.775.932 577.901 98.422 10.492 13.185 190.358 7.857.206 Hasta 90 días Tasa interés promedio anual 31/12/2003 – – – – – – – – – – – – 8,50% – – – – 6,67% – – – 6,75% 4,25% 7,07% 3,46% 1,35% 4,25% 2,31% Tasa interés promedio anual 31/12/2002 – 240.272 240.603 9.497 11.394 167.470 64.314.881 – – 42.219 46.539 – – 193.733 – – – – – 149.838 – – – – – 44.842.756 – – 2.031.143 – 240.603 9.497 11.394 167.470 17.248.925 Monto M$ 31/12/2003 – – – – – – – – – – – – 8,50% – – – – – – – – 6,75% – 7,07% 2,84% 0,94% 3,19% 1,83% Tasa interés promedio anual – – – 39.826 – – – – – – – – 157.261 – 19.751 – – 164.949 – – – – – 303.053 9.509 12.594 170.871 47.347.827 Monto M$ – 39.826 468.002 9.509 12.594 170.871 47.524.839 90 días a 1 año 31/12/2002 – – – – – – – – – – – – 8,50% – – – – 6,67% – – – – – 7,07% 3,46% 1,35% 4,25% 2,31% Tasa interés promedio anual 126 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P – Total pasivos a largo plazo Otros 4.973.958 61.860.616 $ Reajustable $ No Reajustable 1.168.397 UF 18.994 334.941 Euros Otras monedas 22.788 107.620.563 2.363 1.633.465 – 3.529.882 55.633.072 Yenes Dólares $ No Reajustable Dólares Dólares $ Reajustable $ No Reajustable $ No Reajustable Provisiones largo plazo 3.625.637 6.225.181 Dólares Documentos y cuentas por pagar empresas relacionadas 1.444.076 1.168.397 UF $ Reajustable 384.882 Dólares Dólares – UF 18.994 334.941 Euros Otras monedas 22.788 101.976.579 M$ Monto Yenes Dólares Moneda 1 a 3 años Acreedores varios largo plazo Documentos por pagar largo plazo Obligaciones con el público largo plazo Obligaciones con bancos e instituciones financieras Rubro Pasivos largo plazo período actual diciembre 2003 El pasivo a largo plazo al 31 de diciembre de 2003, es el siguiente: – – – – – 7,35% 7,19% – – – – 2,84% 3,19% 0,94% 1,77% Tasa interés promedio anual – 3.334.222 1.033.591 – – – 94.018.242 84.438 – 3.334.222 – – 3.504.445 1.033.591 – 256.588 – – – – – 90.172.771 M$ Monto 3 a 5 años – – – – – 7,35% 7,19% – – – – – – – 1,80% Tasa interés promedio anual – – – – – 19.209.747 57.755.810 – – – 184.635.582 211.096 924.218 19.209.747 – – 10.656.797 2.765.810 – 641.471 172.202.000 54.990.000 M$ Monto 5 a 10 años – – – – – 7,35% 7,19% – – 6,75% 4,25% – – – – Tasa interés promedio anual – – – – – – – 38.521.105 4.683.783 – – – 39.309.939 168.876 19.030.490 38.521.105 – – 18.827.632 4.683.783 – 1.282.941 M$ Monto – – – – – 7,35% 7,19% – Libor + 1,5% – – – – – – Tasa interés promedio anual Más de 10 años BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 127 Total pasivos a largo plazo Otros pasivos largo plazo 38.042 Otras monedas $ Reajustables $ No reajustables 2.879.373 31.162.284 922.371 50.373 Yenes UF 683.483 126.119.533 2.889 154.813 Euro Dólares $ No reajustable Dólares – $ Reajustables Dólares 2.879.373 $ No reajustable 922.371 28.015.678 UF Provisiones largo plazo Dólares Acreedores varios largo plazo 3.143.717 4.941.689 $ No reajustable 49.947.230 Dólares – Documentos por pagar empresas relacionadas – 38.042 Otras monedas UF 50.373 Yenes Dólares 683.483 – – – – – 7,28 8,50 – – – – 3,46 1,35 4,25 2,42 M$ 71.075.801 % Monto Euros Dólares Moneda 1–3 años Tasa int. prom anual Documentos por pagar largo plazo Obligaciones con el público largo plazo Obligaciones con bancos e instituciones financieras Rubro Pasivos largo plazo período anterior 2002 El pasivo a largo plazo al 31 de diciembre de 2002, es el siguiente: 2.283.148 – 1.376.062 – – – 27.213.102 – 103.208 – 2.283.148 – 1.376.062 3.294.458 – 175.220 – – – – – 23.640.216 M$ Monto 3–5 años – – – – – 7,28 8,50 – – – – – – – 2,41 % Tasa int. prom anual 7.732.010 – 2.634.487 – – – 9.609.429 – 258.020 1.386.034 7.732.010 – 2.634.487 7.527.326 – 438.049 – – – – – – M$ Monto 5–10 años – – – – – 7,28 8,50 – – – – – – – – % Tasa int. prom anual 45.530.086 1.180.991 60.245.335 – – – 235.619.652 1.180.991 206.416 18.580.255 45.530.086 – 5.282.761 5.476.014 – 876.098 54.962.574 210.480.869 – – – – M$ Monto Más de 10 años – – – – – 7,28 8,50 – – 4,25 6,75 – – – – % Tasa int. prom anual BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS N OTA 29 : SAN CIO NE S Este incremento es consistente con el aumento en la clasificación En los años terminados al 31 de diciembre de 2003 y 2002, la de riesgo país de la República de Chile, también anunciado en Empresa, sus directores o administradores no han recibido sanción esta misma fecha. Además, Standard & Poor’s ha señalado que alguna por parte de la Superintendencia de Valores y Seguros u otras este nuevo rating refleja adecuadamente la calidad crediticia de la autoridades administrativas. Empresa. La filial Refinería de Petróleo de Concón S.A. (RPC S.A.), mantiene b) Con fecha 1 de enero de 2004, se materializó la fusión de las las siguientes sanciones: filiales Petrox S.A. Refinería de Petróleo (Petrox S.A.) y Refinería de Petróleo Concón S.A. (RPC S.A.), mediante la absorción de esta La Superintendencia de Electricidad y Combustible ha instruido última que se extingue, por la primera que subsiste. Por lo anterior cuatro sumarios administrativos en contra de la Sociedad, aplicando Petrox S.A incorporó todos los activos y pasivos de RPC S.A., así multas por un total de 1.450 UTA, interponiendo RPC S.A. reclamo como también la sucede en todos sus derechos y obligaciones. Para de ilegalidad ante la I. Corte de Apelaciones de Valparaíso. efectos de esta fusión RPC S.A. aportó todos sus activos y pasivos a valor de libros y con efecto al 1 de enero de 2004. Sumario sanitario instruido por la Dirección de Salud Ambiental del Servicio de Salud Viña del Mar–Quillota, la cual aplicó multa A raíz de lo anterior Petrox S.A. aumentó su capital de M$ por 1.000 UTM, interponiendo RPC S.A. un reclamo judicial en el 59.906.907 a M$ 137.955.713, dividido en 80.786.592 acciones Segundo Juzgado Civil de Viña del Mar. En la actualidad se solicitó ordinarias y nominativas, de la misma serie y sin valor nominal, al tribunal que se citara a oír sentencia. suscrito y pagado en su totalidad. Asimismo, se modificó la razón social de “Petrox S.A. Refinería de Petróleo” a “ENAP Refinerías N OTA 30 : HECH O S P O S TERIO RE S S.A.” Entre el 1º de enero de 2004 y la fecha de emisión de estos estados financieros consolidados (12 de febrero de 2004), han ocurrido los N OTA 31: MEDIO A MBIENTE siguientes hechos posteriores significativos: Durante el ejercicio 2003, ENAP y sus filiales han efectuado a) Con fecha 14 de enero de 2004, la clasificadora de riesgos desembolsos relacionados con medio ambiente conforme se detalla a internacional Standard & Poor’s ha subido la clasificación de riesgo continuación: de deuda en moneda extranjera de la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) a “A” desde “A–”. Desembolsos relacionados con medio ambiente M$ DESEMBOLSOS ENAP Consultorías Agroambientales y Biorremediación 75.819 Desarrollo de Estudio de Impacto Ambiental, Declaración de Impacto Ambiental y Estudios Arqueológicos para proyectos Total 165.764 241.583 DESEMBOLSOS EMALCO Optimización en el Sistema de Recolección de Riles, eliminación y Reducción de los Residuos Industriales Sólidos e Inspecciones Ambientales Semestrales 27.887 DESEMBOLSOS SIPETROL Inversiones medioambientales relacionadas con proyectos Gasto operativo de Unidad Gestión Ambiental 388.015 Gastos medioambientales Unidades Operativas 1.418.787 Total 128 M E M O R I A A N U A L 1.499.106 3.305.908 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P Desembolsos relacionados con medio ambiente (continuación) M$ DESEMBOLSOS PETROX a) Inversiones relacionadas con proyectos: Traslado Terminal Marítimo San Vicente 32.228 Respaldo a unidades de recuperación de azufre 38.150 Sistema cerrado venteo cilindros de LPG 40.515 Modificación Antorcha L–1360 67.171 Estudio mejoramiento tratamiento aguas aceitosas 32.484 Estudio nueva unidad reparadora de gases 133.428 Subtotal 343.976 b) Gastos operativos Unidad Medio Ambiental: Unidad Medio Ambiente 323.492 Area de monitoreo ambiental 447.087 Disposición de residuos y otros similares 4.372 Subtotal 774.951 c) Gastos medioambientales unidades operativas: Planta de azufre 128.641 Planta de sulfhidrato de sodio 826.107 Subtotal 954.748 Total 2.073.675 DESEMBOLSOS RPC a) Inversiones relacionadas con proyectos: Reducción de benceno en gasolina 1.994.733 Desulfurización de gasolina en Cracking Catalítico 1.723.478 Mejoramiento en planta de ácido 812.612 Remoción de fenoles 1.562.368 Subtotal 6.093.191 b) Gastos operativos Unidad Medio Ambiental: Unidad Medio Ambiente 313.209 Disposición residuos 18.654 Subtotal 331.863 c) Gastos medio ambientes unidades operativas: Planta de azufre 651.354 Planta de ácido 672.468 Desorbedor de aguas ácidas (SWS) 399.354 Tratamientos efluentes 338.837 Subtotal 2.062.013 Total 8.487.067 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 129 BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS N OTA 32 : D EP OSITO A PL A ZO El detalle de los depósitos a plazo es el siguiente: Tasa de interés anual Moneda de origen 2003 2002 2003 % % M$ 2002 – 0,23 – M$ Banco de Chile $ Banco BSCH NY US$ 0,24 – 19.824.826 – Bank of America National Trust US$ 0,86 0,89 713.223 2.809.811 Time Deposit Chile N.Y. US$ 0,95 – 2.790.860 – 23.328.909 2.823.325 Totales N OTA 33 : 13.514 C O NTR ATO S D E O PER ACIO N PE TRO LER A ENAP y su filial Sipetrol S.A. tienen en vigencia varios contratos de (c) Con fecha 13 de diciembre de 2002, Sipetrol S.A. suscribió un exploración y operación, dentro del marco de sus actividades en Contrato de Cesión de Derechos con las empresas Seven Seas Chile, Argentina, Colombia, Ecuador, Brasil, Egipto e Irán, los que se Petroleum Colombia Inc., Petrolinson S.A. y GHK Colombia, detallan a continuación: mediante el cual, Sipetrol adquirió una participación adicional del 57,7% en los Bloques Dindal y Río Seco del yacimiento Guaduas. a. Explotación El detalle de los proyectos de explotación se presenta en planilla El 21 de Febrero de 2003 fue suscrito entre las Partes, el cierre adjunta, con las siguientes notas: de la operación de compra de los activos petrolíferos en Colombia denominados Campo Guaduas (Bloques Dindal y Río Seco). (a) Con fecha 4 de enero de 1991, Sipetrol S.A. y Yacimientos Petrolíferos Fiscales S.A. celebraron un contrato de Unión En virtud de esta operación, se transfirieron los derechos que los Transitoria de Empresas (UTE), con el objeto de ejecutar trabajos vendedores poseían en el Contrato de Asociación Dindal, Contrato de desarrollo y explotación de hidrocarburos en Área Magallanes, de Asociación Río Seco, Oleoducto Guaduas–La Dorada y todos bloque ubicado en la boca oriental del Estrecho de Magallanes, los derechos y participaciones de los vendedores en activos y Argentina. Sipetrol S.A. como Operador de este contrato, es propiedades relacionadas con los contratos de asociación ya responsable de ejecutar todas las operaciones y actividades en indicados, incluyendo además, la operación de los bloques, esta área, como asimismo, efectuar la inversión necesaria para pozos, producción, equipos, bienes inmuebles y muebles, etc. el proyecto, teniendo derecho al 100% de los ingresos hasta la recuperación de la inversión en un plazo máximo de 6 años, de Sipetrol (Operador) posee después de esta operación, un 90,6% acuerdo al plan de inversiones programado. Con posterioridad de los derechos de explotación del Campo Guaduas (Bloques a este período de recuperación, Sipetrol S.A. participa del 50% Dindal y Río Seco). de los ingresos netos de la operación, lo que a contar del 1º de enero de 1999 es aplicable al proyecto original (plataformas La operación de adquisición del Campo Guaduas (Bloques Dindal AM2, AM3 y AM5), y a contar del 1º de marzo de 2002 y 1º y Río Seco), concluyó con éxito, mediante la suscripción de un de abril de 2002, es aplicable a las plataformas AM1 y AM6, Post Closing Agreement, por el cual las Partes luego de acordar respectivamente. y realizar los ajustes de precio correspondientes, instruyeron al Bank One N.A. (Escrow Agent) para que distribuyera (b) Con fecha 25 de septiembre de 2001, Pecom Energía S.A. recibiendo Sipetrol S.A. como devolución la suma de MUS$912. concesión de explotación del área hidrocarburífera denominada En este mismo acuerdo y luego de realizados los ajustes Pampa del Castillo – La Guitarra, localizada en la provincia correspondientes, las Partes se otorgaron amplio, completo y de Chubut, Argentina. El valor de la cesión ascendió a total finiquito. MUS$ 97.000. 130 entre ellas el depósito de MUS$4.000. de la cuenta Escrow, cedió a Sipetrol Argentina S.A. el 100% de los derechos de la M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P (d) Con fecha 7 de Octubre de 2002, Sipetrol S.A. suscribió con Petroproducción, filial de la Empresa Estatal Petróleos del de participación consolidado para Sipetrol S.A., es de un 54% considerando el 20% de participación en Clapsa. Ecuador–Petroecuador, Contratos de Servicios Específicos en Alianza Estratégica, para el Desarrollo y Producción de Petróleo (c) Con fecha 10 de octubre de 2002, la Junta Directiva de Crudo, en los campos Mauro Dávalos Cordero (MDC) y Paraíso, Ecopetrol autorizó la cesión del 30% de los intereses, derechos Biguno y Huachito (PBH), de la Región Amazónica Ecuatoriana, y obligaciones que posee Sipetrol en el Contrato de Asociación cuya operación está a cargo de Sipetrol S.A. Altamizal, a favor de la compañía Talismán (Colombia) Oil & Gas Ltd., con lo cual la parte Asociada de dicho contrato queda b. Exploración conformada de la siguiente forma: Sipetrol 50% (Operador); El detalle de los proyectos de exploración de la filial Sipetrol S.A. se Talismán 30% (Socia) y Clapsa 20% (Socia). presenta en cuadro adjunto con las siguientes notas: Con fecha 16 de diciembre de 2002 se firma el Joint Operation (a) Durante el año 2001, estos proyectos en exploración fueron Agreement (JOA) para el Bloque Huila Norte, en el que se descontinuados por la Sociedad, procediendo a provisionar la determinan los porcentajes de participación luego de la cesión, totalidad de la inversión. ratificando las participaciones anteriores. Con respecto al Bloque Bseal–3, se están llevando a cabo ciertas actividades tendientes a su devolución. (d) Con fecha 10 de octubre de 2002, la Junta Directiva de Ecopetrol autorizó la cesión del 30% de los intereses, derechos y obligaciones que posee Talismán (Colombia) Oil & Gas Ltd., en el En ese sentido, Sipetrol, con fecha 28 de Diciembre de 2001 Contrato de Asociación Acevedo, a favor de la compañía Sipetrol entregó a la ANP (Río de Janeiro), un documento denominado S.A., con lo cual la parte Asociada de dicho contrato queda “Relatorio de Devolución del Área Bseal–3”en el que se detalla conformada de la siguiente forma: Talismán 70% (Operador) y además un cronograma preparado conjuntamente con PetroBras, Sipetrol 30% (Socia). relativas a aquellas actividades remanentes de desactivación de instalaciones y recuperación de áreas en tierra, que le corresponde a PetroBras materializar. (e) Con fecha 13 de diciembre de 2002, la sociedad suscribió con Hocol S.A. un acuerdo de cesión parcial de intereses, mediante el cual Hocol cede y transfiere el cincuenta por ciento (50%) La ANP debiera por su parte, dentro de un plazo razonable de los intereses, derechos y obligaciones del total (100%) que aprobar este documento y liberar a Sipetrol como Operador del le corresponden como asociada en el Contrato de Asociación Bloque Bseal–3, para luego proceder al término y cierre de las Doima. operaciones en Aracaju. Con fecha 8 de julio de 2003 las Partes firman el Joint Operation (b) El 13 de diciembre de 2001, Tecpetrol, uno de los socios en Agreement (JOA) en el que se determinan los porcentajes de el proyecto de exploración Huila Norte, notificó a Sipetrol S.A. participación luego de la cesión, ratificando las participaciones su decisión de no participar en el quinto año del período de anteriores. exploración de este contrato y cedió proporcionalmente a Sipetrol S.A. y Clapsa (socios remanentes), el 100% de sus derechos (f) Con fecha 31 de diciembre de 2002, fue suscrito entre Sipetrol y obligaciones. Basado en lo anterior y con la aprobación de S.A. y Braspetro por una parte y Ecopetrol por la otra, el Contrato Ecopetrol, los porcentajes de participación quedaron en 73,3% de Asociación para el Bloque Tafura en Colombia. Se fijó como para Sipetrol S.A. y 26,7% para Clapsa. fecha efectiva del Contrato el 1 de marzo de 2003. Posteriormente el 10 de octubre de 2002, la Junta Directiva Actualmente, las Partes se encuentran trabajando en la de Ecopetrol, autorizó la cesión del 23,3% de los intereses, preparación y redacción del Joint Operation Agreement (JOA) derechos y obligaciones que posee Sipetrol en el Contrato de que definirá no sólo la participación de Sipetrol y Braspetro en Asociación Huila Norte y la cesión del 6,7% de los intereses, un cincuenta por ciento (50%) para cada una, sino también, el derechos y obligaciones que posee la Compañía Latinoamericana alcance y extensión de sus respectivos derechos y obligaciones Petrolera S.A. (Clapsa) en el mismo contrato, a favor de la con relación a las operaciones a ser llevadas a cabo en el área compañía Talismán (Colombia) Oil & Gas Ltd., con lo cual del Contrato. la parte Asociada de dicho contrato queda conformada de la siguiente forma: Sipetrol S.A. 50% (Operador); Talismán 30% (Socia) y Clapsa 20% (Socia). Por consiguiente, el porcentaje (g) En junio de 2002 se formalizó la transferencia de IPR Transoil Corporation a Sipetrol International S.A., este consiste en un M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 131 BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS traspaso de 12,5% de derechos y obligaciones adicionales al al segundo período exploratorio de dos años, IPR anunció al 37,5% que ya poseía en el contrato de concesión. Asimismo, se Operador (Sipetrol) su intención de disminuir su participación de aprobó la transferencia de la operación del bloque. un 59% a 20% y que tal disminución se materializaría mediante un contrato a través del cual, IPR le cede parte de sus derechos (h) Con fecha 19 de febrero de 2003, el Ministro del Petróleo a la empresa norteamericana Apache El Diyur Corporation egipcio autorizó la transferencia de la participación del 41% en el Ldc. Actualmente, las Partes se encuentran trabajando en la área El Diyur, Western Desert, Egipto efectuada por IPR Transoil preparación y redacción del documento (Novation Agreement) Corporation en favor de Sipetrol. que definirá la nueva participación de las Partes, la que no debiera alterar el porcentaje que actualmente posee Sipetrol El primer período exploratorio expiró el 5 de noviembre de (41%). 2003 y el Consorcio decidió pasar al segundo período previa modificación de las participaciones en el consorcio. Una vez c. Oleoducto comunicada a EGPC la decisión del Consorcio de acceder El detalle de oleoductos se presenta en el cuadro adjunto: a. Explotación Porcentaje de participación Sipetrol Proyecto País Operador 2003 2002 % % (a) 50,00 50,00 50,00 50,00 (b) 100,00 100,00 Area Magallanes Argentina Sipetrol Argentina S.A. Campamento Central Cañadon Perdido Argentina Repsol – YPF Pampa el Castillo Argentina Sipetrol Argentina S.A. Caguán Río Ceibas Colombia Petrobras Internacional S.A. Braspetro 27,27 27,27 Dindal Colombia GHK Company Colombia (c) 90,60 32,90 Río Seco Colombia GHK Company Colombia (c) 90,60 32,90 b. Exploración Porcentaje de participación Sipetrol Proyecto País Operador 2003 2002 Cam 2A Argentina Sipetrol Argentina S.A. Cam 3 Argentina Sipetrol Argentina S.A. 50,00 50,00 Bseal – 3 Brasil Sipetrol Brasil Ltda. (a) – 40,00 Bpot – 3 Brasil Tecpetrol Do Brasil Ltda. (a) – 30,00 Bseal – 4 Brasil Devon Energy Do Brasil Ltda. (a) – 30,00 Huila Norte Colombia Sipetrol S.A. (b) 54,00 59,00 Altamizal Colombia Sipetrol S.A. (c) 54,00 84,00 Acevedo Colombia Talizman (d) 30,00 – Doima Colombia Hocol S.A. (e) 50,00 – Tafura Colombia Braspetro (f) 50,00 – Bloque 21 Ecuador Kerr Mc–Gee Ecuador Energy Corporation – 20,50 North Bahariya Egipto Sipetrol International S.A. (g) 50,00 37,50 EL Diyur Egipto IPR Transoil Corporation (h) 41,00 – Bloque Mehr Irán OMV (Iran) Onshore Exploration GmgH 33,00 – % % 50,00 50,00 c. Oleoducto Porcentaje de participación Sipetrol Proyecto 132 País Operador 2003 2002 % % Oleoducto Alto Magdalena Colombia Hocol S.A. 1,20 1,20 Oleoducto de Colombia Colombia Triton S.A. 1,00 – M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P N OTA 3 4 : IN VERSIO NE S EN A MERIC A L ATIN A diferencia respecto del valor real del WTI se computó en una cuenta de ajuste de precio con la refinería compradora que devengará ENAP posee inversiones directas, en Argentina, e inversiones una tasa anual Libor + 2 puntos u 8%, el que resulte mayor. Si la indirectas en Argentina, Brasil, Colombia, Ecuador y Uruguay. La cotización internacional del WTI resultare inferior a 28,50 USD/bbl, situación de estas inversiones en cada país es la siguiente: el productor continuará facturando a 28.50 USD/bbl; mecanismo que permitirá ir compensando al saldo a favor generado por la a) Inversiones en Argentina situación inversa (WTI>28,50) hasta que se extinga dicho crédito. Para las ventas efectuadas entre el 26/02/2003 y el 31/03/2003, Los presentes estados financieros consolidados, incluyen la de acuerdo con un convenio complementario, la diferencia respecto filial Petro Servicio Corp. S.A. (Argentina), la cual posee activos del valor real del precio WTI se computó en una cuenta de ajuste de por M$ 2.498.455, y la filial indirecta Sipetrol Argentina S.A., precio solo hasta U$S 36 USD/bbl. El exceso sobre dicho valor fue con activos e ingresos operacionales por M$ 226.066.499 y resignado como una pérdida. M$106.686.570, respectivamente. Asimismo, como se detalla en la Nota 10, se incluyen inversiones en sociedades coligadas en Este acuerdo con el límite de los 36 USD/bbl, continuó vigente Argentina por M$ 22.988.956. durante los meses de abril, mayo y junio de 2003. El volumen vendido bajo convenio en este segundo trimestre fue de 37.161 m3. La Ley 25.561 de Emergencia Pública y Reforma del Régimen Cambiario, sancionada por el Congreso el 6 de enero de 2002 Asimismo, este mismo acuerdo, con el límite de los 36 USD/bbl, y y disposiciones complementarias, establecen el abandono de la devengando una tasa Libor + 2 puntos o 7%, el que resulte mayor, convertibilidad del peso y el establecimiento de un tipo de cambio continuó vigente durante los meses de julio, agosto y septiembre de oficial y de un mercado libre de cambio. 2003. El volumen vendido bajo convenio en este tercer trimestre fue de 58.704,51 m3. Posteriormente, se emitieron diversas normas que introdujeron modificaciones adicionales a la nueva normativa vigente, cuyos Durante el cuarto trimestre el acuerdo continuó vigente bajo las aspectos principales son la unificación del mercado de cambios mismas condiciones, siendo el volumen vendido de 41.645,36 m3. en un mercado libre, la pesificación de los depósitos en dólares de todos los contratos privados y las tarifas de los servicios públicos, El Decreto 2703/2002 establece que a partir de enero de 2003 las la restricción a la libre disponibilidad de fondos depositados en empresas petroleras deberán ingresar, como mínimo, el 30% de las las instituciones financieras y la suspensión por dos años de la ley divisas provenientes de la exportación de petróleo crudo, gozando de de intangibilidad de los depósitos, la creación de un régimen de la libre disponibilidad del porcentaje restante. retenciones a la exportación de hidrocarburos por cinco años, la creación de un registro de los contratos de exportación de petróleo, El tipo de cambio utilizado al 31 de diciembre de 2003 para la filial la creación de un convenio de suministro de estabilidad de gas oil, el Argentina fue de 2,935 pesos por dólar estadounidense. establecimiento de un impuesto del 4 por mil a toda la producción de gas natural para consumo en el territorio nacional y la suspensión El efecto de traducir los estados financieros de Sipetrol Argentina de la aplicación de los artículos de la Ley de Sociedades Comerciales S.A. al tipo de cambio señalado en el párrafo anterior, significó un referidos a la disolución por pérdida del capital social o su reducción cargo a resultados de M$ 807.862 por el ejercicio terminado al 31 obligatoria, respectivamente, hasta el 10 de diciembre de 2003. La de diciembre de 2003, el cual se presenta formando parte de la pérdida resultante de la aplicación del nuevo tipo de cambio sobre diferencia de cambio en el Estado de Resultados. la posición neta de activos y pasivos en moneda extranjera al 6 de enero de 2002, es deducible en el impuesto a las ganancias a razón b) Inversiones en Colombia de un 20% anual durante los 5 ejercicios cerrados con posterioridad a la fecha de vigencia de la ley. Los estados financieros consolidados incluyen activos e ingresos operacionales de la Sucursal Colombia por M$ 71.224.580 y Durante el período enero – marzo 2003 estuvo vigente un acuerdo M$ 22.389.463, respectivamente. con los productores de petróleo crudo (Convenio de Estabilidad de Precios) a pedido del Estado Nacional, de dejar en el mercado local, El año 2003 presentó para Colombia una leve revaluación del peso, un volumen equivalente al entregado en el último trimestre del año pues la Tasa Representativa del Mercado (TRM) al 31 de diciembre 2002. Estos volúmenes se facturaron a un precio WTI de 28,50 de 2003 fue de COL$ 2.778,21 por US$ 1,00, frente a una TRM al USD/bbl, independientemente del valor internacional del crudo. La 31 de diciembre del año 2002 de COL$ 2.864,79 por US$ 1.00, lo que representa una revaluación del 3.02%. M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 133 BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS El índice de inflación o índice de precios al consumidor (IPC) del año 2003 fue de 6.5%. Este índice tendrá efecto en el incremento salarial de los empleados de la compañía y seguramente, en el incremento al valor de los contratos firmados y pagaderos en pesos colombianos. c) Inversiones en Ecuador Los estados financieros consolidados incluyen activos e ingresos operacionales de la sucursal Ecuador por M$ 10.251.273 y M$ 9.856.785, respectivamente. La tasa de inflación acumulada a diciembre alcanza un 6,10%. La variación del producto a diciembre cerró en un 2,3% impulsado principalmente por las exportaciones de petróleo. d) Inversiones en otros países Latinoamericanos Las inversiones en los otros países latinoamericanos no son significativas. 134 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P ANALISIS R A ZONAD O CONSOLIDAD O 1. BA L A N CE GENER A L Los principales rubros de activos y pasivos al 31 de diciembre de 2003 y 2002 son los siguientes: 31/12/2003 31/12/2002 MM$ MM$ 559.933 582.829 Activo Fijo Neto 811.060 820.165 Otros Activos 133.567 145.105 Total Activos 1.504.560 1.548.099 31/12/2003 31/12/2002 MM$ MM$ Activo Circulante Pasivo Circulante 465.560 521.986 Pasivo Largo plazo 618.502 555.280 1.084.062 1.077.266 Total Pasivo Exigible Interés minoritario Patrimonio Total Pasivos y Patrimonio 137 119 420.361 470.714 1.504.560 1.548.099 Los activos circulantes presentan una disminución de un 3,9% Por su parte el rubro Otros Activos presenta una disminución debido respecto del año anterior, que se reflejan principalmente en los a los menores valores de las inversiones en empresas relacionadas en rubros Deudores por Venta e Impuestos por recuperar. No obstante el exterior, debido a la caída del tipo de cambio durante el 2003. lo anterior, se produjo un aumento de la liquidez neta de $40.976 millones respecto del 2002, reflejándose en mayores saldos de las El total de pasivos exigibles se muestra con $1.077.266 millones cuentas Disponible, Depósitos a Plazo y Otros Activos Circulantes. en el año 2002 y con guarismos de $1.084.062 millones en 2003. Estos fondos fueron destinados al pago de proveedores en los Dicho incremento se explica principalmente por el aumento de primeros días del 2004. $63.223 millones en los pasivos de largo plazo. Los activos fijos presentan una leve disminución de un 1,1%. Los pasivos circulantes muestran una disminución de un 10,8% En esta baja influyó en forma significativa la disminución en la pasando de $521.986 millones en diciembre del año 2002 a valorización de las inversiones en el exterior de Sipetrol S.A. $465.560 millones al 2003, debido entre otros a la caída del tipo de ascendente a $32.452 millones. Este menor valor es el reflejo cambio. La baja de los documentos por pagar del Pasivo Circulante, de la desvalorización de la inversión producto de la caída del tipo se debe a que éstos fueron refinanciados a través de un crédito de cambio de dólar durante el 2003 y de ajustes a inversiones sindicado de largo plazo, suscrito en el segundo semestre del 2003, petroleras en el exterior. Estas disminuciones se vieron compensadas por US$150 millones. por el incremento de incorporaciones de activos fijos, tanto en Refinerías como en Sipetrol. Los pasivos de largo plazo experimentaron un aumento de un 11,4% debido principalmente al incremento de las obligaciones con bancos e instituciones financieras y a la disminución de los documentos por M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 135 BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS pagar largo plazo, los cuales pasaron de $51.436 el año 2002 a El Patrimonio de ENAP al cierre del 2003, presenta una disminución $4.010 el año 2003. Cabe señalar que durante el 2003, la Empresa respecto del año anterior de un 10,7%, pasando de $470.714 obtuvo dos créditos de largo plazo uno por US$ 150 millones millones, a $420.361 millones en el 2003. Esta baja se explica suscrito por ENAP y otro por US$ 125 millones suscrito por Sipetrol principalmente por la disminución en Otras reservas, por el efecto Argentina S.A. del ajuste de conversión de acuerdo con lo establecido en el Boletín Técnico Nº 64 del Colegio de Contadores de Chile A.G.; el cual Lo anterior explica también la nueva estructura de pasivos de ENAP, refleja en el Patrimonio la disminución de la inversión en el exterior donde los pasivos de largo plazo representan un 57,1% y los pasivos motivado por la baja del dólar respecto del peso chileno durante el circulantes un 42,9%; en el 2002 51,5% y 48,5% respectivamente. 2003. IND I C A D O RE S D E LIQ UID E Z , END EUDA MIEN T O Y AC TIVIDA D Los principales indicadores financieros del balance consolidado relativos a liquidez y endeudamiento son los siguientes: 31/12/2003 31/12/2002 Liquidez corriente 1,20 1,12 Razón ácida (1) 0,70 0,65 Deuda Corto Plazo/Deuda Total (%) 42,9% 48,5% Deuda Largo Plazo/Deuda Total (%) 57,1% 51,5% Razón de endeudamiento 2,58 2,29 Cobertura gastos financieros 6,70 4,64 1.504.560 1.548.099 LIQUIDEZ ENDEUDAMIENTO ACTIVIDAD Total Activos (MM$) Rotación de inventarios (veces) Permanencia de Inventarios (días) (1) 9,10 8,29 39,54 43,42 Corresponde al total de activos circulantes, menos las existencias y menos los gastos pagados por anticipado, dividido por el pasivo circulante. Liquidez El índice de liquidez aumentó de 1,12 veces al 31 de diciembre de 2002 a 1,20 veces en diciembre de 2003. La mejor razón de liquidez refleja principalmente la mayor disminución de los pasivos circulantes respectos de los activos circulantes. Endeudamiento La razón de endeudamiento fue de 2,58 en diciembre de 2003, relación que es superior al 2,29 de diciembre de 2002. Este incremento en el índice se debe principalmente a la disminución del patrimonio, ya que el incremento de los Pasivos Exigibles fue de sólo $6.796 millones. 136 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 2. E S TA D O C O NS O LIDA D O D E RE SULTA D O S Resultado Operacional 31/12/2003 31/12/2002 MM$ MM$ 129.616 177.168 Gastos financieros 34.340 29.986 Resultado no Operacional 67.037 (69.867) R.A.I.I.D.A.I. 317.702 230.915 Utilidad después del 16,5% de impuestos 161.775 95.499 87.858 59.452 Utilidad después de impuestos Rentabilidad % % Rentabilidad del patrimonio promedio 19,72% 12,79% Rentabilidad del patrimonio promedio después del 16,5% 36,31% 20,54% Rentabilidad del activo promedio Rentabilidad de activos operacionales* 5,76% 4,13% 10,36% 14,60% * Activos operacionales = Activos totales - otros activos fijos - otros activos circulantes - impuestos diferidos - depósitos a plazo. Resultado Operacional Resultado No Operacional El resultado operacional al 31 de diciembre de 2003 mostró una El resultado no operacional fue el que sufrió una mayor variación, disminución en términos monetarios de $47.552 millones, pasando ya que pasó de una pérdida de $69.867 millones en diciembre de de $177.168 millones al 31 de diciembre de 2002 a los $129.616 2002 a una utilidad de $67.037 millones en igual período del año millones de diciembre de 2003. El efecto conjunto del aumento 2003. de las partidas de ingresos y costos de explotación significó una disminución en el margen de explotación de un 20,3%. Esta baja Este mayor resultado no operacional se explica principalmente por en el margen se explica principalmente por la volatilidad del precio la importante utilidad generada por diferencia de cambio registrada de paridad internacional de los combustibles y a la baja del tipo de a diciembre de 2003, que alcanzó a los $114.118 millones mientras cambio durante el año 2003. También aportó a esta baja, el ajuste que a diciembre de 2002 ésta registraba una pérdida de $58.003 efectuado durante el ejercicio a los valores de inversiones petroleras millones. Esta utilidad se generó por la revaluación del peso respecto en el exterior. del dólar estadounidense de un 17,4% durante el 2003. Al cierre M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 137 BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS de diciembre 2003 el tipo de cambio fue de $593,80 y a diciembre 2002 éste ascendió a $718,61. La utilidad generada por este 3. D IF EREN CIA ENT RE VA LO RE S EC O N O MI C O S Y D E LIBRO S D E LO S AC TIVO S concepto se debe a la mayor posición de pasivos contratados en dólares respecto de los activos de la misma moneda. Al 31 de diciembre de 2003, no se aprecian diferencias significativas entre los valores económicos y de libros de los Por su parte los gastos financieros registraron un incremento de un principales activos de la Empresa. Sin embargo es importante 14,5% ($4.354 millones), debido principalmente a la mayor tasa de destacar que de acuerdo con las normas de la Superintendencia de interés relativa del endeudamiento a tasa fija a través de la emisión Valores y Seguros, las inversiones en empresas filiales y coligadas, se de bonos. valorizan según el método de valor proporcional del patrimonio de las respectivas empresas. Utilidad del período La utilidad del período después de impuesto a la renta de primera 4. SIT UACI O N D E MERC A D O categoría (16,5% en diciembre de 2003 y 16% en diciembre de 2002) alcanzó a los $161.775 millones al 31 de diciembre de 2003, El precio del crudo marcador WTI (West Texas Intermediate) tuvo cifra que es un 69,4% superior a los $95.499 millones registrados a una tendencia creciente durante el primer trimestre del año 2003, igual período de 2002. desde 31,0 US$/bbl hasta 37.8 US$/bbl, como resultado del inicio de las tensiones bélicas en Irak. Posteriormente el precio se ubicó La utilidad neta final fue de $87.858 millones, mientras que a igual bajo los 28 US$/bbl fluctuando el resto del año entre un mínimo período del año 2002 fue de $59.452 millones, lo que representa de 25,2 US$/bbl a un máximo de 33,7 US$/bbl, para finalizar el un incremento de un 47,8% en el período. año en 32,6 US$/bbl. El promedio anual fue 31,1 US$/bbl, 18,7% superior al promedio del año 2002 que alcanzó a 26,2 US$/bbl. 5. F LUJ O S D E EFEC TIVO Los principales componentes del flujo neto de efectivo originado en cada ejercicio, son los siguientes: Flujo neto originado por actividad de la operación Flujo neto originado por actividades de financiamiento Flujo neto originado por actividades de inversión Flujo neto del período 31/12/2003 31/12/2002 MM$ MM$ 176.578 128.208 33.397 (30.776) (155.846) (123.358) 54.129 (25.926) El mayor flujo originado por actividades de la operación por $48.370 millones, se explica principalmente por el incremento en recaudación de deudores por venta neto de pagos a proveedores, y a los flujos netos generados por conceptos de pagos y devoluciones de impuestos a la renta. 138 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 6 : A N A LISIS D E RIE S G O D E MERC A D O ENAP participa en la exploración y producción de hidrocarburos En términos de riesgo de tasa de interés, la empresa mantiene y en las siguientes etapas de la cadena productiva, refinación, un mix de deuda financiera en tasa fija (principalmente bonos de transporte, almacenamiento y comercialización de los productos largo plazo), y tasa variable (principalmente créditos bilaterales derivados del petróleo. De estas actividades, una parte substancial y sindicados), que al 31 de diciembre del año 2003 es de de las operaciones corresponde a la refinación y comercialización aproximadamente 81% / 19% fijo/variable. Esta relación incrementó de sus productos en Chile, liderando el abastecimiento del mercado el porcentaje de tasa fija comparado con igual fecha del año nacional con una participación de aproximadamente 86%, anterior. abriéndose paso en los últimos años a la exportación de estos productos, principalmente a países de América Latina. Asimismo, ENAP mantiene una posición en instrumentos derivados tanto en Cross Currency Swap correspondiente una parte El abastecimiento del petróleo crudo para sus refinerías lo significativa de la emisión del Bono en el mercado nacional en el obtiene mayoritariamente desde Argentina, siendo sus principales mes de Octubre del 2002, para llevar su denominación de UF a proveedores Chevron-San Jorge y Repsol-YPF. No obstante lo dólares de los Estados Unidos, como operaciones de Swap para fijar anterior, ENAP accede regularmente a mercados alternativos la tasa de interés de una parte significativa de los créditos sindicados de suministro de petróleo crudo y productos, situación que le denominados en dólares de Estados Unidos. La empresa no participa permite asegurar el abastecimiento y los compromisos comerciales de operaciones de futuros ni en otros mercados de cobertura convenientemente. financiera para los riesgos de precio de commodities. El riesgo relevante para el negocio está esencialmente en el margen de refinación, debiendo enfrentar la empresa las fluctuaciones de precio en los mercados internacionales de crudo y los productos. Por lo anterior, las refinerías han continuado ajustando favorablemente sus estructuras de costos a la competitividad de esta industria, y han orientado sus inversiones a incrementar tanto su flexibilidad productiva como la calidad de sus productos para mitigar en parte, la exposición en nuestro ingresos por la rebaja arancelaría con la entrada en vigencia del Tratado de Libre Comercio entre Chile y Estados Unidos. Por otra parte, si bien la empresa ha efectuado inversiones en exploración y producción de petróleo en países con mayor grado de riesgo-país que el chileno, lo que puede afectar individualmente a alguna filial extranjera, se están realizando las acciones para incrementar la diversificación de inversiones en el exterior con el objeto de reducir el riesgo global de ENAP. La exposición a las variaciones en el tipo de cambio, resultado de tener parte importante de los ingresos denominados en pesos chilenos y sus pasivos en dólares, se ha visto significativamente disminuida por la política de precios basada en la paridad de importación indexada en dólares, situación que se analiza en forma periódica, para mantener una posición competitiva considerando la libertad de precios y de importación que existe en Chile. M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 139 BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS HECHOS RELE VANTES Cierre operación compra activos petrolíferos en Colombia Nombramiento Gerente de Finanzas Corporativo Con fecha 21 de febrero de 2003, la Sociedad Internacional Mediante contrato de trabajo suscrito con fecha 12 de marzo de Petrolera S.A., filial de la Empresa Nacional del Petróleo, efectuó 2003, la Empresa Nacional del Petróleo ha incorporado como el cierre de la operación de compra de los activos petrolíferos Gerente de Finanzas Corporativo al Economista de la Universidad en Colombia denominados Campos Guaduas, Bloques Dindal y Católica de Chile, don David Jana Bitrán. Río Seco. Dichos activos pertenecían a las empresas Seven Seas Petroleum Colombia Inc., GHK Company Colombia y Petrolinson S.A.. Reemplazo del Vicepresidente del Directorio y del Fiscal Corporativo En virtud de esta operación, se transfirieron los derechos que los Con motivo del reemplazo del Vicepresidente Ejecutivo de la vendedores poseían en el Contrato de Asociación Dindal, Contrato Corporación de Fomento de la Producción (CORFO), quien por de Asociación Río Seco, Oleoducto Guaduas-La Dorada y todos derecho propio ocupa el cargo de Vicepresidente del Directorio de los derechos y participaciones de los vendedores en activos y la Empresa Nacional del Petróleo, de acuerdo al artículo 3 de la propiedades relacionadas con los contratos de asociación ya Ley 9.618, y con fecha 14 de marzo de 2003, dejó de pertenecer indicados, incluyendo de manera referencial, la operación de los al Directorio de la Empresa don Gonzalo Rivas Gómez y pasó a bloques, pozos, producción, equipos, bienes inmuebles y muebles, ejercer dicha calidad su sucesor en CORFO, don Oscar Landerretche etc.. La filial Sipetrol S.A. posee, después de esta operación, un Gacitúa. 90,06% de los derechos de explotación del Campo Guaduas, y de los Bloques Dindal y Río Seco. A contar del día 1º de abril de 2003, asumió en propiedad el cargo de Fiscal Corporativo de la Empresa Nacional del Petróleo don Alvaro El precio base de la transferencia es de US$20 millones. Araya Ibáñez, abogado de la Universidad de Chile, quien desde el día 1º de diciembre de 2002 había ejercido dicho cargo en calidad Las reservas probadas de dichos activos ascienden a 17,88 millones de interino. de barriles de crudo. Nombramiento nuevo Director de ENAP Aprobación presupuesto de caja año 2003 Mediante carta de fecha 7 de julio de 2003, la Corporación de Mediante Oficio Exento Nº829 del Ministerio de Hacieda de fecha 31 Fomento de la Producción (CORFO), institución que de acuerdo a de Diciembre de 2002 se aprobó el Presupuesto de Caja para el año la Ley 9.618 orgánica de la Empresa Nacional del Petróleo nombra 2003 de la Empresa Nacional del Petróleo, en el cual se incluyen a 3 miembros del Directorio de ENAP, por lo cual, en Sesión 353 $199.260 millones por concepto de Inversión Real, esto es, el monto del Consejo de CORFO, efectuada el día 3 de julio de 2003, ha autorizado a invertir en nuestros proyectos durante el año 2003. designado a don Vicente Sánchez Cuesta, en el cargo de Director de ENAP, en reemplazo del renunciado don Jaime Tohá González. En mérito de lo anterior, a contar de la fecha indicada, don Vicente Sánchez Cuesta se ha incorporado al Directorio de ENAP. 140 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P Cierre negociación con el Grupo Sigdo Koppers Con fecha 7 de agosto de 2003, la Empresa Nacional del Petróleo y A continuación se detalla la composición final del grupo de bancos y Petrox S.A. Refinería de Petróleo han completado las negociaciones su participación en la transacción: con el Grupo Sigdo Koppers para el financiamiento, construcción y operación de una nueva Planta de Hidrógeno en Petrox S.A. - Bank of Tokyo - Mitsubishi Lead Arranger Refinería de Petróleo, en Talcahuano, proyecto que representa una - Citibank Lead Arranger inversión total de aproximadamente US$32.000.000. La sociedad - Santander Lead Arranger del proyecto será una Sociedad Anónima que se ha denominado - BBVA Arranger “Compañía de Hidrógeno del Bio Bio (“CHBB”). ENAP y Petrox - BNP Paribas Arranger S.A. participarán con un 5% cada uno en el capital de la empresa, - Säo Paolo IMI Arranger siendo el 90% restante propiedad del grupo Sigdo Koppers. La - HSBC Lead Manager incorporación de ENAP y Petrox S.A. a la sociedad se producirá una - ING Lead Manager vez que la referida planta esté construida y entre en operaciones. El - Royal Bank of Canada Lead Manager aporte de capital de ENAP/Petrox será de un millón de dólares. - Mizuho Lead Manager - Wachovia Lead Manager Se estima que la planta, cuya construcción comenzará de inmediato, - Scotiabank Lead Manager comenzará a operar a partir de diciembre del año 2004. Esta - Credit Lyonnais Participant planta será construida por el consorcio formado por Technip de USA - Société Générale Participant (además el licenciador de la tecnología) y Sigdo Koppers Ingeniería y Construcción. Descubrimiento de reservas de petróleo en el bloque North Bahariya Todo el hidrógeno producido por CHBB será ocupado por Petrox en Egipto S.A. en sus instalaciones. De esta manera, existirá un Contrato de Servicios de Procesamiento entre la Compañía de Hidrógeno de Con fecha 7 de octubre de 2003, ha acaecido un hecho de carácter Talcahuano y Petrox S.A. por un período de 15 años de operación esencial para la Empresa Nacional del Petróleo, consistente en extendible hasta por un año adicional en los casos que en el propio la realización de un descubrimiento de reservas de petróleo en el contrato se especifican. Después de este período, Petrox adquirirá bloque North Bahariya en Egipto, efectuado por la filial internacional la planta a su valor residual. ENAP garantizará las obligaciones de de ENAP, Sipetrol S.A. Petrox bajo el Contrato de Servicios de Procesamiento. En efecto, las evaluaciones técnicas que Sipetrol S.A. ha realizado El financiamiento del proyecto corresponde a aportes de capital de los en el pozo exploratorio Ganna 1, han arrojado resultados positivos. socios (30% de la inversión total) y a un crédito a 14 años del Banco El pozo ha demostrado la existencia de petróleo entre 36 y 39 Societé Generalé de Francia (70%). grados API, en tres horizontes probados con producciones estimadas entre 200, 400 y 800 barriles por día respectivamente, desde Suscripción contrato de crédito sindicado en el mercado internacional reservorios de conocida productividad. Con fecha 29 de agosto de 2003, la Empresa Nacional del Petróleo El Bloque North Bahariya se encuentra ubicado en la Cuenca (ENAP), suscribió un contrato de crédito sindicado por MMUS$150 del Western Desert en Egipto y está siendo explorado por el en el mercado internacional. consorcio formado por Sipetrol S.A. que es el operador y tiene una participación de 50%, la empresa estadounidense IPR, que posee El referido préstamo, cuyo desembolso se espera se produzca en un 30%, y la compañía croata INA con un 20% de participación. los próximos días y está sujeto al cumplimiento de determinadas condiciones formales, está pactado a 5 años plazo, con una tasa de interés de Libo + 0,50% al año. Con estos recursos, la Empresa refinanciará pasivos de corto plazo. M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 141 BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS Complementa comunicado hecho esencial En relación a la comunicación del hecho esencial de fecha 7 de Finalmente, los accionistas de Refinería de Petróleo Concón S.A. octubre pasado, relacionada con el descubrimiento de reservas de y Petrox S.A. Refinería de Petróleo, esto es, Empresa Nacional del petróleo en el bloque North Bahariya en Egipto, efectuado por la Petróleo y Corporación de Fomento de la Producción, se encuentran filial internacional de ENAP, Sipetrol S.A. se aclara y complementa obteniendo las autorizaciones de rigor, efectuando las notificaciones lo siguiente: respectivas y desarrollando las actuaciones correspondientes para llevar a efecto las respectivas juntas de accionistas que permitan 1.- Las evaluaciones técnicas efectuadas en el pozo exploratorio materializar la fusión antes señalada, la que se espera quede Ganna 1, perteneciente al bloque mencionado, han demostrado la perfeccionada, según ya se indicó, el día 1º de enero de 2004. existencia de petróleo entre 36 y 39 grados API, en tres horizontes probados con producciones estimadas entre 200, 400 y 600 barriles por día respectivamente. En la comunicación efectuada el día 7 del Préstamo sindicado presente, se incurrió en un error tipográfico, toda vez que se indicó que las producciones estimadas eran 200, 400 y 800 barriles por El lunes 15 de diciembre de 2003, Sipetrol Argentina S.A., filial día respectivamente. de Sipetrol S.A., a su vez empresa filial de Empresa Nacional del Petróleo (ENAP), firmó junto a un grupo de bancos internacionales 2.- ENAP aún se encuentra evaluando el volumen total de las un préstamo sindicado por MMU$125 a cinco años plazo, a una tasa reservas descubiertas y delimitando la calidad de los reservorios. de Libo + 0,75% al año. JPMorgan actúo como Lead Arranger de la En los próximos meses se concluirán los estudios técnicos que operación. Sipetrol Argentina S.A. usará los recursos exclusivamente permitirán una estimación más precisa al respecto. para refinanciar una deuda existente de más corto plazo, siendo MMU$47 para pagar una deuda con el Royal Bank of Canada y el 3.- En virtud de lo anterior, y como es un estándar de la industria resto para pagar deuda a Sipetrol S.A. y ENAP. ENAP a su vez usará en este tipo de operaciones, los efectos económicos y financieros de los recursos para financiar sus necesidades de caja e inversión. La este hallazgo no son todavía cuantificables con precisión. nueva deuda será servida principalmente por flujos de exportación originados por Sipetrol Argentina S.A.. Para dar soporte a la transacción, ENAP otorgó una garantía contingente que consiste Fusión de las Sociedades Refinería de Petróleo Concón S.A. y Petrox en cubrir una eventual diferencia que se produzca entre el valor de S.A. Refinería de Petróleo las exportaciones canalizadas por Sipetrol Argentina para cubrir su obligación con los bancos y la obligación misma. En sesión de Directorio de la Empresa Nacional del Petróleo celebrada con fecha 27 de noviembre de 2003, se acordó aprobar la fusión de las sociedades Refinería de Petróleo Concón S.A. y Petrox Tratado de Libre Comercio (TLC) suscrito entre Chile y los Estados S.A. Refinería de Petróleo, en las que ENAP es principal accionista. Unidos de América La fusión se efectuará mediante la incorporación de Refinería de Petróleo Concón S.A. a Petrox S.A. Refinería de Petróleo, sociedad En el Diario Oficial del día 31 de diciembre de 2003, ha sido esta última que absorberá y se hará cargo de todo el activo y pasivo publicado el Decreto Supremo Nº312 de 1 de diciembre de 2003, de la primera, con efecto al 1º de enero de 2004 y será, para todos del Ministerio de Relaciones Exteriores, promulgatorio del Tratado los efectos legales, la continuadora legal de Refinería Concón S.A. de Libre Comercio (TLC) suscrito entre Chile y los Estados Unidos de América, el que comenzará a regir a contar del día 1º de enero de En la misma sesión de Directorio, se acordó concurrir, entre otras 2004. modificaciones que se propondrán a los estatutos de la sociedad absorbente, a la aprobación del cambio de la razón social de Petrox Como es de conocimiento público, la entrada en vigencia de dicho S.A. Refinería de Petróleo por la de «ENAP Refinerías S.A.» y al tratado implicará que, entre otros bienes, los hidrocarburos y acuerdo de someter voluntariamente dicha sociedad anónima cerrada productos derivados del mismo, que sean importados de los Estados a las normas que rigen a las sociedades anónimas abiertas, de Unidos de América, no estarán afectos a arancel aduanero alguno. conformidad con lo dispuesto en el inciso tercero del artículo 2 de la Ley 18.046 sobre Sociedades Anónimas. 142 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P Dado que el mercado más competitivo que enfrenta la Empresa Clasificación de riesgo de deuda en moneda extranjera Nacional del Petróleo en el mercado mayorista para abastecer la demanda nacional de combustibles consiste principalmente en Con fecha 14 de enero de 2004, la clasificadora de riesgos el mercado internacional de productos de las refinerías del Golfo internacional Standard & Poor’s ha subido la clasificación de riesgo de México (USA), mercado al que pueden acudir libremente las de deuda en moneda extranjera de la Empresa Nacional del Petróleo empresas distribuidoras que operan en Chile, la rebaja de aranceles (ENAP) a «A» desde «A-». mencionada reducirá los márgenes de comercialización de la Empresa. Este incremento es consistente con el aumento en la clasificación de riesgo país de la República de Chile, también anunciado en Cabe indicar que la reducción referida, asociada a la sazón eventual esta misma fecha. Además, Standard & Poor’s ha señalado que promulgación del TLC, ha sido debidamente informada al mercado este nuevo rating refleja adecuadamente la calidad crediticia de la de valores chileno y de los Estados Unidos de América en los Empresa. respectivos procesos de emisión de bonos efectuados por la Empresa durante el año 2002. Presupuesto de caja para el año 2004 Mediante Decreto Exento Nº762 del Ministerio de Hacienda de fecha 31 de diciembre de 2003, se aprueba el Presupuesto de Caja para el año 2004 de la Empresa Nacional del Petróleo, en el que se incluyen $198.858 millones por concepto de Inversión Real, esto es, el monto autorizado a invertir en nuestros proyectos durante el presente año. M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 143 BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES 146 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P BAL ANCE Y ESTAD OS FINANCIEROS INDIVIDUALES 31 D E D I CIEMB RE D E 2 0 0 3 CONTENID O INFORME DE LOS AUDITORES INDEPENDIENTES __________________ 148 CERTIFICADO DE INSPECTORES DE CUENTAS CORFO ______________ 149 BALANCE GENERAL INDIVIDUAL _________________________________ 150 ESTADO DE RESULTADOS INDIVIDUAL ____________________________ 152 ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO INDIVIDUAL ______________________ 153 NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES ______________ 155 ANALISIS RAZONADO DE ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUAL ______ 188 $ P e s o s chil e n o s M$ Mil e s d e p e s o s chil e n o s UF Unid a d e s d e f o m e n t o € US $ MUS $ Eu r o D ó la r e s e s t a d o unid e n s e s Mile s d e d ó la r e s e s t a d o unid ens e s M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 147 BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES INFORME DE LOS AUDITO RES INDEPENDIENTES Santiago, 12 de febrero de 2004 Señores Presidente y Directores Empre s a Na cional del Petróle o Hemos efectuado una auditoría al balance general de Empresa Nacional del Petróleo al 31 de diciembre de 2003 y a los correspondientes estados de resultados y de flujos de efectivo por el año terminado en esa fecha. La preparación de dichos estados financieros (que incluyen sus correspondientes notas) es responsabilidad de la administración de Empresa Nacional del Petróleo. Nuestra responsabilidad consiste en emitir una opinión sobre estos estados financieros, con base en la auditoría que efectuamos. Los estados financieros de Empresa Nacional del Petróleo por el año terminado al 31 de diciembre de 2002 fueron auditados por otros auditores, quienes emitieron una opinión sin salvedades sobre los mismos en su informe de fecha 5 de febrero de 2003. Nuestra auditoría fue efectuada de acuerdo con normas de auditoría generalmente aceptadas en Chile. Tales normas requieren que planifiquemos y realicemos nuestro trabajo con el objeto de lograr un razonable grado de seguridad de que los estados financieros están exentos de errores significativos. Una auditoría comprende el exámen, a base de pruebas, de evidencias que respaldan los importes y las informaciones revelados en los estados financieros. Una auditoría comprende, también, una evaluación de los principios de contabilidad utilizados y de las estimaciones significativas hechas por la administración de la Empresa, así como una evaluación de la presentación general de los estados financieros. Consideramos que nuestra auditoría constituye una base razonable para fundamentar nuestra opinión. Los mencionados estados financieros han sido preparados para reflejar la situación financiera individual de Empresa Nacional del Petróleo, a base de los criterios descritos en Nota 2, antes de proceder a la consolidación, línea a línea, de los estados financieros de las filiales detalladas en Nota 9. En consecuencia, para su adecuada interpretación, estos estados financieros individuales deben ser leídos y analizados en conjunto con los estados financieros consolidados de Empresa Nacional del Petróleo y filiales, los que son requeridos por los principios de contabilidad generalmente aceptados en Chile. En nuestra opinión, los estados financieros individuales al 31 de diciembre de 2003 presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación financiera de Empresa Nacional del Petróleo al 31 de diciembre de 2003, los resultados de sus operaciones y los flujos de efectivo por el año terminado en esa fecha, de acuerdo con los criterios descritos en Nota 2. Renzo Corona Spedaliere RUT: 6.373.028–9 148 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 149 BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES EMPRESA NACIONAL DEL PETROLEO BAL ANCE GENER AL INDIVIDUAL Al 31 de diciembre de ACTIVOS 2003 2002 M$ M$ ACTIVO CIRCULANTE Disponible 2.147.553 559.281 Depósitos a plazo 20.538.049 2.823.325 Deudores por ventas 15.568.698 24.962.994 8.424.775 7.151.454 Documentos y cuentas por cobrar a empresas relacionadas 287.190.429 325.411.532 Existencias 109.166.817 93.865.538 21.610.956 52.174.099 759.614 1.248.873 10.531.239 2.429.152 Deudores varios Impuestos por recuperar Gastos pagados por anticipado Impuestos diferidos Otros activos circulantes Total activo circulante 26.136.796 1.901.001 502.074.926 512.527.249 ACTIVO FIJO Terrenos 1.148.484 1.265.550 1.192.148.418 1.173.491.815 Maquinarias y equipos 19.992.966 17.926.455 Otros activos fijos 22.282.084 21.177.298 (1.067.050.896) (1.053.506.217) 168.521.056 160.354.901 546.330.175 569.532.938 Construcciones y obras de infraestructura Menos: Depreciación acumulada Total activo fi jo ACTIVO ACTIVOS Inversiones en empresas relacionadas Inversiones en otras sociedades Deudores a largo plazo Documentos y cuentas por cobrar a empresas relacionadas largo plazo Impuestos diferidos 12.378 4.351.115 38.145.977 112.623.120 – 4.797.495 12.075.875 10.933.763 Total otros activos 600.531.332 702.250.809 TOTAL ACTIVOS 1.271.127.314 1.375.132.959 Otros 150 12.378 3.966.927 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P Al 31 de diciembre de PASIVOS Y PATRIMONIO 2003 2002 M$ M$ PASIVO CIRCULANTE Obligaciones con bancos e instituciones financieras largo plazo – porción corto plazo Obligaciones con el público – porción corto plazo (bonos) Obligaciones largo plazo con vencimiento dentro de un año 30.725.618 21.492.054 2.031.143 2.353.833 242.308 300.999 Cuentas por pagar 141.823.027 131.571.645 Documentos por pagar 152.106.586 217.119.232 Acreedores varios 1.549.605 1.793.484 Documentos y cuentas por pagar a empresas relacionadas 9.543.780 15.925.464 18.127.058 11.431.411 2.144.801 – Retenciones 828.926 1.780.021 Otros pasivos circulantes 156.640 23.251 359.279.492 403.791.394 Provisiones Ingresos percibidos por adelantado Total pasivo circulante PASIVO A LARGO PLAZO Obligaciones con bancos e instituciones financieras 137.599.573 95.487.915 Obligaciones con el público largo plazo (bonos) 227.192.000 265.443.443 Documentos por pagar largo plazo 4.009.958 51.436.597 Acreedores varios largo plazo 8.687.913 9.166.153 Documentos y cuentas por pagar a empresas relacionadas Provisiones largo plazo Impuestos diferidos a largo plazo 3.112.591 – 107.608.348 77.909.444 3.274.341 – Otros pasivos a largo plazo 2.363 1.183.878 Total pasivos a largo plazo 491.487.087 500.627.430 Capital pagado 409.545.545 409.545.545 Otras reservas (17.748.853) 25.161.534 PATRIMONIO Utilidades acumuladas 27.482.141 27.373.947 Utilidad del ejercicio 87.858.462 59.451.515 Traspaso de utilidades al Fisco (86.776.560) (50.818.406) Total patrimonio 420.360.735 470.714.135 1.271.127.314 1.375.132.959 TOTAL PASIVOS Y PATRIMONIO M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 151 BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES EMPRESA NACIONAL DEL PETROLEO ESTAD O DE RESULTAD OS INDIVIDUAL Por el ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2003 2002 M$ M$ RESULTADO OPERACIONAL Ingresos de explotación Costos de explotación Margen de explotación Gastos de administración y ventas Resultado de explotación 1.893.539.113 1.524.826.341 (1.845.128.753) (1.469.512.406) 48.410.360 55.313.935 (22.334.880) (19.935.108) 26.075.480 35.378.827 RESULTADO FUERA DE EXPLOTACION Ingresos financieros Utilidad devengada por inversión en empresas relacionadas Otros ingresos fuera de la explotación Pérdida devengada por inversión en empresas relacionadas 9.973.799 14.778.466 130.317.580 106.569.566 3.611.238 2.112.679 (2.637.826) (5.205.272) Gastos financieros (29.669.706) (28.582.055) Otros egresos fuera de la explotación (22.384.575) (3.030.298) Corrección monetaria 900.338 2.703.075 52.143.323 (29.706.611) Resultado no operacional 142.254.171 59.639.550 Resultado antes de impuesto a la renta 168.329.651 95.018.377 Impuesto a la renta (80.471.189) (35.566.862) 87.858.462 59.451.515 Diferencias de cambio UTILIDAD DEL EJERCICIO L a s N o t a s a djun t a s 1 a 31 f o r m a n p a r te inte g r al d e e s to s e s t a d o s finan cie r o s . 152 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P EMPRESA NACIONAL DEL PETROLEO ESTAD O DE FLUJO DE EFECTIVO INDIVIDUAL Por el ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2003 2002 M$ M$ FLUJO NETO ORIGINADO POR ACTIVIDADES DE LA OPERACION Recaudación de deudores por venta 2.306.674.851 Ingresos financieros percibidos Dividendos y otros repartos percibidos Otros ingresos percibidos Pago a proveedores y personal 1.779.787.606 9.713.972 7.322.995 78.649.691 65.164.796 599.152 1.378.644 (2.227.234.022) (1.684.742.048) Intereses pagados (30.941.430) (21.174.684) Impuesto a la renta pagado (30.026.368) (86.832.528) Otros gastos pagados (590.284) (994.145) Impuesto al Valor Agregado y otros similares pagados (9.166.268) (14.288.618) Total flujo neto originado por actividades de la operación 97.679.294 45.622.018 FLUJO NETO ORIGINADO POR ACTIVIDADES DE FINANCIAMIENTO Obtención de préstamos 103.791.050 115.787.612 – 256.812.937 339.365 – Obligaciones con el público Otras fuentes de financiamiento Pago de dividendos (95.491.000) (52.512.903) Pago de préstamos (23.118.186) (347.312.752) Pago de gastos por emisión y colocación de obligaciones con el público Total flujo neto originado por actividades de financiamiento (162.507) (5.690.062) (14.641.278) (32.915.168) 5.640.180 314.383 FLUJO NETO ORIGINADO POR ACTIVIDADES DE INVERSION Ventas de activo fijo Otros ingresos de inversión Incorporación de activos fijos Inversiones permanentes Otros préstamos a empresas relacionadas Otros desembolsos de inversión – 519.636 (29.914.422) (23.438.811) (3.643.386) (4.902.838) (498.843) (533.633) (1.333.020) – (29.749.491) (28.041.263) FLUJO NETO TOTAL DEL PERIODO 53.288.525 (15.334.413) EFECTO DE LA INFLACION SOBRE EL EFECTIVO Y EFECTIVO EQUIVALENTE (9.982.342) (3.094.256) VARIACION NETA DEL EFECTIVO Y EFECTIVO EQUIVALENTE 43.306.183 (18.428.669) 3.382.606 21.811.275 46.688.789 3.382.606 Total flujo neto originado por actividades de inversión SALDO INICIAL DEL EFECTIVO Y EFECTIVO EQUIVALENTE SALDO FINAL DEL EFECTIVO Y EFECTIVO EQUIVALENTE M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 153 BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES CONCILIACION ENTRE EL FLUJO NETO ORIGINAD O POR ACTIVIDADES DE L A OPER ACION Y EL RESULTAD O DEL E JERCICIO Por el ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2003 2002 M$ M$ UTILIDAD DEL EJERCICIO 87.858.462 59.451.515 RESULTADO EN VENTA DE ACTIVOS (2.403.037) (786.837) Utilidad en venta de activo fijo (2.403.037) (314.383) – (472.454) (144.427.882) (62.762.264) 13.194.192 12.879.147 Utilidad en venta de otros activos CARGO (ABONOS) A RESULTADOS QUE NO REPRESENTAN FLUJO DE EFECTIVOS Depreciación del ejercicio Castigos y provisiones 1.540.088 1.577.940 Utilidad devengada en inversiones en empresas relacionadas (130.317.580) (106.569.566) Pérdida devengada en inversiones en empresas relacionadas 2.637.826 5.205.272 Corrección monetaria neta (900.338) (2.703.075) Diferencia de cambio neta (52.143.323) 29.706.611 Otros abonos a resultado que no representan flujo de efectivo (1.138.994) (5.574.851) Otros cargos a resultado que no representan flujo de efectivo 22.700.247 2.716.258 130.306.242 27.741.810 VARIACION DE PASIVOS QUE AFECTAN AL FLUJO DE EFECTIVOS AUMENTOS (DISMINUCIONES): Deudores por ventas Existencias Otros activos 68.805.429 37.846.672 (13.958.830) (21.466.541) 75.459.643 11.361.679 VARIACION DE PASIVOS QUE AFECTAN AL FLUJO DE EFECTIVOS AUMENTOS (DISMINUCIONES): 26.345.509 21.977.794 Cuentas por pagar relacionadas con el resultado de la operación (19.376.982) 24.384.141 14.034.597 4.497.847 Intereses por pagar Impuesto a la renta por pagar (neto) Otras cuentas por pagar relacionadas con el resultado fuera de la explotación FLUJO NETO ORIGINADO POR ACTIVIDADES DE LA OPERACION 46.245.187 (2.070.028) (14.557.293) (4.834.166) 97.679.294 45.622.018 L a s N o t a s a djun t a s 1 a 31 f o r m a n p a r te inte g r al d e e s to s e s t a d o s finan cie r o s . 154 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P NOTAS A LOS ESTAD OS FINANCIEROS INDIVIDUALES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2003 Y 2002 NOTA 1: INSCRIP CION EN EL REGISTRO D E VA LO RE S Con fecha 4 de octubre de 2002, Empresa Nacional del Petróleo Estos estados financieros han sido emitidos sólo para efectos de (ENAP), fue inscrita en el Registro de Valores de la Superintendencia hacer un análisis individual de la Empresas y en consideración de Valores y Seguros bajo el N° 783. De acuerdo a lo anterior, a ello, deben ser leídos en conjunto con los estados financieros la Empresa se encuentra sujeta a las normas de la citada consolidados, que son requeridos por los principios de contabilidad Superintendencia. generalmente aceptados en Chile. Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) fue creada por la Ley c) Bases de presentación N° 9.618 de fecha 19 de junio de 1950 y es propiedad del Estado Para fines comparativos, las cifras de los estados financieros de Chile. Su actividad principal, de acuerdo con dicha Ley y y notas explicativas del año anterior han sido actualizados modificaciones posteriores, es la exploración, explotación o beneficio extracontablemente en el porcentaje de variación del Indice de de yacimientos que contengan hidrocarburos, actividad que está Precios al Consumidor (IPC), que para el ejercicio 2003 ascendió a facultada para desarrollar dentro y fuera del territorio nacional. un 1,0%. Además, es holding de las filiales: Refinería de Petróleo Concón S.A., Petrox S.A. Refinería de Petróleo, Empresa Almacenadora de d) Corrección monetaria Combustibles S.A., Sociedad Internacional Petrolera S.A. y Petro Los activos y pasivos no monetarios, el patrimonio y las cuentas Servicio Corp. S.A. de ingresos, costos y gastos, han sido corregidos monetariamente a objeto de reflejar en los estados financieros el efecto de las Con el objeto de prestar apoyo administrativo a sus filiales Sociedad variaciones en el poder adquisitivo de la moneda. Para estos efectos, Internacional Petrolera S.A. (Sipetrol S.A.) y Petro Servicio Corp. se han considerado el porcentaje de variación del Indice de Precios S.A., la Empresa Nacional del Petróleo tiene constituida una al Consumidos (IPC), que ascendió al 1,0% para el año terminado al Sucursal en la República Argentina. 31 de diciembre de 2003 (3,0% para el ejercicio 2002). NOTA 2 : e) Bases de conversión CRITERIOS C O NTABLE S A PLIC A D O S Los saldos en moneda extranjera y en unidades de fomento han sido a) Período contable traducidos a pesos chilenos al cierre de cada ejercicio de acuerdo Los estados financieros comprenden los años terminados el 31 de al tipo de cambio determinado por el Banco Central de Chile y al diciembre de 2003 y 2002. valor de cierre de la unidad reajustable de acuerdo a las siguientes paridades: b) Bases de preparación Los presentes estados financieros individuales, han sido preparados de acuerdo con principios de contabilidad generalmente aceptados en Chile emitidos por el Colegio de Contadores de Chile A.G., los cuales concuerdan con normas impartidas por la Superintendencia de Valores y Seguros, excepto por las inversiones en filiales, las que están registradas en una sola línea del balance general a su valor patrimonial proporcional y, por lo tanto, no han sido consolidadas línea a línea. Este tratamiento no modifica el resultado neto del ejercicio ni el patrimonio. 2003 2002 $ $ Dólar estadounidense 593,80 718,61 Dólar canadiense 459,53 455,62 1.056,21 1.152,91 Libra esterlina Yen japonés Euro Peso argentino Unidad de fomento M E M O R I A A N U A L 5,55 6,07 744,95 752,55 202,32 219,09 16.920,00 16.744,12 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 155 BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES f) Depósitos a plazo k) Depreciación activo fijo Los depósitos a plazo se presentan a sus valores de inversión más La depreciación se calcula en forma lineal sobre la base de los años intereses y reajustes devengados. de vida útil estimada de los bienes, excepto los campos petrolíferos, cuya depreciación se calcula por el método unidad de producción, g) Instrumentos adquiridos con pacto de retroventa considerando la producción del año y reservas estimadas (probadas– Las inversiones adquiridas con pactos de retroventa se valúan en desarrolladas) de petróleo crudo y otros hidrocarburos, de acuerdo forma similar a una inversión o depósito a plazo y se presentan en el con un informe técnico preparado por especialistas de la Empresa. rubro Otros activos circulantes. La depreciación de oleoductos y gasoductos marinos se calcula por el método de unidad de producción, considerando además de la h) Estimación de deudores incobrables producción del año y reservas probadas–desarrolladas, las reservas Los deudores por venta se presentan netos de una provisión probables del área en explotación. de deudores incobrables. Esta provisión ha sido determinada, principalmente, considerando la antigüedad de las cuentas por l) Activos en leasing cobrar vencidas. Los bienes recibidos en arrendamiento con opción de compra, cuyos contratos reúnen las características de un leasing financiero, i) Existencias son contabilizados en forma similar a la adquisición de un activo Las existencias de petróleo crudo y productos terminados han sido fijo reconociendo la obligación total y los intereses sobre base valorizadas a sus costos de adquisición o producción corregido devengada. La valorización y depreciación de estos activos se monetariamente. Los valores así determinados no exceden a los efectúan bajo las normas generales que afectan al activo fijo. Estos respectivos valores netos de realización. Para estos efectos se han activos no son jurídicamente de propiedad de la Empresa, por lo considerado los precios de venta de los productos terminados y los que mientras no se ejerza la opción de compra no se puede disponer costos de reposición del petróleo crudo. libremente de ellos. La Empresa ha definido un sistema de costeo por absorción, por m) Inversiones en empresas relacionadas proceso de producción conjunta. Estas inversiones se presentan valorizadas de acuerdo a la metodología del valor patrimonial proporcional (VPP). Los resultados j) Activo fijo no realizados por transacciones con filiales y coligadas han sido El activo fijo se presenta a su costo de adquisición corregido eliminados. monetariamente. La valorización de las filiales y empresas relacionadas extranjeras Las inversiones en campos petrolíferos en explotación y se basa en las normas y procedimientos contables contenidos en desarrollo, se presentan clasificadas en construcciones y obras de el Boletín Técnico N° 64 del Colegio de Contadores de Chile A.G., infraestructura. que establecen que las inversiones en el extranjero, en países no estables, y que no son una extensión de las operaciones de la Las inversiones en exploración comprenden desembolsos y aportes inversora, se controlan en dólares estadounidenses, ajustándose destinados a cubrir la adquisición de bienes de uso y el desarrollo los estados financieros de la sociedad extranjera a principios de de pozos exploratorios. Estos costos se mantienen como inversión contabilidad generalmente aceptados en Chile. Los ajustes de en exploración hasta que se concluya sobre la existencia de cambio de conversión se cargan o abonan a Otras reservas en el hidrocarburos que permitan su recupero. Los costos geológicos y patrimonio. geofísicos son cargados directo a resultados. n) Inversión en otras sociedades Los costos e inversiones correspondientes a exploraciones exitosas Las inversiones en otras sociedades se presentan valorizadas al costo son traspasados a campos petrolíferos y los no exitosos se cargan a de adquisición corregido monetariamente. resultados. ñ) Cargos financieros Los materiales y repuestos que se estima se incorporarán al activo Los desembolsos asociados directamente a la obtención de fijo, se presentan en el rubro Otros activos fijos al costo corregido préstamos, se difieren y amortizan en el plazo de la obligación monetariamente, netos de provisión por obsolescencia. que les dio origen. Estos se presentan en el rubro Otros activos circulantes y Otros del activo a largo plazo. 156 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P o) Impuestos a la renta e impuestos diferidos La Empresa provisiona los impuestos a la renta sobre base s) Vacaciones del personal devengada, de conformidad a las disposiciones legales vigentes. El costo de las vacaciones del personal se carga a resultado en el Estos comprenden el impuesto de primera categoría y un impuesto periodo que se devenga adicional incorporado por el artículo N° 2 del D.L. N° 2.398. t) Indemnización por años de servicio Los impuestos diferidos originados por las diferencias entre el La provisión para cumplir la obligación por concepto de balance financiero y el balance tributario, se registran por todas indemnización por años de servicio del personal, de acuerdo con los las diferencias temporarias, considerando la tasa de impuesto convenios y contratos vigentes, se registra a su valor corriente. que estará vigente a la fecha estimada de reverso, conforme a lo establecido en el Boletín Técnico N° 60 del Colegio de Contadores u) Ingresos de explotación de Chile A.G. Los efectos derivados de los impuestos diferidos Los ingresos provenientes de la explotación del giro se registran existentes a la fecha de implementación del referido boletín técnico sobre base devengada. Estos ingresos se reconocen al momento del y no reconocidos anteriormente, se reconocen en resultados sólo a despacho físico de los productos, conjuntamente con la transferencia medida que las diferencias temporales se reversen. de su dominio. p) Documentos por pagar v) Software computacional Este rubro incluye, entre otros, obligaciones con pago confirmado La Empresa adquiere sus software en paquetes computacionales, los a proveedores de petróleo crudo y otros productos, a través de cuales se cargan a resultados en el mismo período de su adquisición. instituciones financieras. w) Costos de emisión de bonos q) Obligaciones con el público Los costos de emisión de títulos de deuda son activados y se Las obligaciones por emisión de bonos se presentan de acuerdo presentan en los rubros Otros activos circulantes y Otros activos a los montos comprometidos a desembolsar, incluyendo el valor de largo plazo y son amortizados linealmente durante el plazo de de capital e intereses devengados hasta la fecha de cierre de los vigencia de los documentos. El cargo a resultados por amortización estados financieros. El menor valor determinado en la colocación se presenta en el rubro Gastos financieros. de los bonos es activado y amortizado linealmente, en el plazo estipulado de vigencia de los instrumentos de deuda y se presenta x) Estado de flujo de efectivo en los rubros Otros activos circulantes y Otros activos de largo plazo, La Empresa ha considerado como efectivo y efectivo equivalente el cargo a resultados por amortización se presenta en el rubro Gastos el disponible y todas aquellas inversiones de corto plazo que se financieros del Estado de resultados. efectúan como parte de la administración habitual de los excedentes de caja, de acuerdo a lo señalado por el Boletín Técnico N° 50 del r) Contratos de derivados Colegio de Contadores de Chile A.G., y comprende el disponible, La Empresa mantiene contratos de derivados que corresponden a depósitos a plazo y pactos de retroventa, los cuales son clasificados operaciones de cobertura tanto de transacciones esperadas como de bajo el rubro Otros activos circulantes. partidas existentes. Bajo flujo originado por actividades de la operación se incluyen todos En el caso de instrumentos de cobertura de transacciones aquellos flujos de efectivo relacionados con el giro social, incluyendo esperadas, el mismo se presenta a su valor justo y los cambios en además, los intereses pagados, los intereses financieros y, en dicho valor son reconocidos como resultado no realizado hasta su general, todos aquellos flujos que no están definidos como inversión vencimiento, momento en el cual se reconocen como otros ingresos o o financiamiento. Cabe destacar que el concepto operacional egresos no operacionales, según corresponda. utilizado en este estado es más amplio que el considerado en el Estado de resultados. En el caso de instrumentos de cobertura de partidas existentes, el mismo se ha valorizado al valor justo. El efecto de dicha valorización NOTA 3 : C A MBIOS C O NTABLE S se reconoce en resultado en caso de ser pérdida y se difiere en el caso de ser utilidad. Durante el ejercicio 2003, no se efectuaron cambios contables con respecto al ejercicio anterior. M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 157 BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES N O TA 4 : D EUD O RE S D E C O R T O Y L A RG O P L A ZO El detalle de los deudores de corto y largo plazo se presenta a continuación. Deudores de corto y largo plazo Circulante Hasta 90 días Rubro Deudores por ventas Total circulante (neto) Total largo plazo 2002 2003 2002 2003 2003 2002 2003 2002 M$ M$ M$ M$ M$ M$ M$ M$ M$ 15.736.005 Total Subtotal 2003 Estimación deudores incobrables Deudores varios Largo Plazo Más de 90 días hasta 1 año 24.962.994 – – 15.736.005 15.568.698 24.962.994 – – – – – – (167.307) – – – – 3.776.688 3.611.197 4.648.087 3.540.257 8.424.775 8.424.775 7.151.454 3.966.927 4.351.115 19.512.693 28.574.191 4.648.087 3.540.257 23.993.473 23.993.473 32.114.448 3.966.927 4.351.115 Los deudores varios corresponden principalmente a cuentas por cobrar al personal por préstamos habitacionales, médico dental, anticipos de remuneraciones y anticipos a proveedores. El detalle de los deudores por ventas, es el siguiente: Deudores por venta 2003 M$ 2002 % M$ % Nacionales: Distribuidores 5.874.433 37,74 6.714.287 Consumidores 911.193 5,85 1.177.084 4,72 – 0,00 164.516 0,65 8.783.072 56,41 16.907.107 67,73 15.568.698 100,00 24.962.994 100.00 Servicios de explotación 26,90 Extranjeros: Deudores extranjeros Total 158 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P N O TA 5 : SA L D O S Y T R A NSAC CI O NE S C O N ENTIDA D E S REL ACIO N A DA S Petrox S.A. Refinería de Petróleo y Refinería de Petróleo Concón S.A. adquieren de ENAP el petróleo crudo, tanto nacional como importado, necesario para su operación. La Empresa Almacenadora de Combustibles S.A. presta servicios de recepción y almacenamiento de hidrocarburos, a través de terminales y estanques. Las sociedades Sociedad Internacional Petrolera S.A. y Petro Servicio Corp. S.A. realizan, fuera del territorio nacional, una o más de las actividades relacionadas a la exploración, explotación o beneficio de yacimientos que contengan hidrocarburos. Los saldos y principales transacciones con empresas relacionadas se presentan en cuadros adjuntos: Documentos y cuentas por cobrar Corto plazo RUT Sociedad Largo plazo 2003 2002 2003 2002 M$ M$ M$ M$ 87.913.400–5 Empresa Almacenadora de Combustibles S.A. (3) 337.845 361.672 2.615.155 2.940.583 87.756.500–9 Petrox S.A. Refinería de Petróleo (1) 146.815.265 166.033.983 – – 87.770.100–K Refinería de Petróleo Concón S.A. (1) 101.596.187 144.085.030 113.338 415.595 96.579.730–0 Sociedad Internacional Petrolera S.A. (2) 35.085.167 13.804.815 30.566.716 104.912.626 1.523.013 505.732 – – 469.978 – – – 4.423 31.921 – – 1.319.342 – 12 15 Extranjera Petro Servicio Corp. S.A. (5) 96.655.490–8 Oleoducto Trasandino Chile S.A. (5) 81.095.400–0 Sociedad Nacional de Oleoductos S.A. (5) Extranjera Gasoducto del Pacífico Argentina S.A. (8) 96.694.400–5 Gas de Chile S.A. (4) 78.889.940–8 Norgas S.A. (5) 96.806.130–5 Electrogas S.A. (5) 96.856.650–4 Innergy Holding S.A. (4) 96.971.330–6 Geotérmica del Norte S.A. (5) Total – – 118.181 116.031 5.449 85.940 – – 33.760 37.176 – – – – 4.732.575 4.238.270 – 465.263 – – 287.190.429 325.411.532 38.145.977 112.623.120 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 159 BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES Documentos y cuentas por pagar Corto plazo RUT 87.913.400–5 Sociedad Empresa Almacenadora de Combustibles S.A. (5) Largo plazo 2003 2002 2003 M$ M$ M$ 22.035 17.946 2002 M$ – – 87.756.500–9 Petrox S.A. Refinería de Petróleo (5) 905.073 541.483 – – 87.770.100–K Refinería de Petróleo Concón S.A.(5) 291.752 170.406 – – 96.579.730–0 Sociedad Internacional Petrolera S.A. (5) 6.420.389 6.458.236 – – Extranjera Petro Servicio Corp. S.A.(5) 18.921 104.504 – – 81.095.400–0 Sociedad Nacional de Oleoductos S.A. (5) 96.655.490–8 Oleoducto Trasandino Chile S.A. (5) 96.668.110–1 96.656.810–0 96.762.250–8 480.764 1.249.615 – – 1.404.846 1.774.687 – – Cía. Latinoamericana Petrolera S.A. (6) – 1.332.562 1.854.674 – Cía. Latinoamericana Petrolera N° 2 S.A. (6) – 1.964.730 1.257.917 – Gasoducto del Pacífico Chile S.A. (7) – 2.311.295 – – 9.543.780 15.925.464 3.112.591 Total – (1) El saldo al 31 de diciembre de 2003 corresponde por una parte a (3) El saldo por cobrar a largo plazo, corresponde a un préstamo finan- deuda comercial generada por ventas directas de crudo y productos. ciero pactado en unidades de fomento, devenga una tasa de interés Adicionalmente, para financiar el capital de trabajo de sus filiales, la de 5,275% anual, con pagos semestrales y vencimiento en diciem- Empresa ha puesto a disposición una línea de crédito en moneda bre de 2012. En el corto plazo se encuentran incluidos M$ 327.325 corriente reajustable con base al dólar estadounidense, utilizando el por el mismo concepto. tipo de cambio observado publicado por el Banco Central de Chile. El costo de la línea de crédito es a tasa Libo más 1,2% promedio anual. (4) Los saldos por cobrar a largo plazo corresponden a futuros aportes de capital en las empresas relacionadas, los cuales no tienen plazo de vencimiento. (2) La cuenta por cobrar a corto plazo al 31 de diciembre 2003 está conformada por deuda comercial por M$ 33.079.284 y deuda financiera por M$ 2.005.883, cuyas condiciones son las siguientes: (5) Los saldos por cobrar y pagar a corto plazo corresponden principalmente a operaciones comerciales, las cuales no generan interés ni reajuste. La cuenta por cobrar de largo plazo y su porción de corto plazo, corresponde a tres préstamos financieros. El primer préstamo se encuentra pactado a una tasa de interés de Libo 180 días + 1,24% (6) Corresponden a contratos de “compraventa de divisas” (dólares) efectuados entre las sociedades coligadas y ENAP. anual para el 20% del capital y una tasa de interés de Libo 180 días + 1,14% anual para el 80% del capital, con amortizaciones semestrales y vencimiento en 2007. El segundo préstamo se encontraba (7) Corresponde a traspaso de fondos, el cual no devenga reajuste ni intereses. pactado a una tasa de interés de 7,97% anual con vencimiento a 10 años y pago de intereses semestrales. Con fecha 24 de octubre de (8) Durante el ejercicio 2003, Gasoducto del Pacífico (Argentina) S.A. 2003, se acordó una nueva tasa de interés anual, de un 3,0% para realizó una reducción de capital generándose la cuenta por cobrar todo el año 2003, con el compromiso de revisar periódicamente su a corto plazo. Al 31 de diciembre de 2003 y 2002 los saldos por actualización. El tercer préstamo está pactado a una tasa de interés cobrar a largo plazo corresponden a futuros aportes de capital. Libo más 0,85% anual, sin vencimiento establecido. 160 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P Transacciones 2003 Sociedad RUT Naturaleza de la relación Descripción de la transacción 2002 Monto Efecto en resultados (cargo) abono Monto Efecto en resultados (cargo) abono M$ M$ M$ M$ Empresa Almacenadora de Combustibles S.A. 87.913.400–5 Filial Compra de servicio almacenamiento 2.220.009 – 2.218.035 – Arriendo de activos y otros servicios 193.306 – 206.958 – 789.555.254 (2.328.173) 583.024.273 1.244.946 77.105.839 2.676.768 81.445.017 2.482.326 6.562.356 – 3.904.439 – 28.643.061 (28.643.061) 4.383.566 4.383.566 Intereses en cuenta corriente 3.258.859 3.258.859 2.810.676 2.810.676 Otras ventas o servicios 3.760.967 934 62.218 36.526 Otras compras 1.055.723 – 175.364 – 19.607.455 – 944.836 – Ventas de petróleo crudo 658.858.154 12.119.629 592.341.436 16.931.197 Ventas de productos 114.581.112 10.609.491 81.010.660 4.816.657 Ventas de gas natural 8.122.919 310.650 8.934.028 283.445 Compras de productos 8.476.474 – 8.015.617 – – – 1.147.157 – 102.816 – 70.014 – 19.404.048 (21.193.878) 5.021.974 5.021.974 3.982.685 Petrox S.A. Refinería de Petróleo 87.756.500–9 Filial Ventas de petróleo crudo Ventas de productos Compras de productos Diferencia de cambio Recuperación gastos por servicios Refinería de Petróleo Concón S.A. 87.770.100–K Filial Compras servicios de LPG Compras varias Diferencia de cambio Intereses en cuenta corriente 2.706.561 2.649.881 3.982.685 19.178.418 – 20.554.412 – 4.555.802 – 1.806.721 83.342 Servicios y gastos facturados 11.236.271 7.221.370 14.361.692 2.394.389 Comisiones pagadas y operaciones financieras 30.091.097 3.043.099 11.960.317 – 457.915 (457.915) – – Recuperación gastos por servicios Otras ventas o servicios Sociedad Internacional Petrolera S.A. 96.579.730–0 Filial Diferencia de cambio 151.273 (151.273) – – Compras petróleo crudo Corrección monetaria 29.925.186 – 43.272.148 – Compras de gas natural 6.985.355 – 4.054.838 – 987.832 – – – Petro Servicio Corp S.A. (Argentina) Extranjera Filial Servicios y gastos facturados M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 161 BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES Transacciones 2003 Sociedad Naturaleza de la relación RUT Descripción de la transacción Monto M$ M$ Monto Efecto en resultados (cargo) abono M$ M$ Oleoducto Trasandino (Chile) S.A. 96.655.490–8 Coligada Servicios transporte por oleoducto 17.155.623 – 18.085.150 – Sociedad Nacional de Oleoductos S.A. 81.095.400–0 Coligada Servicios transporte por oleoducto y marítimo 16.422.495 – 17.357.669 – 75.821 – 78.583 – 1.450.458 – 1.541.114 – 63.886 63.886 54.635 54.635 495.195 – 542.173 – Servicio odorizante 162 2002 Efecto en resultados (cargo) abono Electrogas S.A. 96.806.130–5 Coligada Servicio transporte gas natural Norgas S.A. 78.889.940–8 Coligada Arriendo planta Antofagasta Innergy Holding S.A. 96.856.650–4 Coligada Préstamos otorgados Gasoducto del Pacífico (Chile) S.A. 96.762.250–8 Coligada Operaciones de financiamiento 2.402.538 – 2.311.295 – Disminución de capital 2.352.387 – – – Geotérmica del Norte S.A. 96.971.330–6 Coligada Venta de servicios – – 465.263 465.263 Cía. Latinoamericana Petrolera S.A. 96.668.110–1 Coligada Operaciones de financiamiento – – 1.332.562 – Cía. Latinoamericana Petrolera Nº 2 S.A. 96.656.810–0 Coligada – – 1.964.730 – M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E Operaciones de financiamiento E M P R E S A S E N A P N OTA 6 : E XISTEN CIA S El detalle de las existencias es el siguiente: Existencias 2003 2002 M$ Petróleo crudo M$ 50.098.877 49.092.178 Petróleo crudo en tránsito 43.134.851 25.501.264 Productos terminados 15.933.089 14.069.284 – 5.202.812 109.166.817 93.865.538 Productos terminados en tránsito Totales La Sociedad al 31 de diciembre de 2003 y 2002 no registra provisión por obsolescencia o mermas de existencias. NOTA 7: IMPUESTOS DIFERID O S E IMPUESTO A L A RENTA a) Impuesto diferido El detalle de los saldos acumulados por impuestos diferidos al 31 de diciembre de 2003 y 2002 es el siguiente: Impuesto diferido 2003 2002 Activo Conceptos Provisión cuentas incobrables Pasivo Corto plazo Largo plazo M$ M$ Corto plazo Activo Largo plazo M$ Pasivo Corto plazo M$ Largo plazo M$ Corto plazo M$ Largo plazo M$ M$ 94.528 – – – – – – – Ingresos anticipados 1.211.812 – – – – – – – Provisión de vacaciones – 2.103.842 – – – 1.893.790 – – Otros eventos 427.500 – – – – – – – Utilidades no realizadas venta de crudo 770.402 – – – 443.377 – – – Utilidades no realizadas activo fijo – – – – 143.265 – – – Provisión obsolescencia materiales – 3.633.532 – – – 3.669.867 – – Provisión retiro plataformas y normalización de pozos – 10.847.379 – – – 10.590.745 – – Contratos derivados – – – 550.602 – 1.548.266 – – Pérdida tributaria – – – – – 10.383.012 – – Contratos leasing – – – 176.693 – – – 103.352 Gastos diferidos bonos – – – 3.211.177 – – – 3.533.987 Menor valor bonos – – – 2.056.855 – – – 2.429.120 Gastos financieros diferidos – – – 1.967.190 – – – 1.084.460 5.923.155 2.538.495 – – – – – – – 2.697.568 – – – – – – 10.531.239 19.716.974 – 7.962.517 2.480.432 26.191.890 – 7.150.919 Provisión desvinculación Provisión valuación inversiones Total impuestos diferidos Saldos cuentas complementarias – (9.718.793) – (16.127) (51.280) (11.632.048) – (17.136) Provisión de valuación – (5.326.132) – – – (2.628.564) – – 10.531.239 4.672.049 – 7.946.390 2.429.152 11.931.278 – 7.133.783 Saldo neto según balance El saldo de las cuentas complementarias relacionadas con provisión de obsolescencia de materiales y de retiros de plataformas, es amortizado en función del reverso real de la respectiva diferencia temporaria que le dio origen. Para los contratos de leasing el plazo remanente es de 16 años. M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 163 BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES b) Impuesto a la renta El detalle del pasivo (activo) originado por concepto de Impuesto a la renta es el siguiente: Impuesto a la renta Provisión impuesto renta Circulante A largo plazo 2003 2002 2003 2002 M$ M$ M$ M$ Provisiones de impuestos a la renta al 31 de diciembre 16,5% de primera categoría (1) 6.398.382 40% DL–2.398 sobre utilidades de Enap (1) – – – 15.511.229 – – – 1.744.658 2.445.262 – – 10.417.912 9.182.466 46.246.997 28.155.518 182.262 458.507 – – Total cargos por impuestos del período 34.254.443 12.086.235 46.246.997 28.155.518 Saldos de provisiones de impuestos del año anterior 27.636.488 5.420.586 – – Totales 61.890.931 17.506.821 46.246.997 28.155.518 (80.000.000) (66.783.539) – – (169.739) (110.297) – – 40% DL–2.398 sobre dividendos coligadas (2) 40% DL–2.398 sobre utilidades filiales (2) Impuestos provenientes del exterior Menos: Pagos provisionales del año (3) Crédito de capacitación Crédito Ley Austral Saldos netos 31 de diciembre (2.642.485) – – – (20.921.293) (49.387.015) 46.246.997 28.155.518 (1) ENAP constituyó provisión de impuesto a la renta de 16,5% y 40% de Petróleo y Empresa Almacenadora de Combustibles S.A., se ha sobre una renta líquida imponible de M$ 38.778.073. Al 31 de di- constituido una provisión por este impuesto, en base a una distribu- ciembre de 2002 la Empresa no constituyó provisión de impuesto a la renta por presentar en dicho año una pérdida tributaria de M$ 18.035.456 (valor histórico). ción de utilidades de un 100%. (3) La Empresa en el segundo trimestre del año 2003, efectuó pagos provisionales mensuales (PPM) voluntarios por un monto de (2) El D.L. N° 2.398 establece un impuesto con tasa de 40% respecto M$ 80.000.000 (M$ 66.783.539 en 2002). de los dividendos que la Empresa reciba de las filiales sociedades La porción corto plazo, se presenta dentro del rubro impuestos anónimas y coligadas directas. ENAP provisiona este impuesto sobre por recuperar del activo circulante. La porción a largo plazo del la base de las utilidades devengadas que se estima serán distribui- impuesto a la renta por pagar se encuentra formando parte del das. Por la utilidad al 31 de diciembre de 2003 y 2002, de las rubro Provisiones largo plazo. filiales de Refinería de Petróleo Concón S.A., Petrox S.A. Refinería 2003 Gasto tributario corriente (provisión impuesto) Efecto por activos pasivos por impuesto diferido del ejercicio Efecto por amortización de cuentas complementarias de activos y pasivos diferidos Efecto en activos o pasivos por impuesto diferido por cambios en la provisión valuación Otros cargos o abonos en la cuenta Total cargo a resultado 164 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 2002 M$ M$ (80.319.178) (39.783.246) 764.293 3.857.911 1.963.526 1.642.646 (2.697.568) (825.666) (182.262) (458.507) (80.471.189) (35.566.862) c) Gastos por Impuesto a la renta El efecto en la utilidad por impuesto a la renta e impuesto diferido, considerando la tasa del impuesto de primera categoría establecido en la Ley de la Renta y la tasa del impuesto a la renta incorporado en el artículo N° 2 del D.L. N° 2.398 es el siguiente: Gastos por Impuesto a la renta 2003 Utilidad antes de impuesto a la renta e impuestos diferidos Impuesto a la Renta (tasa 16,5%) M$ M$ 168.329.651 95.018.377 (6.398.382) – (19.829) 911.147 (182.262) (458.507) 161.729.178 95.471.017 Impuesto diferido (tasa 16,5%) Impuesto proveniente del exterior Utilidad antes de impuesto a la renta e impuestos diferidos según artículo N° 2 del D.L. N°2.398 Impuesto diferido (tasa 40%) Impuesto a la Renta (tasa 40%) 50.080 3.763.744 (73.920.796) (39.783.246) 87.858.462 59.451.515 Utilidad antes de amortización mayor valor de inversiones N OTA 8 : 2002 AC TIVO S FI J O S El detalle del activo fijo y sus respectivas depreciaciones acumuladas es el siguiente: Activo fijo 2003 Terrenos Construcciones y obras de infraestructura 2002 Saldo Depreciación Saldo Saldo Depreciación Saldo bruto acumulada neto bruto acumulada neto M$ M$ M$ M$ 1.148.484 – M$ 1.148.484 1.265.550 M$ – 1.265.550 1.192.148.418 (1.053.789.154) 138.359.264 1.173.491.815 (1.042.352.205) 131.139.610 Maquinarias y equipos 19.992.966 (12.277.248) 7.715.718 17.926.455 (10.421.231) 7.505.224 Otros activos fijos 22.282.084 (984.494) 21.297.590 21.177.298 (732.781) 20.444.517 1.235.571.952 (1.067.050.896) 168.521.056 1.213.861.118 (1.053.506.217) 160.354.901 Totales M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 165 BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES El detalle de las construcciones y obras de infraestructura es el siguiente: Construcciones y obras de infraestructura 2003 M$ 2002 M$ Campos petrolíferos 780.232.661 780.232.661 Plataformas petroleras 155.183.230 155.183.230 Refinerías y plantas de gasolina Oleoductos y gasoductos Plantas de almacenamiento e instalaciones marítimas 40.104.729 37.333.670 137.890.843 130.983.694 14.126.143 4.822.827 9.161.626 8.685.905 Sistemas de reinyección 24.913.361 23.153.137 Edificios, poblaciones y campamentos 15.683.303 15.671.885 Instalaciones de producción Caminos y aeródromos Obras en construcción y sondajes Menos: Depreciación acumulada Valor neto 109.771 109.771 14.742.751 17.315.035 1.192.148.418 1.173.491.815 (1.053.789.154) (1.042.352.205) 138.359.264 131.139.610 El detalle de otros activos fijos es el siguiente: Otros activos fijos 2003 M$ Edificio corporativo (leasing) (1) Materiales en bodega para activo fijo (2) Menos: Depreciación acumulada Valor neto 2002 M$ 9.937.995 9.937.995 12.344.089 11.239.303 22.282.084 21.177.298 (984.494) (732.781) 21.297.590 20.444.517 (1) En este rubro están las oficinas corporativas adquiridas mediante un contrato de leasing con opción de compra con la Compañía de Seguros Vida Consorcio Nacional de Seguros S.A. Al 31 de diciembre de 2003 el valor neto asciende a M$ 8.953.501 (M$ 9.205.214 en 2002). Este contrato tiene vencimientos mensuales y finaliza en agosto de 2018. (2) Los materiales en bodega para activo fijo se muestran netos de provisión de obsolescencia ascendente a M$ 6.374.618 (M$ 6.374.618 en 2002). El cargo a resultado por concepto de depreciación del activo fijo incluido en los costos de explotación y gastos de administración es el siguiente: Cargo a resultado por concepto de depreciación del activo fijo 2003 M$ Costos de explotación Gasto de administración Totales 166 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 2002 M$ 12.516.564 12.274.026 677.628 605.121 13.194.192 12.879.147 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 167 IN V ERSIO NE S EN EMPRE SA S REL ACIO N A DA S Petroquímica Dow S.A. Enercon S.A. (3) Electrogas S.A. Depósitos Asfalticos S.A. Gas de Chile S.A. A&C Pipeline Holding Innergy Holding S.A. Eteres y Alcoholes S.A. Geotérmica del Norte S.A. Petro Servicio Corp S.A. Petrosul S.A. Norgas S.A. Compañía Latinoamericana Petrolera S.A. Chile Chile Chile Chile I. Cayman Chile Chile Chile Argentina Chile Chile Chile Chile Chile Chile Petroquim S.A. Compañía Latinoamericana Petrolera N° 2 S.A. Chile Chile Chile Chile Argentina Argentina Chile Chile Chile Chile Chile Inversiones Electrogas S.A. Petropower Energía Ltda. Empresa Almacenadora de Combustibles S.A. Oleoducto Trasandino (Chile) S.A. Oleoducto Trasandino (Argentina) S.A. Gasoducto del Pacífico (Argentina) S.A. Sociedad Nacional de Oleoductos S.A. Gasoducto del Pacífico (Chile) S.A. Sociedad Internacional Petrolera S.A. (1) Refinería de Petróleo Concón S.A. (2) Petrox S.A. Refinería de Petróleo Sociedad País de origen Peso Peso Peso Peso US$ Peso Peso Peso US$ Peso Peso Peso Peso Peso US$ Peso US$ Peso Peso US$ US$ Peso US$ Peso Peso Peso Moneda de control de inversión 875 30 25 2.973.170 164.250 10.377.051 2.087 2.096.965.185 199.800 1.579 420.000 22.112 2.858.374 1.233.396 9.000 150 – 291.056.641 3.134.113 8.211.770 15.900.586 22.100.000 38.592.313 64.315.782 56.834.104 44.269.619 Número de acciones 17,5000 0,0076 2,5000 50,0000 18,2500 25,0000 20,8700 49,9000 99,9000 15,7900 42,0000 20,0000 20,4700 20,0000 7,5000 15,0000 7,5000 98,0000 18,0400 18,0900 18,2000 22,1000 18,2000 99,5000 99,9648 17,5000 0,0076 2,5000 50,0000 18,2500 25,0000 20,8700 49,9000 99,9000 15,7900 42,0000 20,0000 20,4700 20,0000 7,5000 15,0000 7,5000 98,0000 18,0400 18,0900 18,2000 22,1000 18,2000 99,5000 99,9648 99,9548 % % 99,9548 31/12/2002 31/12/2003 Porcentaje de participación 4.861 17.267.942 471.094 42.372 500.439 1.816.908 2.792.349 1.382.274 838.262 5.939.837 2.748.575 6.896.071 8.258.263 9.339.796 31.124.357 18.797.232 41.955.785 3.343.317 25.858.034 31.272.477 66.482.530 72.893.697 88.555.175 134.693.874 158.772.117 179.080.106 M$ 31/12/2003 – 11.302.024 460.885 47.153 671.156 2.178.759 2.106.888 (1.244.373) 402.413 3.753.989 2.744.348 8.080.720 9.316.332 9.501.780 29.070.269 15.869.870 53.450.634 3.021.842 32.708.247 42.091.094 86.625.216 67.961.026 134.223.650 189.338.707 132.378.065 160.642.751 M$ 31/12/2002 Patrimonio sociedades (45.635) 5.965.918 10.208 (4.781) 23.158 (8.297.242) 685.460 (699.080) 509.035 2.185.849 1.061.675 (848.584) 896.961 (172.900) 6.896.046 5.856.912 4.957.758 2.956.028 8.214.212 6.452.231 3.646.413 12.834.348 5.602.503 3.909.236 55.763.028 57.002.950 M$ 31/12/2003 – 1.613.238 5.366 (16.364) 14.516 (13.932.127) (1.827.889) (2.153.939) (252.192) (36.884) 568.518 9.331.113 1.501.555 447.681 1.932.732 1.517.084 5.699.438 2.672.987 11.050.800 11.284.677 60.241 10.119.780 4.732.195 26.578.141 29.676.848 38.120.094 M$ 31/12/2002 Resultado del ejercicio (7.986) 453 255 (2.391) 4.226 (2.074.311) 143.056 (348.841) 508.526 345.146 445.904 (169.717) 183.608 (34.580) 517.203 878.537 371.832 2.896.907 1.481.844 1.167.209 663.647 2.836.391 1.019.656 3.889.690 55.743.399 56.977.185 M$ 31/12/2003 – 122 134 (8.182) 2.649 (3.483.031) (381.480) (1.074.816) (251.939) (5.824) 238.778 1.866.222 307.368 89.537 144.955 227.562 427.458 2.619.528 1.993.564 2.041.398 10.964 2.236.471 861.259 26.445.250 29.666.402 38.102.863 M$ 31/12/2002 Resultado devengado 547.681.758 851 1.312 11.777 21.186 91.330 454.227 582.763 689.755 837.424 937.900 1.154.402 1.379.214 1.690.466 1.867.959 2.334.327 2.819.585 3.146.684 3.276.451 4.664.789 5.657.191 12.099.820 16.109.507 16.117.042 134.020.405 158.716.229 178.999.162 M$ 31/12/2003 570.275.926 8.838 859 11.522 23.576 122.486 544.690 439.708 1 402.010 592.756 1.152.626 1.616.144 1.907.053 1.900.356 2.180.270 2.380.480 4.008.798 2.961.406 5.900.567 7.614.279 15.765.789 15.019.387 24.428.704 188.392.013 132.331.468 160.570.140 M$ 31/12/2002 Valor patrimonial proporcional – 1.351.583 – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – 1.351.583 M$ 31/12/2203 – 742.988 – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – 742.988 M$ 31/12/2002 Resultados no realizados 546.330.175 851 1.312 11.777 21.186 91.330 454.227 582.763 689.755 837.424 937.900 1.154.402 1.379.214 1.690.466 1.867.959 2.334.327 2.819.585 3.146.684 3.276.451 4.664.789 5.657.191 12.099.820 16.109.507 16.117.042 134.020.405 157.364.646 178.999.162 M$ 31/12/2003 (M$ 283.962.493 y M$ 117.377.621, respectivamente en el 2002). Esta Nota debe ser analizada en conjunto con lo indicado en la Nota 31 relativa a las inversiones en América Latina. El resultado no realizado correspondiente a la compra de petróleo crudo de ENAP a la filial Sipetrol S.A. que asciende a M$ 595.934 al 31 de diciembre de 2003, se presenta rebajando el rubro de existencias. (3) La coligada Enercon S.A. se encuentra en período de desarrollo. (2) El resultado no realizado corresponde a ventas de petróleo crudo de ENAP a la filial Refinería de Petróleo Concón S.A. 569.532.938 8.838 859 11.522 23.576 122.486 544.690 439.708 1 402.010 592.756 1.152.626 1.616.144 1.907.053 1.900.356 2.180.270 2.380.480 4.008.798 2.961.406 5.900.567 7.614.279 15.765.789 15.019.387 24.428.704 188.392.013 131.588.480 160.570.140 M$ 31/12/2002 Valor contable de la inversión (1) Esta filial posee una subsidiaria en la República Argentina (Sipetrol Argentina S.A.), la cual al 31 de diciembre de 2003 presenta activos por M$ 226.066.499 e ingresos operacionales por M$ 106.686.570 Total 99.519.820-7 96.806.130–5 96.807.740–6 96.694.400–5 Extranjera 96.856.650–4 96.913.550–7 96.971.330–6 Extranjera 96.969.000–4 78.889.940–8 96.668.110–1 92.933.000–5 96.656.810–0 78.021.560–7 96.889.570–2 78.335.760–7 87.913.400–5 96.655.490–8 Extranjera Extranjera 81.095.400–0 96.762.250–8 96.579.730–0 87.770.100–K 87.756.500–9 RUT Inversiones en empresas relacionadas El detalle de las inversiones en empresas relacionadas se presenta en cuadro adjunto, con las siguientes referencias: N OTA 9 : BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES NOTA 10 : OTRO S ( AC TIVO S ) El detalle de los otros activos de largo plazo es el siguiente: Otros activos de largo plazo 2003 2002 M$ Gastos asociados a la obtención de préstamos M$ 2.542.997 1.446.874 Gastos por emisión de bonos y descuento en colocación 8.193.711 9.479.377 Depósito a plazo (1) 1.333.020 – 6.147 7.512 12.075.875 10.933.763 Otros Totales (1) Corresponde a depósito tomado en el Banco Security a una tasa de interés de 1,2125% anual, destinada a efectuar aportes de capital en sociedad coligada para proyectos petroquímicos. N O TA 11: O BLIG ACIO NE S C O N BA N C O S E INS TITU CI O NE S FIN A N CIER A S L A RG O PL A ZO – P O RCION C O RTO PL A ZO El detalle de las obligaciones con bancos e instituciones financieras a largo plazo con vencimiento en el corto plazo es el siguiente: Largo plazo – porción corto plazo Tipos de monedas e índice de reajuste Dólares RUT Extranjero Banco o institución financiera Yenes Otras monedas extranj. 2003 2002 2003 2002 2003 2002 2003 M$ M$ M$ M$ M$ M$ M$ M$ M$ 4.032.066 4.954.871 Extranjero Banco Santander New York Branch 1.054.639 1.291.936 – – – – Extranjero Banco of America National Trust (2) 378.732 469.366 342.638 361.229 22.951 25.778 Extranjero Banque Nationale de Paris 1.305.475 1.608.021 – – – – Extranjero Citibank N.A. (3) 23.569.833 12.760.851 – – – 30.340.745 21.085.045 342.638 361.229 20.099.100 334.941 341.742 Monto capital adeudado 29.337.742 Tasa de interés promedio anual 1,75% A N U A L 2 0 0 3 G R U P O 3,19% –% Porcentaje obligaciones moneda nacional: M E M O R I A 2,47% – 100 % Porcentaje obligaciones moneda extranjera: D E Totales 2002 J.P. Morgan Chase Bank (1) Totales 168 Euros 2003 E M P R E S A S E N A P – 4,25% – 4.032.066 4.954.871 – – 1.054.639 1.291.936 19.284 20.002 763.605 876.375 – – 1.305.475 1.608.021 – – – 23.569.833 12.760.851 22.951 25.778 19.284 20.002 30.725.618 21.492.054 22.787 25.186 18.994 19.021 29.714.464 20.485.049 1,35% – M$ – 0,94% – 2002 2,84% 3,46% N O TA 12 : O BLIG ACIO NE S C O N BA N C O S E INS TITU CI O NE S FIN A N CIER A S A L A RG O P L A ZO El detalle y vencimientos de las obligaciones con bancos e instituciones financieras a largo plazo es el siguiente: Obligaciones con bancos e instituciones financieras a largo plazo Años de vencimiento RUT Extranjero Extranjero Banco o institución financiera Bank of America National Trust (2) Moneda o índice de reajuste 2003 2002 Más de 1 hasta 2 Más de 2 hasta 3 Más de 3 hasta 5 Total largo plazo Tasa interés anual promedio M$ M$ M$ M$ % Total largo plazo M$ Dólares 373.013 – – 373.013 2,09 911.860 Euros 334.941 – – 334.941 3,19 683.483 Yenes 22.788 – – 22.788 0,94 50.373 Otras monedas 18.994 – – 18.994 2,84 38.043 J.P. Morgan Chase Bank (1) Dólares 4.006.869 – – 4.006.869 2,05 9.795.101 Extranjero Citibank N.A. (3) Dólares 22.610.669 30.707.943 77.702.971 131.021.583 1,69 78.913.831 Extranjero Banco Santander New York Branch Dólares 525.821 – – 525.821 1,34 1.928.114 Banque Nationale de Paris Dólares 1.295.564 – – 1.295.564 1,56 3.167.110 29.188.659 30.707.943 77.702.971 137.599.573 Extranjero Totales Porcentaje obligaciones moneda extranjera: Porcentaje obligaciones moneda nacional: 95.487.915 100 % –% (1) J.P. Morgan Chase Bank: (3) Citibank N.A.: La Empresa contrató dos créditos que originalmente fueron avalados Durante 1998, la Empresa obtuvo un crédito por un monto de por el Gobierno de Chile en 1987 y 1991, otorgado por un sindicato US$ 90.000.000, otorgado por el consorcio de bancos actuando de bancos para el cual J.P. Morgan Chase Bank actuó como agente. como agente el Banco Citibank N.A. Dicho préstamo tiene venci- Las obligaciones de ENAP bajo estos créditos están garantizadas en mientos anuales a contar del año 2000 hasta el 2005. un 100% por el Gobierno de Chile. Los créditos devengan intereses a tasa Libo + 0,8125%, con amortizaciones del principal semestra- Con fecha 25 de enero de 2002, la Empresa suscribió un contrato les, pagaderas en marzo y septiembre y en mayo y noviembre para de crédito por US$ 170.000.000 con un grupo de cinco bancos. los créditos de 1987 y 1991, los cuales vencen en septiembre de Dicho crédito tiene un plazo de vencimiento de cinco años, con 2005 y noviembre de 2005, respectivamente. pagos del principal a partir de enero de 2004, con amortizaciones semestrales y pago de intereses semestrales. Para este crédito el (2) Bank of America National Trust: agente administrador (“Administrative Agent”) es el banco Citibank La Empresa contrató un crédito que originalmente fue avalado por N.A.. El 18 de diciembre de 2002 se efectuó un prepago de el Gobierno de Chile en 1984, otorgado por un sindicato de bancos US$ 94.000.000. para el cual Bank of America National Trust actuó como agente. Las obligaciones de ENAP bajo dicho crédito están garantizadas en En agosto de 2003, la empresa obtuvo un crédito por un monto un 100% por el Gobierno de Chile. El crédito devenga intereses a de US$ 150.000.000, otorgado por un grupo de bancos, actuando tasa Libo + 0,8125%, con amortizaciones del principal semestrales, como agente el Banco Citibank N.A. Dicho crédito tiene vencimiento pagaderas en febrero y agosto de cada año. Este crédito vence en de cinco años, con pagos del principal a contar del 4 de septiembre agosto de 2005 de 2006, con amortizaciones e intereses semestrales. M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 169 BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES N O TA 13 : O BLIG ACIO NE S C O N EL PUBLI C O C O R T O Y L A RG O P L A ZO ( BO N O S ) El detalle y vencimientos de las obligaciones con el público es el siguiente: Obligaciones con el público corto y largo plazo (bonos) Periodicidad Nº de inscripción o identificación del instrumento Serie Unidad reajuste del bono Monto nominal colocado vigente Tasa de interés Plazo final Pago de intereses Pago de amortizaciones Valor par 2003 M$ 2002 M$ Colocación en Chile o el extranjero Bonos largo plazo – porción corto plazo N° 303 A–1 1.000.000 UF 4,25 01/10/2012 Semestral Al vencimiento 177.904 177.816 Nacional N° 303 A–2 2.250.000 UF 4,25 01/10/2012 Semestral Al vencimiento 400.284 400.085 Nacional US$ 6,75 15/11/2012 Semestral Al vencimiento 1.452.955 1.775.932 2.031.143 2.353.833 Tipo 144–A Unica 290.000.000 Total porción corto plazo Extranjera Bonos largo plazo N° 303 A–1 1.000.000 UF 4,25 01/10/2012 Semestral Al vencimiento 16.920.000 16.911.561 Nacional N° 303 A–2 2.250.000 UF 4,25 01/10/2012 Semestral Al vencimiento 38.070.000 38.051.013 Nacional US$ 6,75 15/11/2012 Semestral Al vencimiento 172.202.000 210.480.869 227.192.000 265.443.443 Tipo 144–A Unica 290.000.000 Total largo plazo Extranjera a) Bonos ENAP I–2002 Serie A Subseries A–1 y A–2: Con fecha 4 de octubre de 2002, la Empresa inscribió en el Registro de Valores de la Superintendencia de Valores y Seguros bajo el N° 303, la emisión de bonos reajustables en unidad de fomento (UF), en el mercado local, la cual se efectuó con fecha 22 de octubre de 2002. Esta colocación se efectuó en dos subseries A–1 y A–2, cuyas características son las siguientes: La colocación de bonos en el mercado local fue por UF 3.250.000. El plazo de vencimiento es de 10 años, los pagos de intereses son semestrales, la tasa de interés es de un 4,25% anual y la amortización del capital es al final del plazo. b) Bono internacional: Con fecha 5 de noviembre de 2002, la Empresa efectuó la emisión y colocación de bonos del tipo 144 A en el mercado estadounidense, a una tasa de interés de 6,75% anual, por un monto de US$ 290 millones. El plazo de vencimiento es de 10 años. Los pagos de intereses son semestrales y la amortización del capital corresponde a una sola cuota al término del período. c) Descuento en colocación de bonos: Los descuentos en las colocaciones de bonos, han sido diferidos en los mismos períodos de las correspondientes emisiones. El saldo se presenta en Otros activos circulantes corto y largo plazo, incluidos con los gastos de la emisión. 170 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P NOTA 14 : PROVISIONE S Y C A STIGOS El detalle de las provisiones es el siguiente: Provisiones y castigos 2003 2002 M$ M$ Vacaciones 3.690.950 3.332.181 Compensaciones y beneficios al personal 2.289.390 1.966.472 Corto plazo: Provisión proyectos Provisión carena barcaza Yagana 660.000 – 90.000 – Indemnización años de servicio Fondo para plan de desvinculación – 1.397.423 10.391.500 3.040.933 Provisión Geotérmica del Norte S.A. 689.754 620.943 Otros 315.464 1.073.459 18.127.058 11.431.411 Indemnización años de servicio 32.020.568 29.535.188 Impuesto a la Renta 46.246.997 28.155.518 19.030.490 18.580.255 – 252.450 Provisión valuación inversiones 4.732.575 – Fondo para el plan de desvinculación 4.453.500 – Otras provisiones largo plazo 1.124.218 1.386.033 107.608.348 77.909.444 Totales Largo plazo: Provisión retiro de plataformas y normalización Pozos y yacimientos (2) Activo fijo Sipetrol (1) Totales (1) Provisión por utilidades no realizadas producto de servicios de construcción de activo fijo de ENAP a su filial Sipetrol S.A. (2) Provisión para cubrir los gastos estimados en los cuales deberá incurrir la Empresa en el retiro de plataformas del Estrecho de Magallanes y normalización de pozos en Magallanes. Castigos: Durante el ejercicio se han efectuado castigos con cargo a resultados por concepto de gastos de proyectos en desarrollo ascendentes a M$ 892.154 (M$ 534.814 en 2002). N O TA 15 : IND EMNIZ ACI O NE S A L PERS O N A L P O R A Ñ O S D E SERVI CI O El movimiento de la provisión que cubre el beneficio de indemnización al personal por años de servicio es el siguiente: Indemnizaciones al personal por años de servicio 2003 2002 M$ Saldo inicial al 1° de enero Incremento de provisión Pagos del año Corrección monetaria Totales M$ 30.626.347 31.094.429 2.067.621 2.137.721 (1.827.890) (3.630.774) 1.154.490 1.331.235 32.020.568 30.932.611 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 171 BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES N O TA 16 : C A MBIOS EN EL PATRIM ONI O a) El movimiento de las cuentas patrimoniales registrado durante cada ejercicio, a valores históricos, es el siguiente: a) Patrimonio Capital pagado M$ Saldos al 1 de enero de 2002 Utilidades acumuladas Otras reservas M$ 393.680.232 Traspaso de utilidades al Fisco M$ 19.641.525 Utilidad del ejercicio M$ 26.300.845 M$ Total M$ (39.150.800) 40.792.322 441.264.124 Distribución utilidad año 2001 – – 1.641.522 39.150.800 (40.792.322) – Traspaso utilidades al Fisco – – (1.640.000) (49.411.000) – (51.051.000) – 4.681.639 – – – 4.681.639 11.810.407 589.246 800.551 (904.253) – 12.295.951 Ajuste de conversión de inversiones en el extranjero Corrección monetaria Utilidad del ejercicio – – – – 58.862.886 58.862.886 405.490.639 24.912.410 27.102.918 (50.315.253) 58.862.886 466.053.600 para fines comparativos 409.545.545 25.161.534 27.373.947 (50.818.406) 59.451.515 470.714.135 Saldos al 1 de enero de 2003 405.490.639 24.912.410 27.102.918 (50.315.253) 58.862.886 466.053.600 Distribución utilidad año 2002 – – 8.547.633 50.315.253 (58.862.886) – Traspaso utilidades al Fisco (1) – – (8.542.000) (86.949.000) – (95.491.000) – (42.910.387) – – – (42.910.387) 4.054.906 249.124 373.590 172.440 – 4.850.060 Saldos al 31 de diciembre de 2002 Saldos actualizados Ajuste de conversión de inversiones en el extranjero Corrección monetaria Utilidad del ejercicio Saldos al 31 de diciembre de 2003 – – – – 87.858.462 87.858.462 409.545.545 (17.748.853) 27.482.141 (86.776.560) 87.858.462 420.360.735 (1) El Fisco de Chile, a través del Ministerio de Hacienda ordenó mediante el Decreto N° 330 de fecha 30 de abril de 2003, el traspaso a rentas generales de la Nación, de utilidades del año 2002 por M$ 8.542.000 (valor histórico). Además, en dicho Decreto se programaron los anticipos de utilidades del año 2003 por un monto ascendente a M$ 58.488.000, en virtud a lo establecido en el artículo 29 del D.L 1.263/75. Mediante Decreto N°881 de fecha 15 de octubre de 2003 se fijó anticipo extraordinario de utilidades del año 2003, por un monto de M$28.461.000. b) El detalle del movimiento en otras reservas es el siguiente: b) Otras reservas Ajuste acumulado por diferencia de conversión de filiales en el extranjero Otras reservas Total 172 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 2003 2002 M$ M$ (22.675.505) 20.234.882 4.926.652 4.926.652 (17.748.853) 25.161.534 En este rubro se incluye la reserva por el ajuste de conversión proveniente de las filiales extranjeras originadas por las variaciones en la inversión en el exterior y por la valuación de los respectivos pasivos contraídos para adquirir esta inversión. El movimiento del año es el siguiente: Movimiento del año Saldos al Variación neta del período Saldos al 01/01/2003 Inversión Pasivo 2003 2002 M$ M$ M$ M$ M$ Sipetrol S.A. 8.295.747 7.335.438 (39.786.711) (24.155.526) 8.295.747 Otras sociedades relacionadas 11.939.135 (10.459.114) – 1.480.021 11.939.135 Totales 20.234.882 (3.123.676) (39.786.711) (22.675.505) 20.234.882 NOTA 17: OTRO S IN GRESOS Y EGRE SOS FUER A DE L A E X PLOTACION El detalle de los otros ingresos y egresos fuera de la explotación es el siguiente: Otros ingresos y egresos fuera de la explotación 2003 2002 M$ M$ a. Otros ingresos: Resultado en venta de activo fijo 2.403.037 314.383 Resultado en venta de servicios y otros 729.620 1.074.906 Recuperación seguro por siniestros 103.585 95.405 Intereses cuentas por cobrar préstamo habitacional 112.195 155.531 Otros ingresos 262.801 472.454 3.611.238 2.112.679 Totales b. Otros egresos: Provisión valuación inversiones Otros egresos por ajuste de inversiones Bajas de activo fijo Proyecto Geotermia Fondo para plan de desvinculación Otros egresos Totales (5.422.330) – (900.473) (391.539) (892.154) – (14.862.692) (1.810.449) (306.926) (828.310) (22.384.575) (3.030.298) M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 173 BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES N O TA 18 : C O RREC CIO N M O NE TA RIA El detalle de la corrección monetaria abonada (debitada) a resultado se presenta a continuación: Ccorrección monetaria abonada (debitada) Indice de reajustabilidad 2003 2002 M$ M$ 35.256 47.678 Activo (cargos)/abonos: Existencias IPC Activo fijo neto IPC 1.725.247 5.029.578 Inversiones en empresas relacionadas IPC 6.447.183 13.571.820 Documentos y cuentas por cobrar a empresas relacionadas corto plazo IPC 11.165 3.284.841 Deudores por venta y varios IPC 32.918 111.904 Otros activos circulantes IPC 828.949 142.832 Documentos y cuentas por cobrar a empresas relacionadas largo plazo IPC 482.328 2.614.474 Otros activos largo plazo IPC 283.392 604.192 Cuentas de gastos y costos IPC 553.513 27.637.968 10.399.951 53.045.287 (4.850.060) (12.418.911) Total (cargos)/abonos Pasivo (cargos)/abonos: Patrimonio IPC Obligaciones con bancos e instituciones financieras corto plazo IPC 372.696 (547.907) Cuentas por pagar corto plazo IPC (24.422) (4.542.215) Documentos y cuentas por pagar empresas relacionadas corto plazo IPC – (25.033) Obligaciones con el público corto plazo UF 151.740 1.863 Otros pasivos circulantes UF (55.100) (26.917) Otros pasivos circulantes IPC (5.081) (27.286) Obligaciones con bancos e instituciones financieras largo plazo IPC (292.125) (2.811.353) Indemnización IPC (1.154.490) (1.331.235) Obligaciones con el público largo plazo UF (2.567.410) 160.320 Otros pasivos largo plazo UF (90.323) (432.247) Otros pasivos largo plazo IPC (121.137) (130.773) Documentos por pagar largo plazo IPC (5.037) (17.219) Cuentas de ingresos IPC (858.864) (28.193.299) (9.499.613) (50.342.212) 900.338 2.703.075 Total (cargos)/abonos Utilidad por corrección monetaria 174 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P NOTA 19 : DIFERENCIA S DE C A MBIO El detalle de las diferencias de cambio abonada (debitada) a resultados es el siguiente: Diferencias de cambio abonada (debitada) a resultados Indice de reajustabilidad 2003 2002 M$ M$ Activo (cargos)/abonos: Disponible US$ (4.480.189) 778.812 Depósitos a plazo US$ (6.628.822) (1.320.091) Valores negociables US$ (1.378.136) (3.863.012) Deudores por venta y varios US$ (1.465.243) 372.153 Documentos y cuentas por cobrar a empresas relacionadas corto plazo US$ (64.645.323) 22.990.024 Otros activos circulantes US$ 649.647 (128.501) Documentos y cuentas por cobrar a empresas relacionadas largo plazo US$ (16.970.204) 9.059.449 Otros activos largo plazo US$ 117.479 17.633 (94.800.791) 27.906.467 US$ 34.602.214 (7.245.886) Cuentas por pagar corto plazo US$ 37.116.974 (15.355.217) Documentos por pagar corto plazo US$ 7.387.736 (17.277.266) Documentos y cuentas por pagar a empresas relacionadas corto plazo US$ 1.472.390 (75.280) Obligaciones con el público corto plazo US$ 748.269 5.866 Otros pasivos circulantes US$ (25.489) (34.361) Obligaciones con bancos e instituciones financieras largo plazo US$ 25.506.299 (15.077.419) Documentos por pagar largo plazo US$ (799.087) 493.178 Obligaciones con el público largo plazo US$ 37.846.747 (1.981.533) Otros pasivos largo plazo US$ 3.088.061 (1.065.160) 146.944.114 (57.613.078) 52.143.323 (29.706.611) Total (cargos) abonos Pasivo y patrimonio (cargos)/abonos: Obligaciones con bancos e instituciones financieras corto plazo Total abonos (cargos) Utilidad (pérdida) por diferencia de cambio M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 175 BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES NOTA 20: GASTOS DE EMISION Y COLOCACION DE TITULOS ACCIONARIOS Y DE TITULOS DE DEUDA El detalle de los gastos por emisión de bonos presentados en Otros activos circulantes y Otros de otros activos es el siguiente: Gastos por emisión de bonos presentados en Otros activos circulantes y Otros de otros activos Corto plazo Largo plazo 2003 2002 2003 2002 M$ M$ M$ M$ Desembolso por emisión de colocación bonos–local (1) 115.862 115.904 897.933 1.022.421 Mayor tasa de descuento por colocación de bonos–local 282.279 282.138 2.187.661 2.468.708 Desembolso por emisión de colocación bonos–internacional (1) 522.019 519.945 4.097.830 4.596.575 Mayor tasa de descuento por colocación de bonos– Internacional 128.290 156.809 1.010.287 1.391.673 1.048.450 1.074.796 8.193.711 9.479.377 Totales (1) Estos montos incluyen M$ 3.774.921 por concepto de impuesto de timbres y estampillas. N O TA 21: E S TA D O D E F LUJ O D E EFEC TIVO El detalle del efectivo y efectivo equivalente es el siguiente: Efectivo y efectivo equivalente 2003 2002 M$ Disponible M$ 2.147.553 559.281 Depósitos a plazo 20.538.049 2.823.325 Otros activos circulantes (1) 24.003.187 – Totales 46.688.789 3.382.606 (1) Corresponde a pactos de retroventa con los siguientes bancos: Fecha Inicio Valor contable Término Moneda Origen Institución financiera Banco Citibank 24/12/2003 Banco BCI 30/12/2003 Banco BCI 30/12/2003 05/01/2004 Valor de suscripción Tasa M$ % Monto M$ 0,20 5.002.333 $ 5.000.000 07/01/2004 $ 3.000.000 0,14 3.000.140 07/01/2004 $ 1.100.000 0,14 1.100.051 2.000.127 Banco Citibank 30/12/2003 07/01/2004 $ 2.000.000 0,19 Banco Estado 30/12/2003 07/01/2004 $ 7.000.000 0,12 7.000.280 Banco Estado 30/12/2003 07/01/2004 $ 1.900.000 0,12 1.900.076 Banco HSBC 30/12/2003 07/01/2004 $ 1.000.000 0,12 1.000.040 JP Morgan Chase Bank 30/12/2003 07/01/2004 $ 3.000.000 0,14 3.000.140 Totales 24.000.000 24.003.187 Bajo otros cargos a resultado que no representan flujo efectivo se incluye M$ 14.845.000, por concepto de fondo creado para futuro plan de desvinculación del personal. 176 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P N O TA 22 : C O N T R AT O S D E D ERIVA D O S Desde octubre de 2002 ENAP mantiene un Cross Currency Swap UF/USD con vencimiento a 10 años por un monto equivalente a 66,5 millones de dólares como instrumento de cobertura. Este instrumento cubre un 91% de la deuda en UF asumida con la emisión de bonos en el mercado local. Por efecto de valorización de este instrumento a valor de mercado, al 31 de diciembre de 2002 la cuenta Gastos Financieros incluye un cargo de M$ 2.716.258 y en el ejercicio, se efectuó un abono de M$ 965.969, que no representan flujo de efectivo. Con el fin de cubrir los riesgos provenientes de las fluctuaciones en la tasa de interés de los préstamos bancarios, ENAP suscribió en los meses de junio y septiembre de 2003 contratos de swap de tasa de interés. El detalle de los contratos de derivados es el siguiente: Contratos de derivados Cuentas contables que afecta Partida o transacción protegida Tipo de Tipo de derivado contrato Cross Currency Swap – CCPE CCPE Valor del contrato 48.877.500 – Plazo de vencimiento o expiración IV Trimestre 2012 Item específico Posición compra/ venta Nombre Tipo de cambio y tasas C Obligaciones con el público (bonos) – – – – Activo/pasivo Monto Valor de la partida protegida Nombre 48.877.500 50.031.023 Otros pasivos circulantes – Otros pasivos a largo plazo – Total S S S S CCTE CCTE CCTE CCTE 14.348.000 I Trimestre 2007 Tasa de interés Obligaciones con bancos e instituciones financieras I Trimestre 2007 Tasa de interés Obligaciones con bancos e instituciones financieras I Trimestre 2007 Tasa de interés 23.478.545 III Trimestre 2005 14.348.000 25.826.400 Monto Realizado No realizado 67.254 (67.254) – 4.321.165 – 4.321.165 4.253.911 (67.254) 4.321.165 11.876.000 Otros pasivos circulantes 122.942 (22.685) 100.257 14.348.000 11.876.000 Otros pasivos circulantes 121.102 (23.210) 97.892 Obligaciones con bancos e instituciones financieras 25.826.400 21.376.800 Otros pasivos circulantes 215.499 (42.487) 173.012 Tasa de interés Obligaciones con bancos e instituciones financieras 23.478.545 19.433.455 Otros pasivos circulantes 77.440 (1.004) 76.436 29.690.000 Otros pasivos circulantes 193.864 – (193.864) 29.690.000 Otros pasivos circulantes 191.374 – (191.374) 29.690.000 Otros pasivos circulantes 196.354 – (196.354) S CCTE 33.554.000 III Trimestre 2008 Tasa de interés Obligaciones con bancos e instituciones financieras S CCTE 33.554.000 III Trimestre 2008 Tasa de interés Obligaciones con bancos e instituciones financieras S CCTE 33.554.000 III Trimestre 2008 Tasa de interés Obligaciones con bancos e instituciones financieras NOTA 23 : Efecto en resultado 14.348.000 33.554.000 33.554.000 33.554.000 C O NTIN GENCIA S Y RE STRIC CIONE S a) Juicios: la sentencia definitiva en primera instancia totalmente favorable en Actualmente la Empresa mantiene juicios laborales por un monto todas sus partes a los intereses de ENAP. Dicha sentencia ha sido aproximado de M$ 73.062. No se ha constituido provisión para tal impugnada por Missano Inc., mediante los recursos de apelación y efecto, dado que la Administración estima que es improbable que se casación en la forma, ante la I. Corte de Apelaciones de Santiago. genere algún egreso para la Empresa. Se mantienen juicios relativos a materias de constitución y ejercicio ENAP es parte en un litigio en el que demanda el cumplimiento de servidumbres del Oleoducto Concón Maipú, cuya operación forzado del contrato, relacionado con la venta de los activos corresponde a la Sociedad Nacional de Oleoductos. ENAP, ya sea de su filial Petro Servicio Corp. S.A. a Missano Inc. Al 31 de actuando como demandante o demandada, no se verá afectada diciembre de 2003 el saldo por cobrar asciende a M$ 593.800 desde el punto de vista económico, toda vez que, de acuerdo a los (US$ 1.000.000). Por este concepto no se ha constituido provisión, convenios suscritos con la sociedad mencionada, le corresponde a dado que la Administración estima que su pérdida es poco probable, ella efectuar aquellos pagos. También se mantienen juicios menores por cuanto con fecha 6 de agosto de 2002, ENAP fue notificada de por el mismo concepto en la región de Magallanes. M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 177 178 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E Deudor E M P R E S A S E N A P Petroquim S.A. Petrox S.A. RPC S.A. Eteres y Alcoholes S.A. (Etalsa) Innergy Holding S.A. Innergy Holding S.A. Petrosul S.A. Petrox S.A. Sipetrol Argentina S.A. J.P. Morgan Chase Bank Petroquim S.A. Banco KfW Banco KfW Gasoducto del Pacífico S.A. Gasoducto del Pacífico S.A. Banco KfW Compañía de Hidrógeno del Bio Bio S.A. J.P. Morgan Chase Bank Filial Filial Relacionada Relacionada Relacionada Relacionada Filial Filial Relacionada Relacionada Filial Filial Filial Filial Relación Sipetrol Argentina S.A., firmó junto a un grupo de bancos internacionales un préstamo sindicado por MMU$125 a cinco años plazo, a una tasa de Libo + 0,75% al año. Para dar soporte a la transacción, ENAP otorgó una garantía contingente que consiste en cubrir una eventual diferencia que se produzca entre el valor de las exportaciones canalizadas por Sipetrol Argentina para cubrir su obligación con los bancos y la obligación misma. Garantiza las obligaciones de Petrox S.A. estipuladas en el Contrato de procesamiento (PSA). La obligación nace una vez que se produzca la aceptación de la planta ( estimada a diciembre de 2004) y se extingue el año 2015. Prenda de las acciones de Petrosul S.A de propiedad de ENAP, en garantía del pago del crédito obtenido para el financiamiento del proyecto, ascendente a MUS$ 21.763, cuya vigencia es hasta el año 2012. Garantiza (en un 25%) cumplimiento de las obligaciones de Innergy en Contrato de Transporte de Gas con Gasoducto del Pacífico. La obligación contractual rige desde el año 1999 y hasta el 2019. El 25% a que podría ascender la garantía equivale a aproximadamente MUS$ 8.000 el año 2002, reajustándose anualmente hasta MUS$ 15.000 el año 2019. Garantiza (en un 25%) cumplimiento de las obligaciones de Innergy en Contrato Compra de Gas con YPF– Bridas – Pluspetrol. La obligación contractual total nace el año 2004 y rige hasta el año 2019. El 25% a que podría ascender la garantía equivale a MUS$6.000 al 2004, reajustándose anualmente hasta MUS$ 12.750 el 2019. Prenda de las acciones de Etalsa S.A de propiedad de ENAP, en garantía del pago del crédito obtenido para el financiamiento del proyecto, ascendente a MUS$ 30.500, cuya vigencia es hasta el año 2012. Garantiza las obligaciones de RPC S.A. en el Contrato de Servicios de Procesamiento, hasta el año 2012. La obligación garantizada consiste en el pago de hasta el 90% del valor de la tarifa anual (aproximadamente MUS$ 6.000, a contar del año 2003). Garantiza las obligaciones de Petrox en el Contrato de Suministro de Propileno y Etileno con vigencia hasta el año 2007. La obligación garantizada consiste en el suministro de propileno y etileno de un valor anual de aproximadamente MUS$30.000. Prenda de las acciones de Petroquim S.A de propiedad de ENAP, en garantía del pago del crédito obtenido para el financiamiento del proyecto, ascendente a MUS$110.000, cuya vigencia es hasta el año 2007. Garantiza el cumplimiento del 15% (equivalente a su participación en el proyecto) del contrato de fijación de parte variable de la tasa de interés del crédito obtenido para el financiamiento del proyecto, cuya vigencia es hasta febrero del año 2003. El monto máximo garantizado asciende a MUS$ 600. Garantiza las obligaciones de Petrox en los diversos contratos suscritos en el marco del proyecto Petropower ( (i) Contrato de Contribuciones de Capital en la sociedad (15% de participación), (ii) Contrato de Usufructo del terreno para el proyecto y (iii) Contrato de indemnización en caso de acciones u omisiones dolosas y negligente de Petrox). La obligación de efectuar aporte de capital ya está cumplida, las demás obligaciones no son avaluables en dinero en forma anticipada. La vigencia de las garantías es hasta el año 2018. Garantiza las obligaciones de Petrox en el Contrato de Procesamiento suscrito con Petropower, en vigencia hasta el año 2018. La obligación garantizada consiste en el pago de servicios de procesamiento por un valor anual de aproximadamente MUS$18.000 Crédito a 3 años plazo por MUS$ 47.000, pagadero en una sola cuota al final del periodo (18.12.2003) Garantiza cumplimiento de las obligaciones de Sipetrol en Contrato Venta de Gas entre Sipetrol/YPF– Methanex (equivalentes al 30% del contrato). La obligación remanente asciende a 4.012.785.249 SCM(9300 Kcal/m3), a un precio base de 0,75 US$/MMBtu (escala con el precio del metanol) y con una vigencia máxima de hasta el 08.08.2016. Descripción Tipo de Garantía (*) (*) (*) (*) (*) 2004 y siguientes Liberación de garantías (*) (*) Solidaria Solidaria (*) M$ 937.900 Prenda comercial de acciones 1.579 acciones de Petrosul S.A. (*) Solidaria (*) (*) M$ 582.763 Activos Solidaria Prenda comercial de acciones 2.087 acciones de Etalsa 2003 (*) 2002 Solidaria M$ 2.334.327 2003 Saldos Pendientes de Pago a la fecha de diciembre (*) 9.000 acciones de Petroquim Valor Contable Activos comprometidos Tipo Solidaria Prenda comercial de acciones Solidaria Solidaria Solidaria Solidaria Solidaria (*) La liberación de estas garantías está asociada al cumplimiento de los contratos que le dan origen. Petroquim S.A. Petrox S.A. Petropower y tenedores de certificados de deuda emitidos por Petropower (Bonos Regla 144A). J.P. Morgan Chase Bank Petrox S.A. Sipetrol Argentina S.A. y Sipetrol Internacional S.A. Sipetrol Argentina S.A. Nombre Petropower y tenedores de certificados de deuda emitidos por Petropower (Bonos Regla 144A). Royal Bank of Canada Methanex Acreedor de la garantía b) Garantías Indirectas Activos BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES c) Compromisos Comerciales: S.A. en sus instalaciones. De esta manera, existirá un Contrato La Empresa mantiene los siguientes compromisos comerciales en de Servicios de Procesamiento entre la Compañía de Hidrógeno de relación al desarrollo de sus operaciones: Talcahuano y Petrox S.A. por un período de 15 años de operación extendible hasta por un año adicional en los casos que en el propio (1) PETROPOWER contrato se especifica. Después de este período, Petrox adquirirá La Empresa, a través de su filial Petrox S.A. Refinería de Petróleo, la planta a su valor residual. ENAP garantizará las obligaciones de firmó en 1994 un contrato con Petropower donde se compromete Petrox bajo el Contrato de Servicios de Procesamiento. a pagar una tarifa de procesamiento anual de aproximadamente US$17,4 millones, a cambio del derecho de operar su planta de El financiamiento del proyecto corresponde a aportes de capital de coquización e hidrotratamiento, además de pagar una tarifa anual de los socios (30% de la inversión total) y a un crédito a 12 años del aproximadamente US$9,9 millones por el abastecimiento de ciertos Banco Societé Généralé de Francia (70%). productos energéticos. Este acuerdo está sujeto a escalamiento anual hasta el vencimiento del contrato en el año 2018. (3) INNERGY HOLDING S.A. ENAP se ha comprometido a aportar del orden de los US$27,3 Otras condiciones de los acuerdos obligan a que, en caso de millones como participación en el capital de la coligada Innergy una reducción en los ingresos anuales definida en el contrato de Holding S.A. Asimismo, desde el comienzo del proyecto en procesamiento y demás acuerdos del negocio y después que el 1998 y hasta el 31 de diciembre de 2003, ENAP ha contribuido Operador de la planta ha aportado con el 10% de dicho déficit, a aproximadamente con US$26,6 millones en la citada coligada, de que ENAP y su filial Petrox S.A.Refinería de Petróleo contribuyan los cuales US$18,9 millones han sido usados para cubrir su déficit con el 50% del saldo y Foster Wheeler con el otro 50% del saldo operacional. de dicha reducción, que de ocurrir no debería exceder los US$1,4 Los aportes futuros que la empresa tenga que efectuar, dependerán millones al año. de las condiciones futuras del proyecto, considerando entre otros aspectos, el cumplimiento en la demanda estimada, la instalación Adicionalmente, al final del período del contrato, Petrox S.A. de la nueva planta de Hidrógeno en Petrox S. A. que demandará Refinería de Petróleo está obligada a comprar la planta o encontrar gas natural y la instalación de una planta termoeléctrica de ciclo un comprador para ella, por un precio no inferior a US$43 millones. combinado y/o cambios en las condiciones contractuales vigentes. Innergy se encuentra propiciando la instalación de dicha planta de (2) PLANTA DE HIDROGENO ciclo combinado, la cual se espera consuma una mayor cantidad de Con fecha 7 de agosto de 2003, la Empresa Nacional del Petróleo gas que contribuya a mejorar los resultados de dicha empresa. (ENAP) y Petrox S.A. Refinería de Petróleo han completado las negociaciones con el Grupo Sigdo Koppers para el financiamiento, (4) PROYECTO MHC construcción y operación de una nueva Planta de Hidrógeno en En febrero de 2003, los directorios de ENAP y Petrox S. A. Petrox S.A. Refinería de Petróleo, en Talcahuano, proyecto que autorizaron la celebración de un compromiso formal con la Sociedad representa una inversión total de aproximadamente US$32 millones. Técnicas Reunidas y DSD Construcciones y Montajes, para formar La sociedad del proyecto es una Sociedad Anónima que se ha en conjunto una Sociedad accionaria, que permita a esta última la denominado “Compañía de Hidrógeno del Bio Bio S.A. (“CHBB”). construcción y operación de una Planta Industrial, para producir ENAP y Petrox S.A. participarán con un 5% cada uno en el capital diesel de alta calidad en las instalaciones de Petrox (Proyecto de la empresa, siendo el 90% restante propiedad del grupo Sigdo MHC). Para este efecto, el Ministerio de Hacienda, mediante oficio Koppers. La incorporación de ENAP y Petrox S.A. a la sociedad se ordinario 896 de fecha 15 de septiembre de 2003, autorizó a ENAP, producirá una vez que la referida planta esté construida y entre en en conjunto con su filial Petrox, a efectuar aportes de capital a operaciones. El aporte de capital de ENAP/Petrox será de un millón la Sociedad del Proyecto por hasta 11 millones de dólares de los de dólares. Estados Unidos. Se estima que la planta, cuya construcción comenzó, iniciará su Por Decreto Exento Nº490 del Ministerio de Hacienda, Economía, operación a partir de diciembre del año 2004. Fomento y Reconstrucción de fecha 9 de septiembre de 2003, se autoriza a ENAP y a Petrox a suscribir con la sociedad que se Todo el hidrógeno producido por CHBB será ocupado por Petrox M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 179 BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES constituirá, para implementar el proyecto, un Contrato de Servicios transacción en forma similar a la compra de un activo fijo (leasing). de Procesamiento y a ENAP a caucionar mediante la garantía personal otorgada a favor de la sociedad a constituir las obligaciones En Nota 30, se resumen los principales contratos de operaciones que emanan de dicho Contrato de Servicios de Procesamiento. petroleras. Con fecha 5 de junio de 2003, se firmó entre Técnicas Reunidas, d) Restricciones: DSD Construcciones y Montajes S. A. y Petrox S. A., un “Convenio de Actividades Anticipadas”, mediante el cual se ha buscado avanzar La Empresa y sus filiales al 31 de diciembre de 2003 están sujetas antes del cierre financiero de la implementación del Procesamiento. a las siguientes restricciones, las cuales están estipuladas como covenants: Con fecha 3 de octubre de 2003, se estableció un mandato al Banco BNP–Paribas por parte de los futuros socios de este proyecto, para La Empresa a nivel consolidado, mantendrá para cada período de que estructurara el financiamiento de terceras partes para el mismo cálculo una relación de cobertura de intereses, (EBITDA sobre y, desde esa fecha, el banco señalado ha venido trabajando en el interés) a lo menos igual a dos sobre uno. objetivo encomendado. La Empresa a nivel consolidado, mantendrá en todo momento una En resumen, Técnicas Reunidas, DSD y ENAP/Petrox han venido razón de endeudamiento (Máxima deuda sobre EBITDA) que no negociando los diversos documentos comerciales, los cuales se supere la relación de cinco sobre uno. encuentran al 31 de diciembre, con un alto grado de avance. La Empresa debe mantener un patrimonio mínimo consolidado en Finalmente, los aportes formales a la sociedad que se está UF equivalente al 85% de su valor al 31 de diciembre de 2002. constituyendo según las leyes chilenas, se espera se efectúen en los primeros dos meses del año 2004. La Empresa al 31 de diciembre de 2003 cumple con los convenants anteriormente detallados. (5) ETALSA La Empresa, a través de su filial Refinería de Petróleo Concón S.A., ha suscrito un contrato con ETALSA por el pago de una tarifa anual NOTA 24 : C AUCIONE S O BTENIDA S DE TERCEROS de operación de la planta de di–iso–propil éter, por monto de entre US$ 4,4 millones y US$ 5,7 millones. Este contrato vence el 2017. Las obligaciones externas de ENAP con J.P. Morgan Chase Bank y Al vencimiento del contrato, la filial podrá ejercer la opción de con Bank of América National Trust, que actúan como agentes en los compra de la planta por un valor aproximado de US$ 2,6 millones. respectivos créditos sindicados, cuentan con garantías otorgadas por A la fecha de la entrega de la planta (septiembre 2002), la filial el Estado de Chile. Refinería de Petróleo Concón S.A., registró esta transacción en forma similar a la compra de un activo fijo (leasing). Además, de las mencionadas, hay otras garantías menores recibidas por el giro normal del negocio. (6) PETROSUL ENAP y sus filiales Refinería de Petróleo Concón S.A., y Petrox S.A. Refinería de Petróleo, en conjunto con otros accionistas, han invertido US$ 27,0 millones, en la construcción de dos plantas de azufre. Estas plantas entraron en operación en el último trimestre del 2003. Ambas Refinerías deberán pagar una tarifa de operación anual entre US$ 3,9 millones y US$ 4,6 millones. Este contrato de operación vence el 2019 y a su vencimiento las filiales están obligadas a comprar las plantas por el valor nominal del contrato. A la fecha de entrega de las plantas, las filiales registraron esta 180 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P N O TA 25 : M O NEDA N ACIO N A L Y E X T R A N JER A Los activos y pasivos en moneda extranjera y aquéllos cuya reajustabilidad se encuentra expresada en dólares estadounidenses al 31 de diciembre de cada año, se presentan a continuación: Monto Rubro Moneda 2003 2002 Activos Circulantes: Disponible $ No reajustables Dólares 1.221.073 312.403 926.480 246.878 – 2.743.487 20.538.049 79.838 Depósito a plazo $ No reajustables Deudores por venta $ Reajustables 3.048.062 – Dólares 9.322.827 10.150.931 $ No reajustables 3.197.809 14.812.063 Dólares Deudores varios $ Reajustables 578.365 – 97.524 27.657 Dólares 1.912.931 1.006.062 $ No Reajustables 5.835.955 6.117.735 280.605.414 129.890.852 5.744.079 195.520.680 UF Documentos y cuentas por cobrar a empresas relacionadas Dólares $ Reajustables $ No Reajustables 513.610 – UF 327.326 – 109.166.817 93.865.538 21.610.956 52.174.099 2.882 920.195 Existencias Dólares Impuestos por recuperar $ Reajustables Gastos pagados por anticipado $ No Reajustables Dólares Impuestos diferidos $ Reajustables Otros activos circulantes UF $ Reajustables Dólares 756.732 328.678 10.531.239 2.429.152 847.514 – 24.444.046 – 845.236 242.846 – 1.658.155 168.521.056 160.354.901 $ No reajustables Activo Fijo Activo fijo neto $ Reajustables Otros Activos Inversiones en empresas relacionadas Dólares $ Reajustables 40.283.818 54.522.336 506.046.357 515.010.602 Inversiones en otras sociedades $ Reajustables 12.378 12.378 Deudores a largo plazo $ Reajustables 597.685 647.154 $ No reajustables 3.369.242 3.703.961 $ Reajustables 4.844.818 7.287.626 30.686.003 105.335.494 Documentos y cuentas por cobrar a empresas relacionadas Dólares UF 2.615.156 – – 4.797.495 Dólares 3.588.750 1.675.870 $ Reajustables 8.487.125 9.257.893 Impuestos diferidos $ Reajustables Otros Total Activos 14.140.571 30.267.999 Dólares $ No reajustables 498.633.057 397.345.323 $ Reajustables 754.466.166 947.491.980 3.887.520 27.657 UF M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 181 BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES Pasivos Circulantes Hasta 90 días 90 días a 1 año 2003 Rubro Moneda Obligaciones con bancos e instituciones financieras a largo plazo porción corto plazo Dólares Monto Tasa de interés promedio anual M$ % M$ % 7.857.206 Euros 175.168 3,19 Yenes 11.557 0,94 9.787 2,84 58.154 6,67 UF – Obligaciones con el público – porción corto plazo (bonos) Cuentas por pagar $ No reajustables UF – 2002 Monto Tasa de interés promedio anual Monto Tasa de interés promedio anual M$ % M$ % 2,47 17.248.924 1,75 13.227.839 190.358 4,25 13.185 1,35 10.492 3,46 2,2 167.470 3,19 170.871 4,25 11.394 0,94 12.594 1,35 9.497 2,84 9.509 3,46 6,67 73.014 6,67 184.154 6,67 227.985 1.775.932 6,75 1.452.955 6,75 – 4,25 578.188 4,25 – – – – – – – 577.901 6.141.570 – 43.782.634 – – – Dólares 135.681.457 – 87.789.011 – – – – – Documentos por pagar Dólares 107.263.830 – 217.119.232 – 44.842.756 – – – Acreedores varios UF 156.657 – 30.311 – – – 164.949 – $ Reajustables 1.383.219 – – – – – – – 9.729 – 1.598.224 – – – – – $ No reajustables Documentos y cuentas por pagar empresas relacionadas $ No reajustables 2.734.574 – 2.548.297 – – – – – Dólares 6.809.206 – 13.377.167 – – – – – Provisiones $ Reajustables 4.715.115 – – – – – – $ No reajustables 13.411.943 – 11.431.411 – – – – – Retenciones $ No reajustables 828.926 – 1.780.021 – – – – – Ingresos percibidos por adelantado Dólares – – – – 2.144.801 – – – Otros pasivos circulantes Dólares – – 23.251 – 156.640 – – – Dólares 262.846.314 327.941.799 65.846.076 13.227.839 175.168 190.358 167.470 170.871 11.557 13.185 11.394 12.594 9.787 10.492 9.497 9.509 Total Pasivos Circulantes Euro Yenes Otras Moneda UF 182 Monto 1,75 Dólares 2003 Tasa de interés promedio anual 13.091.821 Otras monedas Obligaciones a largo plazo con vencimiento dentro de un año 2002 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 214.811 681.226 762.342 392.934 $ No reajustables 23.126.742 61.140.587 – – $ Reajustables 6.098.334 – – – G R U P O D E E M P R E S A S E N A P Pasivos largo plazo período actual 31/12/2003 1–3 años Rubro Obligaciones con bancos e instituciones financieras Moneda Dólares 3–5 años Monto Tasa de interés promedio anual M$ % 5–10 años Monto Tasa de interés promedio anual M$ % Más de 10 años Monto Tasa de interés promedio anual Monto Tasa de interés promedio anual M$ % M$ % 59.519.879 1,75 77.702.971 1,75 – – – Yenes 22.788 0,94 – – – – – – Euros 334.941 3,19 – – – – – – 18.994 2,84 – – – – – – – Otras monedas – Obligaciones con el público largo plazo (bonos) Dólares – – – – 172.202.000 6,75 – UF – – – – 54.990.000 4,25 – – Documentos por pagar largo plazo $ Reajustables 1.444.076 – – – – – – – 384.882 – 256.588 – 641.471 – 1.282.941 Dólares Libo 180 ds+1,5% Acreedores varios largo plazo UF 1.022.527 Documentos y cuentas por pagar empresas relacionadas $ No reajustables 3.112.591 – – – – – – – Provisiones largo plazo $ Reajustables 281.165 – 236.751 – 10.819.666 – 20.682.986 – $ No reajustables Dólares Impuesto diferido largo plazo $ Reajustables Otros $ No reajustables Total Pasivos a Largo Plazo Dólares 6,67 863.101 6,67 2.199.928 6,67 4.602.357 55.633.072 – – – – – – – – – – – 924.218 – 19.030.490 – 3.274.341 – – – – – – – 2.363 – – – – – – – 59.904.761 77.959.559 173.767.689 20.313.431 Yenes 22.788 – – – Euros 334.941 – – – 18.994 – – – UF 1.022.527 863.101 57.189.928 4.602.357 $ Reajustable 4.999.582 236.751 10.819.666 20.682.986 58.748.026 – – – Otras monedas $ No reajustable 6,67 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 183 BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES Pasivos largo plazo período anterior 31/12/2002 1–3 años Rubro Moneda Tasa de interés promedio anual Monto M$ Obligaciones con bancos e instituciones financieras Obligaciones con el público largo plazo (bonos) Dólares 23.640.216 Euros 683.483 4,25 Yenes 50.373 Otras monedas 38.042 Dólares Dólares UF Provisiones largo plazo $ No reajustable $ No reajustable Total Pasivos a Largo Plazo Dólares Monto % M$ Tasa de interés promedio anual Monto % M$ Tasa de interés promedio anual % – – – – – – – – – 1,35 – – – – – – 3,46 – – – – – – – – – – – – 210.480.869 – – – – – – 54.962.574 49.947.230 – 175.220 – 438.049 – 876.098 6,85 1.208.956 6,85 2.079.804 6,85 5.167.620 – – 26.979.265 – – – – – 1.386.035 – 18.580.255 – 2.888 – – – – – 1.180.990 – 1.824.084 – – Yenes 50.373 – – – D E 6,85 – – G R U P O 4,25 Libo 180 días + 1,5% – 23.815.436 2 0 0 3 6,75 – 683.483 $ No reajustable – 30.963.889 121.023.031 UF A N U A L Tasa de interés promedio anual Más de 10 años Euros Otras monedas M E M O R I A 5–10 años 2,41 709.773 Dólares 184 M$ 2,42 Acreedores varios largo plazo Otros % Monto 71.075.801 UF Documentos por pagar largo plazo 3–5 años 229.937.222 38.042 – – – 709.773 1.208.956 2.079.804 60.130.194 30.966.777 – – 28.160.255 E M P R E S A S E N A P N OTA 26 : SA N CIO NE S b) Con fecha 1° de enero de 2004, se materializó la fusión de las En el año terminado al 31 de diciembre de 2003 y 2002, la filiales Petrox S.A. Refinería de Petróleo (Petrox) y Refinería de Empresa, sus directores o administradores no han recibido sanción Petróleo Concón S.A. (RPC S.A.), mediante la absorción de esta alguna por parte de la Superintendencia de Valores y Seguros u otras última que se extingue, por la primera que subsiste. Por lo anterior autoridades administrativas. Petrox S.A. incorporó todos los activos y pasivos de RPC S.A. así como también la sucede en todos sus derechos y obligaciones. Para NOTA 27: efectos de esta fusión RPC S.A. aportó todos sus activos y pasivos a HECH OS P O STERIO RE S valor de libros y con efecto al 1 de enero de 2004. Entre el 1º de enero de 2004 y la fecha de emisión de estos estados financieros, han ocurrido los siguientes hechos posteriores A raíz de lo anterior Petrox S.A. aumentó su capital de significativos: M$ 59.906.907 a M$ 137.955.713, dividido en 80.786.592 acciones ordinarias y nominativas, de la misma serie y sin valor a) Con fecha 14 de enero de 2004, la clasificadora de riesgos nominal, suscrito y pagado en su totalidad. Asimismo, se modificó internacional Standard & Poor’s ha subido la clasificación de riesgo la razón social de “Petrox S.A. Refinería de Petróleo” a “ENAP de deuda en moneda extranjera de la Empresa Nacional del Petróleo Refinerías S.A.” (ENAP) a “A” desde “A–”. NOTA 28 : MEDIO AMBIENTE Este incremento es consistente con el aumento en la clasificación de riesgo país de la República de Chile, también anunciado en Durante el 1° de enero y el 31 de diciembre de 2003, la Empresa ha esta misma fecha. Además, Standard & Poor’s ha señalado que efectuado desembolsos relacionados con el medio ambiente según este nuevo rating refleja adecuadamente la calidad crediticia de la se detalla a continuación: Empresa. Medio ambiente M$ Consultorías Agroambientales y Biorremediación 75.819 Desarrollo de estudio de impacto ambiental, declaración de impacto ambiental y estudios arqueológicos para Proyectos 165.764 Total 241.583 NOTA 29 : DEP O SITOS A PL A ZO El detalle de los depósitos a plazo es el siguiente: Depósitos a plazo Tasa de interés anual Moneda de origen 2003 2002 2003 % % M$ Banco de Chile $ – 0,23 Banco BSCH NY US$ 0,2442 – Bank of America National Trust US$ 0,86 0,89 Totales M E M O R I A A N U A L 2002 M$ – 13.514 19.824.826 – 713.223 2.809.811 20.538.049 2.823.325 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 185 BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES N O TA 30 : C O NT R ATOS DE O PER ACI ON PE TRO LER A ENAP y su filial Sipetrol S.A. tienen en vigencia varios contratos de oil, el establecimiento de un impuesto del 4 por mil a toda la exploración y operación, dentro del marco de sus actividades en producción de gas natural para consumo en el territorio nacional y la Chile, Argentina, Brasil, Colombia, Ecuador, Egipto e Irán. suspensión de la aplicación de los artículos de la Ley de Sociedades Comerciales, referidos a la disolución por pérdida del capital social o Con fecha 4 de enero de 1991, la filial Sipetrol S.A. y la Sociedad su reducción obligatoria, respectivamente, hasta el 10 de diciembre de Yacimientos Petrolíferos Fiscales S.A. celebraron un contrato de 2003. de Unión Transitoria de Empresas (UTE), con el objeto de ejecutar trabajos de desarrollo y explotación de hidrocarburos, en el Area de La pérdida resultante de la aplicación del nuevo tipo de cambio Magallanes, ubicada en la boca oriental del Estrecho de Magallanes, sobre la posición neta de activos y pasivos en moneda extranjera al Argentina. Sipetrol S.A. fue designado operador de este contrato, 6 de enero de 2002, será deducible en el impuesto a las ganancias siendo responsable de realizar todas las operaciones y actividades a razón de un 20% anual durante los 5 ejercicios cerrados con en esta área, como asimismo de efectuar la inversión necesaria posterioridad a la fecha de vigencia de la ley. para el proyecto, teniendo derecho al 100% de los ingresos, hasta la recuperación de la inversión, en un plazo máximo de 6 años, de El tipo de cambio promedio utilizado al 31 de diciembre de acuerdo al plan de inversiones. Con posterioridad a este período 2003 para las filiales en Argentina fue de 2,935 pesos por dólar de recuperación, Sipetrol S.A. participa del 50% de los ingresos estadounidense. netos de las operaciones, lo que a contar del 1º de enero de 1999 es aplicable al proyecto original (plataformas AM2, AM3 y AM5), desde La principal inversión en Argentina corresponde a la filial indirecta el 1º de marzo del 2002 a la plataforma AM1 y a partir del 1º de Sipetrol Argentina S.A. El efecto de traducir los estados financieros abril del 2002 es aplicable a la plataforma AM6. de la citada filial al tipo de cambio señalado en el párrafo anterior, significó un abono a resultados de M$807.862 por el año terminado N O TA 31: al 31 de diciembre de 2003. IN VERSI ONE S EN AMERI C A L ATINA ENAP posee inversiones directas en América Latina en Argentina Durante el período enero – marzo 2003 estuvo vigente un acuerdo e inversiones indirectas en Argentina, Brasil, Colombia, Ecuador con los productores de petróleo crudo (Convenio de Estabilidad de y Uruguay. La situación de estas inversiones en cada país es la Precios) a pedido del Estado Nacional, de dejar en el mercado local, siguiente: un volumen equivalente al entregado en el último trimestre del año 2002. Estos volúmenes se facturaron a un precio WTI de 28,50 USD/bbl, independientemente del valor internacional del crudo. La a) Inversiones en Argentina diferencia respecto del valor real del WTI se computó en una cuenta Los presentes estados financieros, incluyen inversiones directas en de ajuste de precio con la refinería compradora que devengará sociedades argentinas por M$18.594.435 e inversiones indirectas a una tasa anual Libor + 2 puntos u 8%, el que resulte mayor. Si la través de la filial Sipetrol S.A., por M$119.475.990. cotización internacional del WTI resultare inferior a 28,50 USD/bbl, el productor continuará facturando a 28,50 USD/bbl; mecanismo La Ley 25.561 de Emergencia Pública y Reforma del Régimen que permitirá ir compensando al saldo a favor generado por la Cambiario sancionada por el Congreso el 6 de enero de 2002 y situación inversa (WTI>28,50) hasta que se extinga dicho crédito. disposiciones complementarias, establecen el abandono de la Para las ventas efectuadas entre el 26/02/2003 y el 31/03/2003, convertibilidad del peso y el establecimiento de un tipo de cambio de acuerdo con un convenio complementario, la diferencia respecto oficial y de un mercado libre de cambio. del valor real del precio WTI se computó en una cuenta de ajuste de precio solo hasta 36 USD/bbl. El exceso sobre dicho valor fue Posteriormente, se emitieron diversas normas que introdujeron resignado como una pérdida. modificaciones adicionales a la nueva normativa vigente, cuyos aspectos principales son la unificación del mercado de cambios en Este acuerdo con el límite de los 36 USD/bbl, continuó vigente un mercado libre, la pesificación de los depósitos en dólares, de durante los meses de abril, mayo y junio de 2003. El volumen todos los contratos privados y las tarifas de los servicios públicos, vendido bajo convenio en este segundo trimestre fue de 37.161 m3. la restricción a la libre disponibilidad de fondos depositados en 186 las instituciones financieras y la suspensión por dos años de la ley Asimismo, este mismo acuerdo, con el límite de los 36 USD/bbl, y de intangibilidad de los depósitos, la creación de un régimen de devengando una tasa Libo + 2 puntos ó 7 %, el que resulte mayor, retenciones a la exportación de hidrocarburos por cinco años, la continuó vigente durante los meses de julio, agosto y septiembre de creación de un registro de los contratos de exportación de petróleo, 2003. El volumen vendido bajo convenio en este tercer trimestre fue la creación de un convenio de suministro de estabilidad de gas de 58.704,51 m3. M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P Durante el cuarto trimestre el acuerdo continuó vigente bajo las El índice de inflación o índice de precios al consumidor (IPC) del mismas condiciones, siendo el volumen vendido de 41.645,36 m3. año 2003 fue de 6,5%. Este índice tendrá efecto en el incremento salarial de los empleados de la compañía y seguramente, en el El Decreto 2703/2002 establece que a partir de enero de 2003 las incremento al valor de los contratos firmados y pagaderos en pesos empresas petroleras deberán ingresar, como mínimo, el 30% de las colombianos. divisas provenientes de la exportación de petróleo crudo, gozando de la libre disponibilidad del porcentaje restante. c) Inversiones en Ecuador b) Inversiones en Colombia Los Estados Financieros consolidados incluyen activos e ingresos operacionales de la sucursal Ecuador por M$10.251.273 y Los Estados Financieros consolidados incluyen activos e ingresos M$9.856.785, respectivamente. operacionales de la Sucursal Colombia por M$71.224.580 y M$22.389.463, respectivamente. La tasa de inflación acumulada a Diciembre alcanza un 6,10%. La variación del producto a Diciembre cerró en un 2,3% impulsado El año 2003 se presentó para Colombia una leve revaluación del principalmente por las exportaciones de petróleo. peso, pues la Tasa Representativa del Mercado (TRM) al 31 de diciembre de 2003 fue de COL$2.778,21 por US$1,00, frente a d) Inversiones en otros países latinoamericanos una TRM al 31 de diciembre del año 2002 de COL$2.864,79 por US$1.00, lo que representa una revaluación del 3,02%. Las inversiones en los otros países latinoamericanos no son significativas. M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 187 BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES ANALISIS R A ZONAD O INDIVIDUAL 1. BA L A NCE GENER A L Los principales rubros de activos y pasivos al 31 de diciembre de 2003 y 2002, son los siguientes: Principales rubros de activos y pasivos 31/12/2003 31/12/2002 MM$ MM$ 502.075 512.527 Activo Fijo Neto 168.521 160.355 Otros Activos 600.531 702.251 1.271.127 1.375.133 Activo Circulante Total Activo Pasivo Circulante 359.279 403.791 Pasivo Largo plazo 491.487 500.628 Total Pasivo Exigible 850.766 904.419 Patrimonio 420.361 470.714 1.271.127 1.375.133 Total Pasivos y Patrimonio Al 31 de diciembre de 2003 los activos circulantes de ENAP el año 2002 a $359.279 millones en el año 2003. Dentro de éstos Matriz se mantuvieron prácticamente constantes, experimentando pasivos, las cuentas que tuvieron una mayor disminución fueron: una disminución de un 2,0% respecto al mismo período de año Documentos por Pagar y Documentos y Cuentas por pagar Empresas 2002, que se refleja principalmente en la reducción de los rubros Relacionadas, debido a la caída del tipo de cambio durante el 2003. Deudores por Venta, Documentos y Cuentas por Cobrar a Empresas Relacionadas e Impuestos por recuperar. Por otra parte las partidas En cuanto a los pasivos de largo plazo, éstos también disminuyeron que tuvieron un mayor incremento fueron las cuentas Disponible, con una variación de un 1,8%, baja que se vio favorecida Depósitos a Plazo y Otros Activos Circulantes, presentando una principalmente por el menor tipo de cambio durante el año 2003. mayor liquidez neta de $43.360 millones, debido a la cancelación Cabe señalar, que ENAP obtuvo en el último semestre del año 2003 por parte de la filial Sipetrol S.A. de su deuda de largo plazo a un crédito sindicado por US$150 millones y en el último trimestre finales del año. Estos fondos fueron destinados básicamente a la del año 2002, efectuó dos emisiones de bonos a largo plazo, uno cancelación de deuda de proveedores los primeros días del 2004. en el mercado nacional por UF3.250 millones y uno en el mercado norteamericano por US$290 millones. Los activos fijos, a diciembre de 2003, mostraron un incremento de $8.166 millones respecto a igual período de 2002, lo que El Patrimonio de ENAP al cierre del 2003, presenta una disminución representa un 5,1% de aumento. respecto del año anterior de un 10,7%, pasando de $470.714 millones, a $420.361 millones en el 2003. Esta baja se explica Respecto a los otros activos, éstos experimentaron una disminución principalmente por la disminución en Otras reservas, por el efecto en $101.719 millones el año 2003 que principalmente corresponde del ajuste de conversión de acuerdo con lo establecido en el Boletín al pago de la deuda de la Filial Sipetrol S.A. Técnico Nº 64 del Colegio de Contadores de Chile A.G.; el cual refleja en el Patrimonio la disminución de la inversión en el exterior Los pasivos exigibles mostraron una disminución de un 5,9%, motivado por la baja del dólar respecto del peso chileno durante el esta variación se explica principalmente, por la disminución de los 2003. pasivos circulantes los cuales disminuyeron de $403.791 millones 188 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P INDICADORES DE LIQUIDEZ, ENDEUDAMIENTO Y ACTIVIDAD Los principales indicadores financieros del balance, relativos a liquidez, endeudamiento y actividad, son los siguientes: Principales indicadores financieros del balance 31/12/2003 31/12/2002 Liquidez Liquidez corriente 1,40 1,27 Razón ácida (1) 1,09 1,03 Deuda Corto Plazo/Deuda Total (%) 42,2% 44,6% Deuda Largo Plazo/Deuda Total (%) 57,8% 55,4% Razón de endeudamiento 2,02 1,92 Cobertura gastos financieros 6,72 4,07 1.271.127 1.375.133 Endeudamiento Actividad Total Activos (MM$) (1) Corresponde al total de activos circulantes, menos las existencias y menos los gastos pagados por anticipado, dividido por el pasivo circulante. Liquidez Endeudamiento Al cierre del año 2003 la capacidad de la Empresa para cumplir con sus compromisos de corto plazo alcanzó 1,40 veces, índice que es superior al de diciembre de 2002 que alcanzó a 1,27 veces. Lo anterior se explica por la disminución de los pasivos circulantes en su conjunto durante el año 2003 en un 11,0%, mientras que los activos circulantes disminuyeron sólo un 2,0% durante el mismo La razón de endeudamiento de la Empresa al año 2003, (Total Pasivo Exigible /Patrimonio), alcanzó un índice de 2,02 veces, mientras que el año 2002 la razón de endeudamiento era de 1,92 veces. Este incremento del índice, se explica por la disminución de un 5,9% en el total de pasivos exigibles, mientras que el patrimonio disminuyó en un 10,7%. período. Respecto a la exigibilidad de la deuda, ésta se concentra en un 42,2% en el corto plazo y un 57,8% en el largo plazo, mientras que para el año 2002 mostraban un 44,6% y un 55,4% respectivamente. El cambio de estructura en la madurez de la deuda se explica principalmente, por la nueva contratación de deuda cuyos fondos prepagaron deuda de corto plazo. 2. ESTADO DE RESULTADOS 31/12/2003 Estado de resultados 31/12/2002 31/12/2003 31/12/2002 MM$ MM$ Resultado Operacional 26.075 35.379 Gastos financieros 29.670 28.582 Resultado no Operacional 142.254 59.640 R.A.I.I.D.A.I.E 211.194 136.480 87.858 59.452 Utilidad después de impuestos Rentabilidad Rentabilidad del patrimonio promedio Rentabilidad del activo promedio Rentabilidad de activos operacionales * % % 19,72 12,79 6,64 4,61 4,23 6,86 * Activos operacionales= Activos totales - otros activos - otros activos fijos - otros activos circulantes - impuestos diferidos - depósitos a plazo. M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 189 BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES Resultados 3. DIFERENCIA ENTRE VALORES ECONOMICOS Y DE LIBROS DE LOS ACTIVOS Al 31 de diciembre de 2003 los ingresos de explotación experimentaron un aumento de un 24,2% respecto del año anterior Al 31 de diciembre de 2003, no se aprecian diferencias y los costos de explotación, por su parte, aumentaron un 25,6% significativas entre los valores económicos y de libros de los entre un año y otro. El efecto conjunto de las partidas de ingresos principales activos de la Empresa. Sin embargo, es importante y costos de explotación significó una disminución en el margen de destacar que de acuerdo con las normas de la Superintendencia de explotación de un 12,5%. Los menores ingresos operacionales se Valores y Seguros, las inversiones en empresas filiales y coligadas, se debieron principalmente a la baja del tipo de cambio del dólar. valorizan según el método de valor proporcional del patrimonio de las respectivas empresas. Durante el mismo período los resultados no operacionales (utilidad), mostraron un incremento de $82.615 millones y que se explica principalmente por el impacto positivo de la diferencia de cambio 4. SITUACION DE MERCADO y la corrección monetaria. El tipo de cambio del dólar al cierre de diciembre 2003 alcanzó a $593,80 y a diciembre 2002 éste era El precio del crudo marcador WTI (West Texas Intermediate) tuvo de $718,61. También contribuyó a este aumento el mayor resultado una tendencia creciente durante el primer trimestre del año 2003, neto por inversión en empresas relacionadas por $26.315 millones. desde 31,0 US$/bbl hasta 37,8 US$/bbl, como resultado del inicio Esta variación positiva se reduce en $1.087 millones por el aumento de las tensiones bélicas en Irak. Posteriormente el precio se ubicó de los gastos financieros y en $19.354 millones por el aumento de bajo los 28 US$/bbl fluctuando el resto del año entre un mínimo los otros egresos; entre los conceptos más significativos. de 25,2 US$/bbl a un máximo de 33,7 US$/bbl, para finalizar el año en 32,6 US$/bbl. El promedio anual fue 31.1 US$/bbl, 18,7% El incremento en los resultados no operacionales, generó un superior al promedio del año 2002 que alcanzó a 26,2 US$/bbl. aumento de un 77,2% en la utilidad antes de impuesto a la renta, alcanzando los $168.330 millones a diciembre de 2003, mientras que en igual período del año 2002 ésta fue de $95.018 millones. La utilidad final del ejercicio fue de $87.858 millones a diciembre de 2003, mientras que a igual período de 2002 fue de $59.452 millones, lo que representa un incremento de un 47,81%. 5. FLUJOS DE EFECTIVO Los principales componentes del flujo neto de efectivo originado en cada ejercicio, son los siguientes: 31/12/2003 31/12/2002 MM$ MM$ 97.679 45.622 Flujo neto originado por actividades de financiamiento (14.641) (32.915) Flujo neto originado por actividades de inversión (29.749) (28.041) 53.289 (15.334) Flujo neto originado por actividad de la operación Flujo neto del período El mayor flujo originado por actividades de la operación por $52.057 millones, se explica principalmente por los flujos netos generados por conceptos de pagos y devoluciones de impuestos a la renta. 190 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 6. ANALISIS DE RIESGO DE MERCADO ENAP participa en la exploración y producción de hidrocarburos y en las siguientes etapas de la cadena productiva, refinación, transporte, almacenamiento y comercialización de los productos derivados riesgo-país que el chileno, lo que puede afectar individualmente del petróleo. De estas actividades, una parte substancial de las a alguna filial extranjera, se están realizando las acciones para operaciones corresponde a la refinación y comercialización de sus incrementar la diversificación de inversiones en el exterior con el productos en Chile, liderando el abastecimiento del mercado nacional objeto de reducir el riesgo global de ENAP. con una participación de aproximadamente 86%, abriéndose paso en los últimos años a la exportación de estos productos, La exposición a las variaciones en el tipo de cambio, resultado principalmente a países de América Latina. de tener parte importante de los ingresos denominados en pesos chilenos y sus pasivos en dólares, se ha visto significativamente El abastecimiento del petróleo crudo para sus refinerías lo disminuida por la política de precios basada en la paridad de obtiene mayoritariamente desde Argentina, siendo sus principales importación indexada en dólares, situación que se analiza en forma proveedores Chevron-San Jorge y Repsol-YPF. No obstante lo periódica, para mantener una posición competitiva considerando la anterior, ENAP accede regularmente a mercados alternativos libertad de precios y de importación que existe en Chile. de suministro de petróleo crudo y productos, situación que le permite asegurar el abastecimiento y los compromisos comerciales En términos de riesgo de tasa de interés, la empresa mantiene convenientemente. un mix de deuda financiera en tasa fija (principalmente bonos de largo plazo), y tasa variable (principalmente créditos El riesgo relevante para el negocio está esencialmente en el margen bilaterales y sindicados), que al 31 de diciembre del año 2003 de refinación, debiendo enfrentar la empresa las fluctuaciones de es aproximadamente de 96%/4% fijo/variable. Esta relación precio en los mercados internacionales de crudo y los productos. Por incrementó el porcentaje de tasa fija comparado con igual fecha del lo anterior, las refinerías han continuado ajustando favorablemente año anterior. sus estructuras de costos a la competitividad de esta industria, y han orientado sus inversiones a incrementar tanto su flexibilidad Asimismo, ENAP mantiene una posición en instrumentos derivados productiva como la calidad de sus productos para mitigar en parte, tanto en Cross Currency Swap correspondiente una parte la exposición en nuestros ingresos por la rebaja arancelaría con la significativa de la emisión del Bono en el mercado nacional en el entrada en vigencia del Tratado de Libre Comercio entre Chile y mes de octubre del 2002, para llevar su denominación de UF a Estados Unidos. dólares de los Estados Unidos, como operaciones de Swap para fijar la tasa de interés de una parte significativa de los créditos Por otra parte, si bien la empresa ha efectuado inversiones en sindicados denominados en dólares de Estados Unidos. La empresa exploración y producción de petróleo en países con mayor grado de no participa de operaciones de futuros ni en otros mercados de cobertura financiera para los riesgos de precio de commodities. Nota: Los Hechos Relevantes de los Estados Financieros Individuales son los mismos que se entregan en la página 140 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 191 ESTADOS FINANCIEROS RESUMIDOS DE FILIALES ESTADOS FINANCIEROS RESUMIDOS DE FILIALES REFINERÍA DE PETRÓLEO DE CONCÓN S.A. ( RPC) BALANCE 2003 MM$ MM$ Total Activos Circulantes 140.739 163.658 Total Activos Fijos 178.126 170.590 Total Otros Activos 8.152 7.459 Total Activos 327.017 341.707 Total Pasivos Circulantes 124.410 174.106 Total Pasivos Largo Plazo 43.835 35.223 168.245 209.329 0 0 Total Patrimonio 158.772 132.378 Total Pasivos y Patrimonio 327.017 341.707 2003 2002 Total Pasivo Exigible Interés Minoritario ESTADO DE RESULTADOS MM$ MM$ Resultado de explotación 47.756 54.939 Resultado fuera de explotación 19.251 (19.393) Resultado antes de impuesto a la renta 67.007 35.546 (11.244) (5.869) 0 0 55.763 29.677 2003 2002 Impuesto a la renta Items extraordinarios Utilidad (Pérdida) del ejercicio ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO Flujo neto originado por actividades de operación MM$ MM$ 53.455 25.213 Flujo neto originado por actividades de financiamiento (29.439) (870) Flujo neto originado por actividades de inversión (23.219) (24.048) 797 295 (1.241) (1.091) Flujo neto total del ejercicio Efecto de la inflación sobre el efectivo y efectivo equivalente Variación neta del efectivo y efectivo equivalente (444) (796) Saldo inicial del efectivo y efectivo equivalente 8.185 8.982 Saldo final del efectivo y efectivo equivalente 7.741 8.186 NOTAS EXPLICATIVAS Inscripción en el Registro de Valores 194 2002 – Criterios Contables Nota 2 Cambios Contables Nota3 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P PETROX S.A. REFINERÍA DE PETRÓLEO BALANCE 2003 2002 MM$ MM$ Total Activos Circulantes 164.009 192.334 Total Activos Fijos 207.212 173.478 Total Otros Activos 17.406 14.922 Total Activos 388.627 380.734 Total Pasivos Circulantes 186.362 206.999 Total Pasivos Largo Plazo 23.185 13.092 209.547 220.091 0 0 Total Patrimonio 179.080 160.643 Total Pasivos y Patrimonio 388.627 380.734 Total Pasivo Exigible Interés Minoritario ESTADO DE RESULTADOS 2003 2002 MM$ MM$ 39.114 61.606 Resultado fuera de explotación 29.087 (16.208) Resultado antes de impuesto a la renta 68.201 45.398 (11.198) (7.278) 0 0 57.003 38.120 2003 2002 Resultado de explotación Impuesto a la renta Items extraordinarios Utilidad (Pérdida) del ejercicio ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO MM$ Flujo neto originado por actividades de operación MM$ 100.573 67.981 Flujo neto originado por actividades de financiamiento (36.822) (32.543) Flujo neto originado por actividades de inversión (62.368) (37.117) 1.383 (1.679) Flujo neto total del ejercicio Efecto de la inflación sobre el efectivo y efectivo equivalente (1.060) (1.759) 323 (3.438) Saldo inicial del efectivo y efectivo equivalente 8.593 12.031 Saldo final del efectivo y efectivo equivalente 8.916 8.593 Variación neta del efectivo y efectivo equivalente NOTAS EXPLICATIVAS Inscripción en el Registro de Valores – Criterios Contables Nota 2 Cambios Contables Nota 3 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 195 ESTADOS FINANCIEROS RESUMIDOS DE FILIALES SOCIEDAD INTERNACIONAL PETROLER A S.A. (SIPETROL) BALANCE 2003 Total Activos Circulantes Total Activos Fijos Total Otros Activos Total Activos MM$ 50.417 57.791 250.059 309.034 18.647 12.912 319.123 379.737 Total Pasivos Circulantes 91.708 79.718 Total Pasivos Largo Plazo 92.721 110.681 184.429 190.399 600 611 Total Patrimonio 134.094 188.727 Total Pasivos y Patrimonio 319.123 379.737 2003 2002 Total Pasivo Exigible Interés Minoritario ESTADO DE RESULTADOS MM$ MM$ Resultado de explotación 12.168 22.624 Resultado fuera de explotación (3.020) 2.549 9.148 25.173 (5.239) 1.405 (99) (141) Utilidad (Pérdida) del ejercicio 3.810 26.437 ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO 2003 2002 Resultado antes de impuesto a la renta Impuesto a la renta Interés Minoritario Flujo neto originado por actividades de operación MM$ MM$ 65.797 66.227 Flujo neto originado por actividades de financiamiento (18.648) (40.186) Flujo neto originado por actividades de inversión (48.893) (33.249) (1.744) (7.208) Flujo neto total del ejercicio Efecto de la inflación sobre el efectivo y efectivo equivalente (317) 927 Variación neta del efectivo y efectivo equivalente (2.061) (6.281) Saldo inicial del efectivo y efectivo equivalente 13.854 20.135 Saldo final del efectivo y efectivo equivalente 11.793 13.854 NOTAS EXPLICATIVAS Inscripción en el Registro de Valores 196 2002 MM$ – Criterios Contables Nota 2 Cambios Contables Nota 3 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P EMPRESA ALMACENAD OR A DE COMBUSTIBLES S.A. (EMALCO ) BALANCE Total Activos Circulantes Total Activos Fijos Total Otros Activos 2003 2002 MM$ MM$ 919 1.272 7.107 6.895 195 223 8.221 8.390 Total Pasivos Circulantes 1.034 1.190 Total Pasivos Largo Plazo 3.844 4.178 Total Pasivo Exigible 4.878 5.368 0 0 Total Patrimonio 3.343 3.022 Total Pasivos y Patrimonio 8.221 8.390 ESTADO DE RESULTADOS 2003 2002 MM$ MM$ 3.798 3.370 Total Activos Interés Minoritario Resultado de explotación Resultado fuera de explotación (245) (192) 3.553 3.178 (597) (505) 0 0 Utilidad (Pérdida) del ejercicio 2.956 2.673 ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO 2003 2002 MM$ MM$ Resultado antes de impuesto a la renta Impuesto a la renta Items extraordinarios Flujo neto originado por actividades de operación 3.427 3.426 (3.168) (2.160) Flujo neto originado por actividades de inversión (565) (1.261) Flujo neto total del ejercicio (306) 5 1 (6) Flujo neto originado por actividades de financiamiento Efecto de la inflación sobre el efectivo y efectivo equivalente Variación neta del efectivo y efectivo equivalente (305) (1) Saldo inicial del efectivo y efectivo equivalente 554 555 Saldo final del efectivo y efectivo equivalente 249 554 NOTAS EXPLICATIVAS Inscripción en el Registro de Valores – Criterios Contables Nota 2 Cambios Contables Nota 3 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 197 ESTADOS FINANCIEROS RESUMIDOS DE FILIALES PETRO SERVICIO CORP S.A. BALANCE Total Activos Circulantes 2002 MM$ MM$ 2.018 339 48 66 432 528 Total Activos 2.498 933 Total Pasivos Circulantes 1.660 531 Total Activos Fijos Total Otros Activos Total Pasivos Largo Plazo Total Pasivo Exigible Interés Minoritario Total Patrimonio Total Pasivos y Patrimonio ESTADO DE RESULTADOS Resultado de explotación 0 0 1.660 531 0 0 838 402 2.498 933 2003 2002 MM$ MM$ 460 (22) 49 (230) 509 (252) Impuesto a la renta 0 0 Items extraordinarios 0 0 509 (252) Resultado fuera de explotación Resultado antes de impuesto a la renta Utilidad (Pérdida) del ejercicio 198 2003 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P Los abajo suscritos, miembros del Directorio y Gerente General de la Empresa Nacional del Petróleo, en conformidad con las normas establecidas por la Superintendencia de Valores y Seguros, declaran que la información contenida en la Memoria y Estados Financieros Anuales 2003 es veraz y completa. ALFONSO DULANTO RENCORET OSCAR LANDERRETCHE GACITÚA Ministro de Minería Vicepresidente del Directorio Presidente del Directorio RUT: 5.622.345–2 RUT: 4.464.861–K VICENTE SÁNCHEZ CUESTA EDUARDO JARA MIRANDA Director Director RUT: 5.954.012–2 RUT: 3.087.577–K FERNANDO RAMÍREZ PENDIBENE JORGE MATUTE MATUTE Director Director RUT: 7.876.527–5 RUT: 5.334.581–6 ALFREDO OVALLE RODRÍGUEZ RADOVAN RAZMILIC TOMICIC Director Director RUT: 3.189.009–8 RUT: 6.283.668–7 DANIEL FERNÁNDEZ KOPRICH Gerente General RUT: 7.750.368–4 Santiago, marzo de 2004 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P 199 ESTADOS FINANCIEROS RESUMIDOS DE FILIALES 200 M E M O R I A A N U A L 2 0 0 3 G R U P O D E E M P R E S A S E N A P