memoria anual 2007 : : Enap Sipetrol S.A.

Transcripción

memoria anual 2007 : : Enap Sipetrol S.A.
01
índice
03
IDENTIFICACIÓN DE LA EMPRESA
04
DIRECTORIO
06
REMUNERACIONES DE LOS DIRECTORES
07
ADMINISTRACIÓN
08
REMUNERACIONES DE LOS EJECUTIVOS E
INDEMNIZACIONES POR AÑOS DE SERVICIO
09
ORGANIGRAMA ENAP SIPETROL S.A.
10
DESCRIPCIÓN Y TRAYECTORIA
11
HITOS 2007
13
GESTIÓN PERSONAS Y ORGANIZACIÓN
18
ENTORNO DEL NEGOCIO
20
POLÍTICAS DE INVERSIÓN Y FINANCIAMIENTO
21
FACTORES DE RIESGO DEL MERCADO
22
RESULTADOS DEL EJERCICIO Y ACTIVIDADES PRODUCTIVAS
32
PROVEEDORES Y CLIENTES
33
SEGUROS
34
CONTRATOS DE ASOCIACIÓN
40
INSTALACIONES, EQUIPOS Y PROPIEDADES
41
MARCAS Y PATENTES
42
DISTRIBUCIÓN DE UTILIDADES Y POLÍTICA DE DIVIDENDOS
43
GESTIÓN AMBIENTAL Y RSE
47
SOCIEDADES FILIALES Y COLIGADAS
49
HECHOS ESENCIALES
50
INFORME DE LOS AUDITORES INDEPENDIENTES
51
BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS 2007 CONSOLIDADO
99
100
BALANCE Y ESTADOS FINANCIEROS 2007 INDIVIDUAL
146
DECLARACIÓN DE RESPONSABILIDAD
identificación de la empresa
Razón social:
Enap Sipetrol S.A.
RUT: 96.579.730-0
Tipo de Entidad:
Dirección:
Número de Teléfono:
Número de Fax:
Auditores Externos:
Dirección Internet:
Constitución de la SociedaDd
Sociedad Anónima Cerrada
Avenida Vitacura 2736 piso 10,
comuna de Las Condes, Santiago
(56-2) 2803700
(56-2) 2341193
Deloitte Auditores y Consultores Limitada
www.enap.cl
Propiedad y control
La propiedad de Enap Sipetrol S.A. al 31 de diciembre de 2007 se distribuye como
sigue:
Accionistas
Empresa Nacional del Petróleo (ENAP)
Enap Refinerías S.A.
Total Acciones suscritas y pagadas
Nº de acciones
%Participación
83.376.759
99,6%
323.195
0,4%
83.699.954
100%
En Sesión de Directorio Nº 723 de Empresa Nacional del Petróleo (ENAP), celebrada el 2 de mayo de 1990, se aprobó
la constitución de esta filial, lo cual se
materializó según consta en escritura
pública del 24 de mayo de 1990 otorgada ante el Notario Público de Santiago
Don Raúl Undurraga Laso.
La constitución de la sociedad fue inscrita a fojas 13.504; Número 6.798 del
año 1990 del Registro de Comercio del
Conservador de Bienes Raíces y Comercio de Santiago.
directorio
01
02
03
04
05
06
07
01
Enrique Dávila Alveal
Presidente
Economista
RUT: 5.032.869-4
02
Marcelo Tokman Ramos (1)
Director
Ingeniero Comercial
RUT: 16.654.431-9
05
José Tomás Morel Lara
Director
Ingeniero Comercial
RUT: 8.273.459-7
03
Paula Hidalgo Mandujano
Director
Ingeniero Comercial
RUT: 12.855.835-7
06
Guillermo del Valle de la Cruz
Director
RUT: 7.379.488-9
04
Sergio Galán Bidegain
Director
Ingeniero Comercial
RUT: 6.825.236-9
07
Alejandro Pérez Rojas
Director
Geólogo
RUT: 3.942.621-8
Notas
(1) Designado en Sesión de Directorio nº 212 de
fecha 27 de junio de 2007 en reemplazo del
Sr. Claudio Castillo Castillo.
remuneraciones de los directores
Remuneraciones de lOS DIRECTORES
Dietas percibidas por el Directorio
RUT
Nombre
M$ 2007
M$ 2006
16.654.431-9
Marcelo Tokman R.
$ 3.191.607
-
8.273.459-7
10.439.994-0
Jose Tomás Morel L.
$ 8.717.409
$ 5.402.612
Claudio Castillo C.
$ 3.683.758
$ 3.711.069
3.942.621-8
Alejandro Pérez R.
$ 5.249.487
$ 2.011.084
6.001.212-1
Roberto Fernández B.
-
$ 2.989.631
(*) El Director Sr. Alejandro Pérez R. recibió también la cantidad de M$ 55.355 por concepto de remuneración, en su carácter de
trabajador dependiente de la sociedad.
El Director Sr. Roberto Fernández B. fue reemplazado por el Sr. Claudio Castillo C. (Designado en Sesión de Directorio nº 197 del 29 de
mayo del 2006)
Nota: Los Directores Srs., Enrique Dàvila Alveal, Paula Hidalgo Mandujano, Sergio Galán Bidegaín y Guillermo del Valle de La Cruz
pertenecen a la plana ejecutiva superior de ENAP y no perciben dieta por formar parte del Directorio
La Junta General Extraordinaria de Accionistas Nº12 de la sociedad, celebrada el 2
de abril de 2003, fijó a partir de esa fecha
una remuneración para los miembros del
Directorio.
A su vez, la Junta General Ordinaria de
Accionistas Nº 17, celebrada el 27 de abril
2007 acordó que los Directores de la sociedad que simultáneamente fueren ejecutivos de la Empresa Nacional del Petró-
leo y/o sus filiales y/o relacionadas, no
tuvieren derecho a percibir dieta alguna.
Se fijó como única retribución a los Directores remunerados por su asistencia a
sesiones o a comisiones o a comités de
directorio, una dieta equivalente a 19
Unidades Tributarias Mensuales (UTM)
por sesión, cualquiera sea el número de
sesiones a que asistan con un mínimo de
una en el mes calendario respectivo. Esta
retribución tiene el carácter de honorario
para todos los efectos legales.
Gerente de Planificación Estratégica
y Desarrollo de Negocios
Julio Bertrand Planella
Ingeniero Civil Industrial
RUT: 11.834.121-K
Gerente de Producción
Sergio Azzari Maldonado
Ingeniero Civil Hidráulico
RUT: 6.362.033-5
Gerente Gestión Financiera y Costos
Julio Mayanz Csato
Ingeniero Comercial
RUT: 6.286.758-2
Gerente de Inversiones y Control
de Gestión
Rodrigo Bloomfield Sandoval
Ingeniero Civil Industrial
RUT: 8.341.032-9
Gerente de Exploración
Lisandro Rojas Galliani
Geólogo
RUT: 9.832.871-8
Gerente de Recursos Humanos
Christian Kúsulas Cervelló
Economista
RUT: 6.584.476-1
LA E MPRE SA
Gerente General
Nelson Muñoz Guerrero
Geólogo
RUT: 8.090.601-3
LA EMPRESA
administración
REMUNERACIONES DE LOS EJECUTIVOS
Las remuneraciones pagadas en 2007 a la
plana ejecutiva superior de Enap Sipetrol
S.A. ascendieron a $ 536 millones, cifra
resultado de la empresa (EVA), cumplimiento de metas por áreas y cumplimiento
de metas individuales.
inferior en 19%, en términos nominales,
INDEMNIZACIONES POR AÑOS DE
SERVICIO
a $ 663,9 millones. Los cargos conside-
Durante el ejercicio se pagaron $90,7 mi-
den a seis ejecutivos superiores.
por años de servicio a gerentes o ejecu-
respecto de la pagada en 2006, que llegó
rados en la mencionada suma correspon-
Enap Sipetrol S.A. cuenta con un Sistema
LA EMPRESA
remuneraciones de los ejecutivos e
indemnizaciones por años de ser vicio
llones por conceptos de indemnización
tivos superiores.
de Renta Variable, cuyo propósito es incentivar la agregación de valor en la empresa, mejorando el trabajo en equipo y
LA E MPRE SA
el desempeño individual.
El Sistema de Renta Variable que es aplicado a la plana ejecutiva superior del Grupo de Empresas ENAP, con excepción del
Gerente General de ENAP, fue aprobado
por el Directorio de ENAP y considera para
el cálculo de la renta variable tres factores:
organigrama Enap Sipetrol S.A.
DIRECTORIO
ENAP SIPETROL S.A.
Gerencia General
Enap Sipetrol S.A
Nelson Muñoz G.
Dirección de Medioambiente
y Responsabilidad Social
Christian Brunner C.
Dirección Legal
Ali Shakhtur S.
Dirección de Comunicaciones
Pedro Urzúa F.
Dirección de Geotermia
José Manuel Soffia C.
Gerencia de Gestión
Financiera y Costos
Julio Mayanz C.
Gerencia de Planificación Estratégica
y Desarrollo de Negocios
Julio Bertrand P.
Gerencia de Producción
Sergio Azzari M.
Gerencia de Inversiones
y Control de Gestión
Rodrigo Bloomfield S.
Gerencia de Exploración
Lisandro Rojas G.
Gerencia R.R.H.H.
Christian Kúsulas C.
Gerencia General Argentina
Salvador Harambour P.
Gerencia General Ecuador
Roberto McLeod G.
Gerencia General Egipto
Vicente Rodríguez G.
descripción y trayectoria
nap Sipetrol S.A. es una filial de la Em-
Las filiales y sucursales de la sociedad vi-
de 1998. Participa en actividades de pro-
Enap Sipetrol Argentina S.A.
Bahariya (50%) y East Rast Qattara (50%), y
S.A.). Depende funcionalmente de la Línea de
Constituida el 17 de julio de 1997 bajo las
Rommana (40%) y Bloque 8 – Sidi Abd El
ENAP que es el área encargada de desarrollar
participación en los bloques del Área Ma-
presa Nacional del Petróleo (ENAP), crea-
da el 24 de mayo de 1990 bajo el nombre de
Sociedad Internacional Petrolera S.A. (Sipetrol
Negocios de Exploración y Producción de
las actividades relacionadas con la agregación de valor, mediante la exploración y explotación de yacimientos de hidrocarburos.
En Junta Extraordinaria de Accionistas de
fecha 2 de marzo de 2005, se aprobó cambiar el nombre de la sociedad por el de Enap
gentes con participación en activos son:
leyes de la República Argentina. Tiene
gallanes (50%), CAM 2A Sur (50%), Pampa
del Castillo – La Guitarra (100%) y Campamento Central – Cañadón Perdido
se aprobó la ampliación del objeto social, de
Servicios Específicos para el Desarrollo y
pias actividades en el exterior o de actividades de sus filiales como también brindar
servicios de asesoría, tanto en Chile como en
tubre de 1992. Es titular de Contratos de
Producción de Petróleo Crudo en los campos Mauro Dávalos Cordero (MDC) y Paraíso,
Biguno y Huachito (PBH), en la región amazónica ecuatoriana.
Sipetrol International S.A. Egipto
el extranjero, en actividades de exploración,
Sociedad Anónima Financiera de Inversión,
hidrocarburos.
Oriental del Uruguay, adquirida en junio
explotación y beneficio de yacimientos de
en Irán, con una participación del 33%.
Otras
gistro y disolución de Sipetrol USA INC.
Sucursal registrada en Ecuador el 28 de oc-
de hidrocarburos provenientes de sus pro-
vidades de exploración en el Bloque Mehr,
(33%) (ex CAM 1 y CAM 3).
Mediante Junta Extraordinaria de Accionistas
comercialización en Chile o en el extranjero
Rahman (30%). Además, desarrolla acti-
Con fecha 13 de marzo y 28 de abril de
en los bloques La Invernada (50%) y E2
Enap Sipec Ecuador
manera de permitirle a la sociedad realizar la
actividades de exploración en Bloque 2 –
(50%). Además participa en exploración
Sipetrol S.A.
Nº 10 celebrada el 24 de septiembre de 1999,
ducción en Egipto en los bloques de North
constituida bajo las leyes de la República
10
2007, se materializó la cancelación de reEnap Sipetrol (UK) Limited y Enap Sipetrol
Brasil Ltda., se encuentran en proceso de
disolución de sus operaciones, el cual se
espera concluir en el transcurso del año
2008. Enap Sipetrol S.A. tiene un 100% de
participación en el capital social de dichas sociedades.
Sociedad Internacional Petrolera ENAP
Ecuador S.A., constituida el 19 de julio de
2002, sin actividad económica.
LA EMPRESA
E
hitos 2007
Hitos
• Enap Sipetrol S.A. formó parte del
equipo de ENAP que asesoró técnica-
2009. En el Bloque SAER durante el
2008 se registrarán 1.000 Km2 de sísmica 3D.
mente al Ministerio de Minería de Chile,
• Sipetrol International S.A. obtuvo re-
nal de 10 bloques de exploración en la
dos pozos exploratorios exitosos adi-
en el proceso de licitación internacioRegión de Magallanes, el que concluyó
exitosamente con la adjudicación de 9
bloques a cinco compañías internacio-
nales, con las que el Estado suscribirá
el correspondiente Contrato Especial
de Operaciones Petroleras (CEOP).
• En septiembre de 2007, en Egipto, Sipetrol International S.A. obtuvo la fir-
sultados satisfactorios en Egipto, con
sísmica 2D. Los tres primeros pozos
exploratorios se perforarían durante el
proceso abierto de venta de su participación de un 50% en este activo.
ró comercial el yacimiento Band E Kar-
del año se inició la perforación de un
quinto pozo exploratorio, Salma-1. A
su vez, en diciembre último se inició la
producción de los yacimientos descubiertos Shahd y Ghard.
41% de participación en el Bloque El
el reprocesamiento de 1.950 Km de
Enap Sipetrol S.A. decidió iniciar un
exploratorio perforado el 2006. A fines
man (SAER). En el Bloque Rommana,
tración de 1.000 Km2 de sísmica 3D y
reservorio en el Bloque North Bahariya,
• El 30 de junio de 2007, en Irán la NIOC
(ERQ), los que se suman al primer éxito
• Sipetrol International S.A. logró finali-
durante el 2008 se realizará la regis-
perforados y actualizar los modelos de
cionales en el Bloque East Ras Qattara
ma del Consession Agreement de los
Bloques Rommana y Sidi Abd El Rah-
• Al analizar la información de los pozos
zar el proceso de venta y transferir su
Diyur a la petrolera Apache (socio y
operador del bloque). El precio recibido
por Sipetrol International S.A. fue de
23,7 MMUS$.
11
(empresa petrolera estatal iraní) declakheh en el Bloque Mehr. En abril de
2007 se inició la perforación del tercer
y último pozo comprometido en la fase
de exploración del contrato de servicio.
Además, durante el año, Enap Sipetrol
S.A. continuó con el proceso de venta
de su participación en este bloque iniciado en 2006.
Actualmente se negocia el contrato de
desarrollo con la NIOC.
RECONOCIMIENTOS
• En su edición Nº 156, de junio de 2007,
la revista especializada de economía y
negocios “Gestión” de Ecuador, distin-
camino de la prevención de riesgos en
sobre la base del compromiso y visión
van a cabo de manera efectiva. Santia-
ellos a la empresa. Quito, noviembre de
sus instituciones está trazado y lo llego, agosto de 2007
guió a la sucursal del Ecuador (Enap
• La Cámara de Comercio Argentino Chi-
presas del país. La investigación perio-
cimiento “Hermandad Argentino Chile-
Sipec), como una de las mejores emdística se basó en clasificaciones con
criterios objetivos de gestión y medidos por cifras verificables. Quito, Junio
de 2007.
• Enap Sipetrol S.A. recibió la certificación del Ministerio de Salud que la
acredita como empresa libre del humo
del tabaco. Santiago, julio de 2007.
• Enap Sipetrol S.A. recibió el Premio de
Honor que anualmente entrega la Asociación Chilena de Seguridad, ACHS. El
reconocimiento que la ACHS otorga a
empresas, trabajadores y ejecutivos,
destaca a quienes demuestran que el
lena (CCACH) distinguió con el reconona 2007” a Enap Sipetrol Argentina S.A.
Dicho galardón se instituyó en reconocimiento a empresas, autoridades o
personalidades que se destacan por su
contribución al intercambio y a la inversión entre ambos países. Buenos
Aires, septiembre de 2007.
• La sucursal del Ecuador (Enap Sipec),
fue distinguida con el sexto lugar entre
las catorce mejores empresas para trabajar, según la encuesta que por tercer
año consecutivo realizó Great Place to
Work Institute. Se trató de la única empresa petrolera en Ecuador que recibe
este reconocimiento, el cual se otorga
12
de los trabajadores acerca de cómo ven
2007.
gestión de personas y organización
L
a gestión de Recursos Humanos de
tar la eficiencia operativa y eliminar las
profundizar la aplicación de materias
tos de intereses; capturar nuevas opor-
Enap Sipetrol S.A. estuvo orientada a
acordadas en el marco del Plan Común de
Empresa (PCE) 2007 – 2011 el cual representa la consolidación de la Alianza Estratégica de ENAP con los trabajadores y
con el representante del dueño de la Empresa, es decir el Gobierno. El documento
fue firmado el 29 de enero por la entonces Ministra de Minería y Presidenta del
brechas productivas; solucionar conflic-
sito promover y controlar la ejecución del
PCE al interior de la empresa.
tunidades de negocios y ganar nuevas
En 2007 destaca también la elaboración
responsabilidad social empresarial y per-
Humanos, tarea que se hizo conjuntamen-
escalas de competitividad; desarrollar la
feccionar la relación con los clientes; y, lo
que es más importante desde el punto de
vista del negocio, agregar valor para satisfacer las expectativas del dueño, es
del Plan Estratégico Integral de Recursos
te entre la Gerencia de Recursos Humanos
Corporativa y la Federación Nacional de
Trabajadores del Petróleo de Chile.
decir, toda la ciudadanía.
Este Plan, contemplado como meta del
el Gerente General de ENAP, Enrique Dá-
Previo a la suscripción del PCE 2007-
promisos establecidos en materia de ges-
Nacional de Trabajadores del Petróleo
fase de diálogo que abarcó a gran parte
Directorio de ENAP, Karen Poniachik; por
vila; y por el Presidente de Federación
(Fenatrapech), Jorge Matute.
El nuevo PCE establece los desafíos de
ENAP para el quinquenio, constituyéndo-
se en una carta de navegación para el
período. Entre otros objetivos que forman
2011, Enap Sipetrol S.A. participó de la
de los trabajadores de ENAP y filiales,
denominado ENAP Conversa. En éste se
evaluaron los resultados del PCE 20022006 y se entregaron sugerencias para
perfeccionar la Alianza Estratégica.
PCE, incorporó el conjunto de los comtión de las personas, lo cual incluye la fijación de metas laborales y productivas
para cada trabajador. Estos compromisos
se vincularon con las tres áreas fundamentales que identificó el PCE:
1) Estabilidad Laboral con Competitividad, Gestión Integral de Dotaciones y
parte de las metas comunes del PCE es-
Durante 2007 las actividades vinculadas
rales y la calidad de vida de los trabaja-
tación de éste y, en particular, en el de-
2) Desarrollo de las Personas: Desarrollo
En este sentido destaca la constitución
Gestión del Desempeño, Compensa-
tán: promover las buenas prácticas labodores; canalizar la creatividad de todos
los actores de la organización en el de-
sarrollo de nuevos proyectos; generar
oportunidades de capacitación laboral
para responder a las exigencias produc-
tivas y asegurar la empleabilidad; aumen-
con el PCE se centraron en la implemensarrollo de los canales de participación.
del Consejo Local del PCE – Enap Sipetrol
S.A. Este Consejo está compuesto por los
gerentes y ejecutivos y la directiva sindi-
cal correspondiente, y tiene como propó13
Desarrollo Organizacional;
de Carrera, Capacitación Permanente,
ciones; y
3) Relaciones Laborales y Calidad de
Vida.
Dotación Enap Sipetrol S.A.
EVOLUCIÓN DE DOTACIÓN ENAP sipetrol 2002-2007(1)
Enap Sipetrol S.A.
2002
2003
2004
2005
2006
2007
122
119
119
113
115
116
95
131
146
120
145
166
39
42
38
40
41
Egipto
16
30
38
43
56
61
Colombia
41
86
38
33
UK
12
17
18
9
USA
2
422
401
356
356
384
Chile
Argentina
Ecuador
286
Total
(1) Sólo considera personal con contrato indefinido y fijo
Ejecutivos y Trabajadores Enap Sipetrol S.A.
Gerente
Jefe Deptarta-
Profesional
mento / Director
Especializado
Trabajador
Total
338
384
Enap Sipetrol S.A.
9
30
7
Enap Sipetrol Chile
6
9
7
94
116
Enap Sipetrol Argentina
1
9
0
156
166
Enap Sipetrol Ecuador
1
6
0
34
41
Enap Sipetrol Egipto
1
6
0
54
61
14
lidad de horas de capacitación en relación
Capacitación
con las personas que asistieron a ellas, se
En 2007 Enap Sipetrol S.A. realizó una in-
alcanza un promedio de 38,82 horas por
tensa actividad de capacitación y desarro-
• Coaching individual sobre gestión y liderazgo a cada gerente.
trabajador.
Protocolo de Calidad De Vida
orientar el quehacer y acciones de la orga-
Programa de Desarrollo Gerencial
A finales de 2007, la administración de ENAP
safíos y metas del Plan Estratégico de Ne-
Sobre la base de un análisis previo de las
el Plan Común de Empresa. Las actividades
2007 se efectuaron las siguientes activida-
llo de las personas, con el objetivo de
nización hacia el cumplimiento de los degocios y de los compromisos contraídos en
competencias críticas de los ejecutivos, en
de capacitación estuvieron prioritariamen-
des de capacitación dirigidas a este
te orientadas a la disminución de brechas
segmento:
de las competencias críticas, de modo que
los trabajadores aborden de mejor manera
• Cuatro talleres del Programa de Desa-
el desafío de las metas estratégicas de la
rrollo Gerencial.
Empresa. Al hacer un recuento de la tota-
Petróleo de Chile (Fenatrapech) suscribieron
el Protocolo de Calidad de Vida Laboral. El
objetivo principal de este documento es
definir los lineamientos estratégicos que
permitan diseñar programas que faciliten el
mejoramiento de la calidad de vida laboral
en sus distintas dimensiones, dentro del
marco valórico del PCE. ENAP define calidad
de vida laboral como “el conjunto de cir-
cunstancias laborales que convergen para
construir la percepción de diferentes niveles
Capacitación en Enap Sipetrol y Filiales
Chile
Egipto
Ecuador
Argentina
Total
Horas
4.114
2.424
3.485
4.882
12.267
Dotación
116
61
41
166
384
35,46
39,74
85,0
29,4
38,82
Ratio (promedio)
y la Federación Nacional de Trabajadores del
15
de satisfacción, los cuales se manifiestan en
su ambiente de trabajo y que permiten que
los trabajadores y trabajadoras experimenten niveles de bienestar o malestar respecto
de su actividad productiva”.
El Protocolo de Calidad de Vida plantea
nas con los del negocio. En esta tarea se
municación para alcanzar resultados be-
negocio, sus ejecutivos, profesionales, tra-
como una necesidad la interacción y coneficiosos, especialmente en el lugar de
trabajo, donde se produce la convivencia.
De este modo aplica los principios de
“responsabilidad organizacional e individual” para generar al interior de la empresa una cultura de calidad de vida la-
consideró la totalidad de las unidades de
Gestión Laboral de Empresas
Contratistas
bajadores y dirigentes sindicales. Para tal
Enap Sipetrol S.A. como empresa filial de
desarrollaron exposiciones con la directiva
en vigencia en enero de 2007, la que re-
efecto se implementaron focus group y se
sindical, con el objetivo de darles a conocer el propósito de este trabajo.
boral, fomentando un adecuado clima
Balance Scorecard
tilos de vida saludable. En este sentido,
Conforme a una iniciativa asociada al PCE
gramas de salud, bienestar, recreación y
manos de Enap Sipetrol S.A. y filiales de-
laboral, igualdad de oportunidades y esfomenta el autocuidado y promueve prodesarrollo personal. El objetivo es hacer
de ENAP una “Empresa Saludable”.
Clima Organizacional
En 2007 se elaboró una herramienta para
2007-2011, las gerencias de Recursos Hu-
sarrollaron e implementaron un modelo de
Balanced Scorecard, con el fin de disponer
de una herramienta de gestión y de control
de los compromisos asumidos en materias
asociadas con el área.
mejorar el clima organizacional, en función
La implementación de este modelo se hizo en
mienta concilia los intereses de las perso-
na consolidación en el transcurso de 2008.
de su modelo de negocios. Esta herra-
carácter de marcha blanca, para lograr su ple-
16
ENAP responde a la Ley 20.123 que entró
gula la situación laboral de los trabajadores subcontratados en el país, mediante el
protocolo “ENAP Frente a la Gestión Laboral de las Empresas Contratistas”, y que
demuestra la preocupación de ENAP por
este tema la cual se remonta a fines de
2004, cuando la administración y las federaciones de trabajadores y de profesionales lo suscribieron. En dicho documento
se establecieron los principios rectores
sobre estas materias, destinados a establecer parámetros de respeto y equidad
hacia los trabajadores que prestan servicios a través de empresas contratistas
Bajo los principios de este Protocolo y en
conformidad con la nueva normativa le-
gal, ENAP se encuentra desarrollando un
plan adicional basado en un mecanismo
de regulación y de control. En el caso de
ello como requisito para el pago de las
facturas correspondientes.
la regulación, se desarrolló un estándar
De este modo, ENAP se encuentra imple-
nes laborales de nuestros contratistas, a
de las empresas contratistas orientada a
básico de cumplimiento de las obligaciotravés de la confección de un Capítulo
Laboral que se incorpora a “todas” las
bases de licitación. Cabe señalar que este
estándar laboral es muy superior al exi-
gido por la ley y, además, es el mismo
para todo colaborador de ENAP, sin im-
portar la filial para la que se desempeñe.
Dichas bases ya se encuentran en pleno
funcionamiento. En cuanto a las medidas
de control, se licitaron los servicios de
una certificadora de cumplimiento de le-
mentando una política de gestión laboral
ofrecer un trabajo decente, en los términos definidos por la Organización Internacional del Trabajo (OIT), para los trabajadores contratistas, con innovaciones
como el salario mínimo ético, medidas de
prevención de riesgos comunes para trabajadores propios y externos, tarifado de
especialidades, entre muchas otras medidas que reflejan la preocupación de la
empresa por este tema.
gislación laboral, instrumento creado por
la ley 20.123 para garantizar el cumplimiento de las obligaciones básicas del
empleador, como son el pago de la remu-
neración, imposiciones previsionales y de
salud y el pago de indemnizaciones, todo
17
entorno del negocio
Situación del mercado
internacional
El precio promedio del crudo marcador
internacional West Texas Intermediate
(WTI) fue US$ 72,2 por barril en 2007, lo
que implicó un aumento de 9,3% con respecto al precio promedio de 2006 (US$
tercero más alto de la historia, siendo su-
barriles diarios (b/d), mientras que la ofer-
barril observado en 1980 y los US$ 74,3
cuencia, se acentuó la tendencia descen-
perado solamente por los US$ 82,8 por
ta sólo creció en 300.000 b/d. En conse-
por barril que se registró en 1981.
dente de los inventarios mundiales que
había comenzado el año anterior, pasando
Durante 2007 la demanda mundial por
de una disminución de 100.000 b/d en
petróleo registró un aumento de 1.100.000
2006 a otra de 900.000 mil b/d en 2007.
66,0 por barril). De esta forma, se cumplió
el sexto año de alzas consecutivas del pre-
Precio del crudo WTI 1970-2007
en dólares corrientes y dólares de 2007 por barril
cio del petróleo crudo y también ciclo al-
ha sido el más largo en la historia contem-
/&"&
vista nominal, el precio promedio de 2007
-&"&
-("(KI%XXb
el período 1972-1980, que por lo demás
.(l".KI%XXb
cista más prolongado desde el ocurrido en
.&"&
poránea. Sin embargo, desde el punto de
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ha sido el más alto en la historia del
+&"&
petróleo.
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El gráfico muestra la evolución del WTI
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entre 1970 y 2007, en precios reales y no-
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minales. El gráfico muestra que al llevar los
cito del PIB de Estados Unidos), el precio
(&&,
(&&(
'//.
'//*
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'/.,
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es, usando la variación del deflactor implí-
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precios históricos a dólares de 2007 (esto
En US$ por barril
En US$ de 2007 por barril
anual de US$ 72,2 por barril de 2007 es el
18
MERCADO MUNDIAL DE PETRÓLEO 2006 - 2007
(Cifras en millones de barriles diarios)
2006
2007
Variación
Demanda
84,7
85,8
1,1
OECD
49,3
49,2
-0,1
No-OECD
35,4
36,6
1,2
0,3
Oferta
84,6
84,9
Ex - Unión Soviética
12,2
12,6
0,4
Resto No-OPEP
37,1
37,3
0,2
LGN y Condensados OPEP
4,5
4,5
0,0
Crudo OPEP
30,8
30,5
-0,3
Variación inventarios
-0,1
-0,9
-0,8
Fuente: Departamento de Energía, EE.UU., “Short Term Energy Outlook December 2007”
Al igual que en 2006, en 2007 se registró
COMPORTAMIENTO DEL PRECIO EN 2007
tróleo crudo de la Organización de Países
En 2007 no hubo ningún evento geopolí-
300.000 b/d, por lo que el mayor consumo
significativamente la oferta de petróleo,
una disminución de la producción de peExpor tadores de Petróleo (OPEP), de
mundial fue abastecido por un crecimiento
de la producción de crudo no-OPEP, de
700.000 b/d, y por la declinación ya mencionada de los inventarios. En la cifra de
producción de la OPEP no se incluye la
producción de Angola, que ingresó duran-
te 2007 a la organización, con el objetivo
de hacer comparables las cifras de 2007
con las de 2006.
La menor producción de crudo de la OPEP
obedeció a disminuciones de las cuotas de
producción acordadas -de 1.200.000 b/d,
tico ni catástrofe natural que afectara
con temperaturas muy benignas en el
barril), a comienzos de enero, al rango de
entre 93 y 98 US$/ barril a fines del año.
El motor de la tendencia alcista en el precio del petróleo fue el sostenido aumento
del consumo, debido al rápido crecimiento de la economía mundial, que enteró un
periodo de cinco años de expansión sistemática, en el contexto del débil crecimiento de la producción de crudo.
las deudas hipotecarias “subprime” en el
ciente a lo largo del año.
desencadenaran una recesión mundial.
rango de 50 a 55 dólares el barril (US$/
casi continuo del precio, pasando del
las que si bien no se cumplieron compleretirar crudo del mercado en forma cre-
a nivel global de la crisis hipotecaria-
El relativamente bajo nivel del precio a
La tendencia alcista sufrió retrocesos
tamente, fueron suficientes para conseguir
mor a que éstos -más las repercusiones
y sin embargo se registró un crecimiento
a contar de diciembre de 2006, y otros
500.000 b/d a partir de febrero de 2007–
caron una corrección a la baja por el te-
parciales en agosto, al estallar la crisis de
mercado financiero de Estados Unidos, y
posteriormente en noviembre, cuando los
mismos altos precios alcanzados provo19
comienzos de año se debió a un invierno
hemisferio norte, lo que condujo a que se
acumularan inventarios de crudo y combustibles de calefacción, deprimiendo sus
precios. Posteriormente, el crecimiento
del consumo -liderado por China, India y
el mismo Estados Unidos- y el retiro gradual de crudo de la OPEP, que no alcanzó
a ser compensado por la mayor produc-
ción en países no OPEP, empezó a presionar en el mercado. Evidencia de esto es
que los inventarios en Estados Unidos
dejaron de crecer en julio para empezar
a caer persistentemente hasta fines del
año.
políticas de inversión y financiamiento
Inversiones
ralelamente, se concretó el proceso final de
La política de desarrollo de Enap Sipetrol
Diyur y el inicio del proceso de venta de la
S.A. se enmarca dentro de los objetivos
estratégicos de integración, internacionalización y diversificación establecidos en el
Plan de Negocios de ENAP.
Las inversiones ejecutadas en 2007 por
Enap Sipetrol S.A. y sus filiales se enmarcaron en el Plan Estratégico de Negocios
para el quinquenio 2007–2011. En total,
éstas alcanzaron los US$ 140 millones. Las
principales inversiones se realizaron en
Egipto, Argentina, Ecuador. Estos países
están definidos como áreas foco en el Plan
Estratégico 2007-2011 de ENAP.
En Egipto los recursos estuvieron destinados
la venta de la participación en el Bloque El
participación en el Bloque North Bahariya.
En Argentina, destacan las inversiones
efectuadas en los Bloques Área Magallanes
y Pampa del Castillo. En la primera, se con-
tinuó con la realización de trabajos para el
reemplazo de los oleoductos, con el objetivo de restablecer la producción del yacimiento durante el primer trimestre de
2008. En Pampa del Castillo–La Guitarra la
actividad del año estuvo centrada en la
perforación de diez pozos de desarrollo y
la mejora de las instalaciones de producción, lográndose una importante incorporación neta de reservas.
a la perforación de siete pozos exploratorios
En Ecuador, en el Bloque Mauro Dávalos
North Bahariya y seis en El Diyur). La cartera
productores, más uno reinyector, los cua-
y 12 pozos de desarrollo (seis en el Bloque
de proyectos en Egipto incorporó los Bloques Rommana y Sidi Abd El Rahman y, pa-
Cordero (MDC) se perforaron cinco pozos
les formaban parte del compromiso de
inversión asumido con Petroecuador.
20
FINANCIAMIENTO
El financiamiento de los proyectos de inversión de Enap Sipetrol S.A., se realiza
principalmente con depreciaciones y cas-
tigos, capitalización o retención de utilidades, cuando existen, y endeudamiento
con la matriz y con bancos comerciales.
El endeudamiento de la empresa con la
matriz se indexa a una tasa de interés considerando el costo all in logrado por ENAP
en el mercado nacional o internacional
sobre la base de la tasa libor (principalmente bonos de largo plazo, créditos bilaterales y sindicados).
El endeudamiento con bancos comerciales
que suscribe la filial, es conducido por
Enap Sipetrol S.A. y ENAP, conforme a los
términos señalados en la Política Financiera Corporativa de ENAP.
factores de riesgo del mercado
E
nap Sipetrol S.A. participa en el área
la cartera apalancada por la búsqueda de
petróleo compitiendo con otras com-
cala y sinergias, y el uso de tecnologías de
de la exploración y producción de
pañías del rubro para acceder a concesiones en diversas partes del mundo. Para ser
competitivo en su negocio y lograr crecimiento en reservas y producción, Enap Si-
petrol S.A. concentra sus inversiones en las
áreas focos definidas en Latinoamérica,
Medio Oriente y Norte de África.
El riesgo relevante para el negocio está
alianzas, que permitan además ganar esevaluación del riesgo geológico comunes
en la industria petrolera.
El endeudamiento con bancos comerciales
que suscribe la filial, es conducido por
Enap Sipetrol S.A. y ENAP, conforme a los
términos señalados en la Política Financiera Corporativa de ENAP.
esencialmente en el margen de explota-
ción, dado el factor exógeno de precios de
petróleo crudo y gas, que inciden en los
ingresos por venta y en el costo directo de
explotación. Para lo anterior se continúa
ajustando las estructuras de costos y la
excelencia operacional
El riesgo geológico es otro de los factores
de riesgo del negocio, que está dado por
las probabilidades de éxito/fracaso asociado a la exploración. El riesgo geológico,
se mitiga a través de la diversificación de
21
resultado del ejercicio y ac ti v idades
productivas
síntesis de LA GESTIÓN
tó en dos nuevos descubrimientos de pe-
En el yacimiento Campamento Central-Ca-
El resultado de la gestión 2007 de Enap
Qattara (ERQ), con los pozos Ghard-1 y
afectada negativamente por una mayor
Sipetrol S.A. se tradujo en un EBITDA de
US$ 93 millones, lo que equivale a una reducción del 46,6%, respecto del ejercicio
2006. Esto fue resultado de una menor
producción obtenida por el paro preventivo realizado en el Área Magallanes (Argen-
tina) y por la declinación natural en yacimientos de explotación, en Argentina,
tróleo en el Bloque de exploración East Ras
Rana-1. Por otro lado, la declinación de la
producción en pozos perforados en el Bloque North Bahariya, sumado a la venta de
la participación en el Bloque El Diyur, afec-
de su participación en el Bloque El Diyur en
productores más uno reinyector, con algu-
cremento en los costos directos de opera-
ción y en los gastos de administración,
superiores a los de 2006, afectaron negativamente este indicador.
La gestión operacional en la Empresa estuvo caracterizada por una alta tasa de
perforación de pozos en Egipto, que resul-
por conflictos gremiales.
día.
El efecto de la menor producción en el
el precio del petróleo. Sin embargo, el in-
lo que se sumaron pérdidas a raíz de paros
En 2007, Enap Sipetrol S.A. optimizó su
ción, llegando ésta a 1.500 barriles por
En Ecuador, en el Bloque Mauro Dávalos
rrestado en parte por el alza continua en
declinación de la curva básica del activo, a
tó negativamente los niveles de produc-
Ecuador y Egipto.
EBITDA de Enap Sipetrol S.A., fue contra-
ñadón Perdido la meta productiva se vio
Cordero (MDC) se perforaron cinco pozos
nos problemas operativos en uno de ellos
cartera de proyectos, a través de la venta
Egipto. Adicionalmente, se dio inicio al
proceso de venta de la participación en el
Bloque North Bahariya en Egipto, el que se
espera concretar durante el 2008.
que afectaron la meta productiva, pero que
Junto con lo anterior, Enap Sipetrol S.A.
empeño obtenido en la campaña de repa-
Bloques de exploración en Egipto (SAER y
fue compensado en parte por el buen desración de pozos en el Bloque Paraíso, Biguno y Huachito (PBH).
En Argentina, Enap Sipetrol S.A. logró alcanzar las metas de producción para el
yacimiento Pampa del Castillo, a través de
la perforación de diez pozos de desarrollo.
22
confirmó la incorporación de dos nuevos
Rommana) al obtener la firma de los docu-
mentos contractuales por parte de las autoridades respectivas. Estos Bloques fueron adjudicados 2006 en la ronda de
licitación realizada por Egyptian Natural
Holding Company (EGAS), compañía estatal
egipcia.
Resultados
redujeron en 19% (US$ 48,0 millones),
llones. Esta alza refleja la ejecución del plan
Una vez descontado el impuesto a la renta
a US$ 204,9 millones en 2007. Lo anterior
141,6 millones. Este incremento fue com-
en el exterior y el de Primera Categoría en
Chile (17%), la gestión 2007 de Enap Sipetrol S.A. concluyó con una utilidad por US$
pasando de US$ 252,9 millones en 2006
afectó el margen de explotación, el que
se redujo en 51,2% respecto 2006.
9,0 millones. Este resultado es menor en
El resultado no operacional experimentó
cuencia principalmente de la paralización
nes. Este incremento se explica por el
80,8% al obtenido en 2006, como consede la producción del proyecto Área Magallanes en Argentina, debido a los trabajos
de mantenimiento programados y al retraso en la perforación de pozos en Ecuador.
El pasivo circulante muestra un aumento
disminución de los gastos financieros.
respecto del año anterior; mientras el pa-
yecto El Diyur, en Egipto, además de una
Los activos circulantes aumentaron, al si-
ANÁLISIS FINANCIERO
comparación con los US$ 116,3 millones
tuarse en US$ 169,9 millones en 2007, en
del ejercicio anterior.
En términos generales, el activo fijo aumen-
de 2006, pasando de US$ 102,2 millones
8,2% respecto de 2006, debido principal-
otro lado, los costos de explotación se
de US$ 34,3 millones, equivalente a 29%,
sivo de largo plazo disminuyó en US$ 13
millones, lo que obedece a la extinción de
diciembre de 2007 presenta una reduc-
en 2006, a US$ 30,6 millones en 2007. Por
reclasificación de activos para la venta.
ingreso generado por la venta del pro-
producción.
ción de 70,1%, comparado con diciembre
ejercicio, la venta del proyecto El Diyur y la
FINANCIAMIENTO
ACTIVOS
El resultado operacional consolidado a
pensado por la cuota de agotamiento del
una variación positiva de US$ 8,2 millo-
El alto precio alcanzado por el crudo ayudó
a compensar el efec to de la menor
de inversiones del año que alcanzó a US$
tó en US$ 33,3 millones, lo que equivale a
mente al aumento en construcciones y
obras de infraestructura por US$ 51,8 mi23
deuda a más de un año, de la filial Enap
Sipetrol Argentina S.A.
El patrimonio presentó un incremento de
US$ 65,1 millones, equivalente a 32,0%, el
que se origina principalmente por un aumento de capital de US$ 56,0 millones.
Mediante la capitalización de ENAP, la
cuenta de utilidades retenidas se incrementó en US$ 9,0 millones, producto del
resultado obtenido en el ejercicio 2007.
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS EN 2006 Y 2007 (CIFRAS EN MILES DE BARRILES)
2006
País
PETRÓLEO
M BBLS
Argentina
4.951,3
Ecuador
Egipto
TOTAL
GAS
M BOE
TOTAL
M BOE
PETRÓLEO
M BBLS
7.741,2
3.745,6
1.666,5
1.666,5
307,0
6.924,8
2.789,9
2007
2.789,9
GAS
M BOE
481,3
VARIACIÓN 2006-2007
TOTAL
M BOE
1.632,9
1.632,9
-2,0%
-2,0%
307,0
450,7
450,7
46,8%
46,8%
9.714,7
5.829,2
6.310,5
-15,8%
481,3
El endeudamiento del largo plazo con el
cierre del ejercicio anterior era de 0,98 ve-
ducto que el saldo de la deuda se extingue
dos por el incremento de las obligaciones
con bancos e instituciones financieras por
US$ 40,5 millones y el aumento de la cuen-
tas por pagar por US$ 21,8 millones, por las
necesidades originadas como consecuencia
del paro preventivo en la filial en Argentina.
Así también, el Impuesto a la Renta dismi-
nuyó en US$ 11,7 millones por un menor
gasto tributario de la filial Argentina y la
activos en Argentina y Ecuador.
En Argentina la menor producción se debió
dentro del 2008. Por otro lado, el progra-
Magallanes, que finalizó con el cambio del
ma de inversiones que se desarrolló durante 2007 y el paro preventivo de la filial
en Argentina, que implicó una disminución
de las operaciones durante el ejercicio,
generó un mayor endeudamiento con la
al paro preventivo de producción en el Área
oleoducto entre la plataforma AM3 y la Batería de Recepción Magallanes (BRM) y el
oleoducto entre las plataformas AM2 y AM3,
con sus respectivas conexiones y risers.
matriz ENAP por US$ 12,1 millones. Esta
En Ecuador, la baja se explica por el retraso
con ENAP en el período anterior, que al-
de ampliación en MDC y las dificultades
cifra es menor al incremento de la deuda
canzó a US$ 41,2 millones.
Producción
las obligaciones por contratos de derivados
Durante 2007 la producción total de pe-
nalizó el 31 de diciembre de 2007.
car contrato en Ecuador y Egipto) fue de 5,8
por US$ 11,3 millones, cuya operación fi-
-35,0%
sistema financiero, pasó a corto plazo pro-
disminución de Otros Pasivos Circulantes
por US$ 8,7 millones por la finalización de
-82,7%
-45,4%
mente por menores producciones en los
Producto de un capital de trabajo de US$
Los pasivos de corto plazo se vieron influi-
-82,7%
TOTAL
M BOE
-24,4%
ENDEUDAMIENTO
ces, se incrementó en 2007 a 1,12 veces.
GAS
M BOE
4.226,9
LIQUIDEZ
17,5 millones, el índice de liquidez, que al
PETRÓLEO
M BBLS
en la perforación de los pozos del contrato
que se presentaron en la instalación de la
segunda terminación dual concéntrica, lo
cual ha llevado a estudiar diferentes optimizaciones en los sistemas de bombeo.
tróleo de Enap Sipetrol S.A. (luego de apli-
Por otro lado, los buenos resultados de la
millones de barriles, cifra que representa
en Argentina; los últimos pozos de MDC
una reducción de 15,8% respecto del año
anterior. Esta baja se explica principal-
24
perforación en Bloque Pampa del Castillo,
(dos de los cuales son con terminación
horizontal) y los trabajos de acondiciona-
miento de pozos en Bloque PBH, en Ecua-
trol S.A. concentra sus actividades de ex-
Durante 2007, en Argentina continuaron los
de los pozos Shahd-1 y Ghard-1 del Bloque
Medio Oriente y Norte de África (MENA).
tica. Dentro de dicho escenario, cabe desta-
dor; y el inicio de producción adelantada
East Ras Qattara, en Egipto, compensaron
en parte esta disminución en la producción
de petróleo.
Cabe destacar que durante 2007 se imple-
mentó la Política de Confiabilidad Operacional, cuyo objetivo es justamente mejorar
las prácticas operacionales, en lo general,
y de las aplicaciones de ingeniería, producción y mantenimiento, en lo particular.
La producción de gas natural de Enap Si-
ploración y producción en América Latina y
desde mediados de junio de 2007.
ARGENTINA
A lo largo del año hubo también una serie
operador -con el 50% de participación- en
asociaciones sindicales que demandaron
Enap Sipetrol Argentina S.A. actúa como
las concesiones de explotación del Área Magallanes y CAM 2 A Sur, y con 33,33% en el
Permiso de Exploración E2 (ex CAM 1 y CAM
3), en la Cuenca Austral Marina (CAM).
En la Cuenca del Golfo San Jorge, es titular
ción de 82,7 % respecto de la producción
explotación Pampa del Castillo-La Guitarra.
registrada en 2006. Esta disminución se
explica por el paro preventivo de producción en Área Magallanes en Argentina.
SÍNTESIS POR PAÍSES
De acuerdo con el mandato del Plan Estratégico de Negocios de la matriz, Enap Sipe-
car que las exportaciones de gas a Chile
desde la Cuenca Austral fueron suspendidas
América Latina
petrol S.A. en 2007 fue de 481,3 millones
de barriles equivalentes, con una reduc-
inconvenientes asociados a la crisis energé-
y operador del 100% de la concesión de
Asimismo participa como socio no operador, con el 50% en la concesión de explotación de Campamento Central-Cañadón
Perdido, donde opera YPF S.A. En la Cuenca
de Neuquén, participa como socio no operador, con 50% en el Permiso de Exploración
Provincial del Área La Invernada, que es
operada por Wintershall Energía S.A.
25
de acciones protagonizadas por diversas
importantes reajustes salariales, y que en
el caso de la industria petrolera superaron
el 30%.
Además, en noviembre de 2007 fue publicada la Resolución 394, la cual introdujo
un cambio sustancial en las retenciones a
la exportación de petróleo y derivados,
impactando en menores ingresos por barril
de crudo exportado, del orden de US$ 20
por unidad. Consecuentemente y para el
caso de las ventas al mercado interno, el
efecto no está completamente definido,
por cuanto continúan las negociaciones
entre productores y refinadores para establecer un acuerdo de precios.
Nuevos negocios
Área Magallanes Argentina
a problemas de índole climáticos, de dispo-
En 2007 la empresa continuó el proceso de
La producción del yacimiento del Área de
les motivaron la imposibilidad de la puesta
de exploración y producción en las cuencas
te, a partir del 12 de diciembre de 2006,
identificación de oportunidades de negocios
de Neuquén, Golfo San Jorge y Cuenca Austral, alineada con la estrategia de la Línea
E&P de ENAP. Durante este año, Enap Sipetrol
Argentina S.A. consolidó en sus oficinas
centrales de Buenos Aires un equipo de pro-
fesionales en exploración y orientó sus esfuerzos a buscar nuevas oportunidades de
exploración y desarrollo en el corto plazo,
priorizando las cuencas donde se encuentra
posicionada. En tal sentido, participó en la
evaluación de la oferta de áreas que promo-
Magallanes fue suspendida preventivamendebido a que se determinó que el oleoducto
(BRM), presentaba condiciones que impedían
de las Instalaciones, oportunamente com-
cumplir con estándares de operación, según
normas internacionales. Asimismo, como
consecuencia de ello, se determinó que era
conveniente aprovechar dicha reparación
para reemplazar también el oleoducto que
une las plataformas AM-2 y AM-3.
la Provincia de Tierra del Fuego.
AM-3, debiendo para ello diseñar la inge-
actividad estuvo centrada en la evaluación
de oportunidades de crecimiento en los
propios activos, donde se avanzó en forma
importante en las áreas CAM-2A Sur y
Pampa del Castillo-La Guitarra.
primeros meses de 2008.
Paralelamente, se trabajó intensamente en
con la Batería de Recepción Magallanes
Durante todo el 2007 se trabajó en el reem-
Sin perjuicio de lo anterior, el grueso de la
en marcha, estimándose la misma para los
troncal a tierra, que une la plataforma AM-3
vió la empresa YPF S.A. y en el análisis del
área de exploración CA XII, perteneciente a
nibilidad de materiales y logística, los cua-
el levantamiento de una auditoría Integral
prometida con las autoridades, luego del
derrame acaecido a fines de 2005. Como
consecuencia de dicha auditoría, surgieron
una serie de inconformidades, las cuales
han sido incorporadas en los distintos pro-
gramas de trabajo a ser desarrollados para
su pronta remediación.
plazo de los oleoductos AM-3/BRM y AM-2/
Durante 2007 la filial en Argentina trabajó
niería, adquirir los materiales necesarios y
dientes a reestablecer la producción en
contratar la infraestructura adecuada para
el tendido y posterior conexión de las nuevas tuberías. Toda esa serie de actividades,
las cuales en un principio se esperaban finalizar a mediados de 2007, sufrieron diversos retrasos, asociados principalmente
26
arduamente en distintas actividades, tenforma parcial, llegando en el mes de julio
a implementar, en medio de una importan-
te crisis de abastecimiento de gas y bajas
temperaturas, una de las alternativas de
producción. Sin embargo, al cabo de pocos
días de iniciada esta producción parcial, la
Autoridad de Aplicación de la Provincia de
una pequeña variación producto del cierre
to en febrero de 2006, durante 2007 se
operación.
El 100% de la producción de gas se vendió
petrolera del área, llegando a identificar en
Santa Cruz exigió no continuar con dicha
La producción del año, sólo asociada a la
operación recién mencionada, fue de 1.515
barriles de crudo y 5,55 millones de metros
de uno de sus pozos por razones técnicas.
en el mercado interno en Argentina, en
virtud de un contrato con Transportadora
de Gas del Sur S.A. (TGS).
cúbicos de gas (19.160 barriles equivalentes).
En 2007 se completaron los modelos está-
Como consecuencia del paro preventivo de
nándose la posibilidad de perforar dos
producción en Área Magallanes y las obras
destinadas a su puesta en marcha, la Filial
se vio en la necesidad de evaluar distintas
alternativas de financiamiento para regu-
larizar la situación de caja en el corto y
mediano plazo.
CAM-2A Sur
dieron importantes pasos en la evaluación
detalle la ubicación de los primeros pozos
exploratorios a ser perforados. Asimismo,
se avanzó en los estudios de mecánica de
suelos y licencias ambientales.
ticos y dinámicos del reservorio, determi-
También se avanzó en la contratación de un
pozos adicionales al casquete de gas. Estos
nes de 2007 se llamó a licitación pública inter-
pozos no sólo aportarán prácticamente el
doble de producción de gas, sino que tam-
bién, permitirán extender la vida útil del
equipo de perforación, para cuyos efectos, a finacional, estimando la apertura de ofertas y la
adjudicación para los primeros meses de 2008.
yacimiento, mejorando considerablemente
Hacia fines del presente ejercicio restaba
nanciamiento, se ha programado la perfo-
con los términos del contrato de Unión
la economía del mismo. Por razones de firación de estos pozos para 2009
por finalizar las negociaciones relacionadas
Transitoria de Empresas (UTE), para lo cual
se han realizado importantes rondas de
La producción en el yacimiento Poseidón
Área E2 (ex CAM-1/CAM-3)
millones de metros cúbicos de gas (379 mil
En virtud del Convenio de Asociación fir-
Pampa del Castillo-La Guitarra
mantuvo en operación normal dentro de
pañía energética estatal Enarsa e YPF S.A,
La actividad del año estuvo centrada en la
totalizó 67.626 barriles de crudo y 64,4
barriles equivalentes). Este yacimiento se
los volúmenes estimados para el año, con
mado en septiembre de 2006 con la comratificando el Acuerdo previamente suscri27
conversación entre los socios respectivos.
perforación de pozos de desarrollo y la
mejora de las instalaciones de producción,
La Empresa continúa trabajando en la bús-
ECUADOR
tación de reservas del yacimiento. La pro-
en esta área.
Yacimientos MDC y PBH
millones de barriles.
La Invernada
La gestión del quinto año de operación en
La campaña de perforación constó de diez
Dentro de la prórroga del período de ex-
pec, se desarrolló dentro de los lineamien-
tados, lográndose una importante incor-
interpretación sísmica 3D y con la evalua-
con el objetivo de continuar con la exploducción de crudo para el año fue de 2,5
pozos, que entregaron alentadores resulporación neta de reservas, particularmente
en el sector conocido como Pampa Norte.
Con el conocimiento adquirido en esta cuenca,
queda e incorporación de nuevas reservas
ploración, se continuó con los estudios de
ción del potencial del área, con un com-
promiso de 15 UT (equivalentes a US$
75.000) oportunamente concedida por la
Ecuador, a través de su sucursal Enap Sitos de la estrategia que privilegió los esfuerzos orientados hacia el crecimiento,
pero sin descuidar la productividad de los
activos existentes.
Provincia de Neuquén.
Como resultado del impulso de iniciativas
elaborar un plan de desarrollo para el futuro.
Dándose cumplimiento a todos los compro-
nidades de nuevos negocios, seis de las
Campamento Central–Cañadón Perdido
ningún potencial exploratorio acorde con lo
se espera continuar incorporando reservas y
(CCCP)
La actividad del año continuó focalizada en los
proyectos de recuperación secundaria, perforación de pozos de desarrollo y mejora de las
misos asumidos y no habiéndose detectado
proyectado, se decidió iniciar, a partir de
2008, un proceso de retirada (farm out) de
la participación que Enap Sipetrol Argentina
S.A. posee en dicha área.
instalaciones de producción. La producción de
de crecimiento se activaron doce oportucuales requirieron la firma de acuerdos de
confidencialidad y seis se encuentran aún
en análisis con distintos niveles de avance.
Entre ellas hay que resaltar aquellas enmarcadas dentro de la Alianza Estratégica
con la estatal ecuatoriana Petroecuador, las
cuales contribuyen a consolidar el posicionamiento en este foco estratégico de cre-
crudo fue de 1,2 millón de barriles.
cimiento. Complementariamente, y como
28
sustento de esta actividad, se mantuvo una
Todo lo anterior se llevó a cabo dentro de
Tras la firma de los contratos de concesión
nas y con representantes de otras compa-
forme lo validado por el nuevo premio
EGAS y del Ministerio del Petróleo, concre-
relación fluida con autoridades ecuatoriañías petroleras que operan en el país.
En 2007 se logró mantener una producción
promedio en cerca de 17 mil barriles por día,
un clima organizacional privilegiado, conobtenido por Enap Sipec, y que otorga
Great Place to Work, pasando del puesto
14 en 2006 al 6 en 2007.
nivel que se alcanzó como resultado de la
MEDIO ORIENTE Y NORTE DE ÁFRICA
uno reinyector, los cuales formaban parte
EGIPTO
Petroecuador, en el marco de la ampliación
Enap Sipetrol International S.A. en Egipto se
2006 y que supuso un incremento de 25,4
North Bahariya, con el 50% de participación;
perforación de cinco pozos productores y
del compromiso de inversión asumido con
del contrato de MDC, suscrita en agosto de
millones de barriles de reservas a explotar.
Complementariamente, se dieron pasos
firmes hacia la consolidación de la excelencia operacional y administrativa en este
país, destacándose los estudios y trabajos
para lograr optimizaciones en los costos
de operación (generación, mantenimiento,
entre otros) y los avances hacia la certificación de la Norma ISO 14001.
respectivos con las autoridades de la estatal
tadas en septiembre de 2007, Enap Sipetrol
S.A. incorporó oficialmente los Bloques
Rommana y SAER. Asimismo, el 1 de noviembre finalizó el proceso final de venta
del 41% de participación que la Empresa
poseía en el Bloque El Diyur, al mismo tiempo que decidió iniciar el proceso de venta
desempeña como operador en los Bloques
de la participación en el Bloque North Bahariya. Este proceso se espera concluir durante el primer semestre de 2008.
en East Ras Qattara, con 50,5%, y Rommana
Otro de los hitos importantes del año fue-
como socio no operador en el Bloque Sidi Abd
exploratorios del Bloque East Ras Qattara,
con el 40%. Asimismo, la Empresa participa
El Rahman (SAER), con el 30% de participa-
ción. Las concesiones North Bahariya y East
Ras Qattara se encuentran ubicadas en la
ron los éxitos alcanzados en dos pozos
los que se sumaron al éxito de otro pozo
perforado en 2006.
cuenca del Western Desert, mientras que el
Bloque North Bahariya
Norte del Sinaí. Por su parte, el Bloque SAER
El Bloque North Bahariya es operado a tra-
Bloque Rommana se ubica en el extremo
se ubica costa afuera, al oeste de Alejandría.
29
vés de Norpetco, joint venture entre el con-
sorcio formado por IPR, INA y Sipetrol S.A.
Bloque El Diyur
meros descubrieron nuevas acumulaciones
leum Corporation. Como ya se mencionó,
Los antecedentes aportados por la campa-
nuevas áreas comerciales de desarrollo.
rrollo y es así como durante 2007 se perfo-
durante 2006 y 2007 permitieron una ree-
Los descubrimientos logrados dieron origen
cluyéndose un limitado potencial de creci-
donde participan la estatal EGPC, Oil Search
y la estatal egipcia Egyptian General Petroeste Bloque se encuentra en etapa de desararon seis pozos. Sin embargo, debido al
comportamiento productivo de los mismos,
se decidió suspender la campaña para profundizar los estudios geológicos y de reser-
vorio, con el objetivo de optimizar la ubicación de los futuros pozos y de esta
manera, incrementar la recuperación y pro-
ducción total del área. Adicionalmente se
identificó un horizonte Jurásico que actualmente se encuentra en análisis de detalle.
Los antecedentes aportados por la campa-
ña sísmica y de perforación desarrolladas
valuación más precisa de este Bloque, conmiento, por lo cual se recomendó su venta.
Este proceso se desarrolló en forma exitosa, concluyendo el 1 de noviembre de 2007
con la aprobación de la venta por parte de
las autoridades egipcias. Como resultado
Sipetrol International S.A. obtuvo US$ 23,7
millones.
Bloque East Ras Qattara
ña de perforación y los estudios acerca del
Tras la perforación del pozo exploratorio
reevaluación más precisa del Bloque, con-
rivó en el descubrimiento de un nuevo ya-
potencial exploratorio, permitieron una
cluyéndose un limitado potencial de crecimiento, por lo cual se recomendó hacia fines del año iniciar el proceso de venta del
activo.
Shahd-1 realizada el año anterior, que de-
de hidrocarburos que dieron origen a dos
a la creación de la compañía PetroShahd,
y Sipetrol International S.A., la cual tiene por
finalidad la operación, tanto de la producción y desarrollo, como de la exploración en
el Bloque East Ras Qattara. Esto tras haberse
declarado la comercialidad y de haber iniciado la producción, en diciembre.
Por otra parte, durante 2007 continuaron
los estudios para definir nuevos prospectos a perforar tras la adquisición de 375
km2 de sísmica 3D. Estos estudios continuarán durante 2008.
cimiento del mismo nombre, durante 2007
Además, en diciembre de 2007 se inició la
perforándose tres nuevos prospectos:
en el Bloque East Ras Qattara, conocido
se continuó con la campaña exploratoria,
Ghard-1, Rana-1 y Raheek-1. Los dos pri30
perforación del quinto pozo exploratorio
como Salma-1.
Bloque Rommana
Bloque Sidi Abd El Rahman (SAER)
con Repsol YPF y la empresa austriaca OMV,
Este Bloque de 6.184 km2 se ubica en la
Este Bloque costa afuera de 4.294 km2 está
rador. El Bloque se halla en una de las pro-
adjudicado al consorcio formado por PTTEP
Alejandría. Fue adjudicado al consorcio for-
parte Norte de la península de Sinaí y fue
(30%), Centrica (30%) y operado por Sipetrol
International S.A. (40%), en la ronda de licitaciones de EGAS del año anterior.
ubicado en la costa mediterránea al Oeste de
mado por PTTEP (30%), Sipetrol International
S.A. (30%) y operado por Edison (40%), en la
ronda de licitaciones de EGAS 2006.
Esta área presenta un gran potencial, de-
Este Bloque tiene un atractivo potencial
lógicos, lo que aumenta su atractivo (Del-
se ha identificado una serie de prospectos
bido a que convergen tres ambientes geota, Jurásico y Golfo de Suez). La firma del
contrato con el Estado egipcio se efectuó
el 18 de septiembre de 2007. Actualmente
se encuentra en proceso de licitación la
sísmica 3D, para un programa de aproximadamente 1.000 km2. El compromiso
contractual establece la perforación de
seis pozos durante la primera etapa exploratoria que tiene una duración de tres
años.
exploratorio y con la información existente
que serán definidos con una nueva campaña de sísmica 3D, a realizarse en 2008. El
compromiso contractual establece la perforación de dos pozos durante la primera
actuando ésta última compañía como opevincias más ricas en petróleo del mundo,
adyacente al gigantesco campo Ahwaz.
El 30 de junio de 2007, la empresa estatal
petrolera iraní NIOC, declaró comercial el
yacimiento Band E Karkheh. A partir de esa
fecha, se dio inicio al proceso de negociación
del contrato de desarrollo del yacimiento,
que tiene una estimación promedio de reservas de 217 millones de barriles. Se espera
que la negociación de este programa de
desarrollo termine a mediados de 2008.
etapa exploratoria, que tiene una duración
En abril de 2007 se inició la perforación del
contratación de la adquisición sísmica.
de exploración del contrato de servicio con
de tres años. Actualmente se trabaja en la
tercer y último pozo comprometido en la fase
NIOC. El pozo ha mostrado evidencias impor-
tantes de petróleo en las zonas Sarvak e Ilam,
IRÁN
las que están siendo probadas y se espera
que tengan resultados definitivos en el primer
Bloque Mehr
Sipetrol International S.A. posee el 33% de
participación en el Bloque Mehr, en sociedad
31
trimestre de 2008. Una de las posibilidades
que se baraja es que se presente un programa
de desarrollo por ambos descubrimientos.
proveedores y clientes
L
os principales proveedores de Enap
En Egipto los principales proveedores
Los principales clientes de Enap Sipe-
de servicios petroleros y a la compra
Schlumberger; Marubeni Itouch; E C D
Esso Petrolera Argenina SA; Glencore AG;
Sipetrol S.A. corresponden al rubro
de materiales específicos para la exploración y desarrollo de yacimientos de
hidrocarburos:
Cabe señalar que dentro de los principales proveedores y clientes de Enap Sipetrol S.A., se encuentra nuestro accionista
mayoritario, Empresa Nacional del Petróleo (ENAP).
En Argentina, los principales proveedores son:
Siderca S.A.I.C.; Word Group Prod y Serv.
Arg. S.A.; Skanska S.A.; DAP Helicópteros
Argentina S.A.; Luis Nelson Oliva; Sodexho Argentina S.A. Tranship S.R.L. Petro
Tank S.A.; Contreras Hnos S.A.; Brings
Austral S.A.; Pollux Marine Services Corp.;
Solar Turbines Ser; Bahía Grande S.A. Dof
son:
Egyptian Chinese Drilling; Franks Internacional; Tuboscope Vetco.
En Ecuador los principales proveedores
trol S.A. en Argentina son:
Bp Oil Supply Company; YPF S.A.; Trafigura Beheer B.V; Energia Argentina S.A.;
Natural Energy S.A.
son:
Los principales clientes en Egipto son:
ging Petroleum Exploration Bureau; Te-
EGPC; Misr Insurance.
Halliburton Latin America S.A.; Changnaris Global Ser vices (Panama) S.A.;
Saxon Energy Services del Ecuador S.A.;
Tuboscope Vetco International Inc;
Ecuambiente Consulting Group Cia. Ltda.;
Constructora Villacreces Andrade Cia;
Schlumberger Surenco S.A.; Sudamerica
Energy Sudamer S.A.; Ncd Oil Ecuador
S.A.; Weatherford South America Inc.;
Tenaris Global Services Ecuador S.A.;
Orientoil S.A.; Fevise Cia. Ltda.; Arcolands
Cia. Ltda.
Rederias; Trab - Sub S.R.L.; Servicios Petroleros Argentinos S.A; Bekon S.A; Penspen limited Subtronic S.A.;TGS; GAS SRL
32
Egyptian General Petroleum Corporation;
El principal cliente en Ecuador es:
Petroproducción.
seguros
E
nap Sipetrol S.A. en conjunto con
ENAP y Enap Refinerías S.A. mantiene contratos de seguros para
dar coberturas en tierra y costa afuera
a los bienes físicos, existencias, transporte, perjuicios por paralización, polución y contaminación, terrorismo y
responsabilidad civil. Estos están suscritos con las empresas Interamericana
Compañía de Seguros Generales S.A. y
Compañía de Seguros Generales Penta
Security S.A.
Además tiene contratos de seguros de
vida, enfermedades catastróficas y de
accidentes para el personal, así como
de operaciones menores.
33
contratos de asociación
boca oriental del Estrecho de Magallanes,
a. Explotación
El detalle de los proyectos de explotación
de Enap Sipetrol S.A. es el siguiente:
Argentina.
Enap Sipetrol Argentina S.A. como opera-
dor de este contrato, es responsable de
ejecutar todas las operaciones y activida-
a) Area Magallanes
Con fecha 4 de enero de 1991, Enap Sipetrol Argentina S.A. y Yacimientos Petrolíferos Fiscales S.A. celebraron un contrato
de Unión Transitoria de Empresas (UTE),
des en esta área.
(b) Campamento Central - Cañadón
Perdido
Sipetrol Argentina S.A. el 50% de la concesión que YPF S.A. es titular para la explotación de hidrocarburos sobre las
áreas denominadas Campamento Central
- Cañadón Perdido, en la provincia de
Chubut - República de Argentina, que se
rige por la Ley Nº24.145 y sus normas
complementarias y reglamentarias. Siendo YPF S.A. quien realiza las labores de
operador.
con el objeto de ejecutar trabajos de de-
En diciembre de 2000, Enap Sipetrol S.A.
(c) Pampa el Castillo
Area Magallanes, bloque ubicado en la
cual este último cede y transfiere a Enap
Con fecha 25 de septiembre de 2001, Pe-
sarrollo y explotación de hidrocarburos en
Proyecto
País
Area Magallanes
Argentina
Campamento Central
Cañadón Perdido
Argentina
Pampa el Castillo
Argentina
Cam /A Sur
Argentina
North Bahariya
Egipto
El Diyur
Egipto
East Rast Qattara
Egipto
Paraíso, Biguno, Huachito Ecuador
Mauro, Dávalos, Cordero Ecuador
firmó con YPF S.A. un acuerdo a través del
Porcentaje de
participación de
Sipetrol
00
00
%
%
Operador
(a)
50,00
50,00
Repsol - YPF
(b)
(c)
(d)
NORPETCO (Joint Venture Company)
(e)
DIPETCO (Joint Venture Company)
(f)
Petroshahd (Joint Venture Company)
(g)
Sociedad Internacional Petrolera S.A. - Sucursal Ecuador(h)
Sociedad Internacional Petrolera S.A. - Sucursal Ecuador(h)
50,00
100,00
50,00
50,00
50,00
-
50,00
100,00
50,00
50,00
41,00
-
com Energía S.A. cedió a Enap Sipetrol Argentina S.A. el 100% de los derechos de la
concesión de explotación del área hidrocarburífera denominada Pampa del Castillo
- La Guitarra, localizada en la provincia de
Chubut, Argentina.
(d) Cam 2A Sur
En decisión administrativa Nº14 del 29 de
enero de 1999, se adjudicó en favor de YPF
y Enap Sipetrol Argentina S.A. el permiso de
34
exploración sobre el Area Cam 2A Sur. Con
de obtenerse una propuesta favorable se
En junio de 2007, Sipetrol International
Argentina S.A. e YPF S.A. celebraron un
pación de Sipetrol International S.A. en
su participación en este bloque. En Sep-
fecha 7 de octubre de 2002, Enap Sipetrol
Acuerdo de Unión Transitoria de Empresas
(UTE), ubicada en las Provincias de Tierra
del Fuego.
(e) North Bahariya
Con fecha 1 de junio de 2004 se aprobó el
“Plan de Desarrollo”, lo que significó que
con fecha 1 de septiembre se diera inicio a
la producción, dando paso a la fase de ex-
procederá a vender el total de la particieste Bloque. A la fecha de los estados fi-
nancieros nos encontramos en la etapa de
búsqueda de inversionista y recepción de
ofertas. A la fecha de emisión de los es-
tados financieros se habían recibido ofertas por este bloque (Ver Nota 26). Esta
inversión se encuentra clasificada dentro
del activo circulante en Activos para la
venta.
S.A. dio inicio a un proceso de venta de
tiembre de 2007, se suscribió un Sale And
Purchase Agreement con el socio Apache
para la adquisición del total de participación de Sipetrol International S.A.(41%).
Con fecha 1 de diciembre de 2007, el Ministro del Petróleo de Egipto suscribió la
escritura de cesión de la participación de
Sipetrol International S.A. en favor de
Apache, con lo que dió por autorizada la
cesión y, en consecuencia, cerrada la
plotación. Mediante un Concession Agree-
(f) El Diyur
petco, 50% propiedad de Egyptian General
Con fecha 6 de julio de 2005 se aprobó
(g) East Rast Qattara
restante del consorcio Sipetrol Internatio-
que con fecha 15 de agosto de 2005 se
En el marco del proceso de licitación para
a la fase de explotación. Mediante un
neral Petrolera Egipcia (EGPC) para presen-
ment se creó la compañía operadora Nor-
Petroleum Corporation (EGPC) y el 50%
nal S.A., IPR e INA.
En sesión No. 214 de fecha 28 de Agosto
de 2007, se autorizó iniciar proceso de
venta del proyecto.
En octubre de 2007 se inició el proceso de
oferta del activo en el mercado. En caso
transferencia.
el “Plan de Desarrollo”, lo que significó
diera inicio a la producción, dando paso
Concession Agreement se creó la compañía operadora DIPETCO, 50% propiedad
de Egyptian General Petroleum Corporation (EGPC) y el 50% restante del consorcio APACHE, Sipetrol International S.A. e
IPR.
35
el año 2002, abierto por la Compañía Getar ofertas para diversos bloques en el
Western Desert, la filial Sipetrol Internatio-
nal S.A., en conjunto con la empresa australiana Oil Search Ltd., se adjudicó con
fecha 16 de abril de 2003, el Bloque East
Rast Qattara.
El contrato definitivo (contrato de conce-
para el desarrollo de los campos por un
comprometió a ampliar el programa de
el Ministerio de petróleo egipcio, con una
deraban la perforación de 16 pozos (9
de 7 pozos y ampliar la facilidad de pro-
sión), se firmó el 30 de marzo de 2004 ante
participación de Sipetrol International S.A.,
sucursal Egipto, 50,5% (operador) y de Oil
Search Ltd., 49,5%.
En Diciembre de 2007, se reclasificó de
exploración a explotación dado que se dió
inicio a este último proceso.
valor estimado de MMUS$90, que consien PBH y 7 en MDC), la construcción de
una estación de producción en MDC,
adecuación de facilidades y un campamento. A la vez, adquirió el derecho de
explotación y operación, asumiendo el
100% de los costos de operación y ad-
inversiones que contempla la perforación
ducción. Con estos nuevos pozos se certificarán reservas adicionales que permitirán incrementar las reservas actuales de
31.6 a 57.0 millones de bbl de petróleo
crudo.
ministración de los campos.
b. Exploración
(h) Paraíso, Biguno, Huachito y Mauro,
Con fecha 08 de agosto de 2006, se sus-
El detalle de los proyectos de exploración
to del campo MDC, celebrado con Petroe-
Dávalos, Cordero
Con fecha 7 de octubre de 2002, se firmó un contrato con la Empresa de Pe-
cribió un contrato modificatorio al contra-
de Enap Sipetrol S.A. es el siguiente:
cuador, mediante el cual ENAP SIPEC se
tróleos del Ecuador - Petroecuador y su
filial la Empresa Estatal de Exploración
y Producción de Petróleos del Ecuador -
Proyecto
País
Operador
Cam 3
Cam 1
La Invernada
East Rast Qattara
Bloque - Romana
Bloque - Sidi Abd El Rahman
Bloque Mehr
Argentina
Argentina
Argentina
Egipto
Egipto
Egipto
Irán
Wintershall Energía S.A.
Sipetrol International S.A.
Edison International SPA
OMV (Irán) Onshore Exploration GmgH
Porcentaje de
Participación
Enap Sipetrol
00
00
%
%
Petroproducción, para explotar y desarrollar los campos Paraíso, Biguno, Hua-
chito (PBH) y Mauro Dávalos Cordero
(MDC), ubicados en la cuenca oriente del
Ecuador. Por medio de este contrato de
Ser vicios Específicos, la Sociedad se
comprometió a realizar las inversiones
36
(a)
(a)
(b)
(d)
(e)
(f)
33,33
33,33
50,00
40,00
30,00
33,00
33,33
33,33
50,00
50,50
40,00
30,00
33,00
(a) CAM 3 y CAM 1
El Area CAM-1 (Cuenca Austral Marina 1)
fue adjudicada con fecha 4 de septiembre
de 2003 a las empresas Enap Sipetrol Argentina S.A. y Repsol-YPF S.A., por la Secretaría de Energía del Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y
Servicios, quien aceptó la oferta realizada
por las empresas durante el Concurso Público Internacional convocado para esta
licitación.
El área se encuentra ubicada en el océano
Atlántico en la zona austral de Argentina y
Durante el mes de octubre de 2005 la
Formalmente Enap Sipetrol y Repsol YPF
Secretaría de Energía, mediante la cual
de Energía para su posterior adjudicación
Compañía recibió una comunicación de la
comunica a Enap Sipetrol Argentina S.A.
que el área de explotación CAM-1 sería
En el marco del convenio celebrado entre
mo sustentado en el hecho que el área
S.A. para la exploración, desarrollo y even-
propiedad del Estado Nacional). Esto últihabía sido adjudicada a Enap Sipetrol Ar-
gentina S.A. e YPF S.A. durante el año 2003
por la Secretaría de Energía, pero que se
encontraba pendiente la Decisión Administrativa del Poder Ejecutivo Nacional que
la aprobara.
Con fecha 26 de septiembre de 2006, se
explora y produce hidrocarburos (Área
ENARSA, Enap Sipetrol Argentina S.A. e YPF
Magallanes, CAM 2A Sur y CAM 3).
Enap Sipetrol Argentina S.A. y Repsol-YPF
conformaron una Unión Transitoria de Empresas (UTE), destinada a realizar exploraciones de hidrocarburos en esta área y proceder a su explotación comercial en caso de
que las exploraciones sean exitosas.
por parte de ésta al nuevo consorcio.
registrada a nombre ENARSA (empresa
es contigua a otras concesiones donde
actualmente Enap Sipetrol Argentina S.A.
revirtieron el bloque CAM 3 a la Secretaría
suscribió un convenio de asociación entre
S.A. mediante el cual las partes acuerdan
ENARSA, YPF S.A. y Enap Sipetrol Argentina
tual explotación conjunta de la nueva área
E2, la Secretaría de Energía aceptó transferir
a ENARSA el área CAM-3 la cual junto con
la ex área CAM-1 integra la mencionada
área E2 objeto del convenio. Asimismo, la
Secretaría de Energía aceptó compensar las
inversiones pendientes comprometidas en
el área CAM-3 con el compromiso de per-
forar un segundo pozo de exploración dentro de la nueva área E2.
suscribir un contrato de UTE, cuya partici-
Cabe mencionar que actualmente las par-
partes, encontrándose en etapa de nego-
de Unión Transitoria de Empresas para la
pación es de un 33,33% de cada una de las
ciaciones. ENARSA, como titular del área
CAM 1 (en adelante E2), aporta este bloque
y Enap Sipetrol Argentina S.A., en conjunto
con YPF S.A., aportan el bloque CAM 3.
37
tes se encuentran negociando un Contrato
Exploración y Explotación de Hidrocarburos en el área E2 a fin de regular los derechos y obligaciones entre Enap Sipetrol
Argentina S.A., YPF S.A. y ENARSA en su
calidad de socios y copartícipes en la ex-
Con fecha 29 de marzo de 2005 se celebró
Con fecha 18 de septiembre de 2007 se
forme lo acordado básicamente en el Con-
sas el cual se encuentra inscrito ante la
comenzando así la etapa de exploración.
ploración y explotación del área E2 convenio de Asociación.
el Contrato de Unión Transitoria de EmpreInspección General de Justicia bajo el Nº74,
firmó Concesion Agreement por el bloque
Libro 01 de fecha 10 de mayo de 2005.
(d) Bloque 8 - Sidi Abd El Rahman
(c) Bloque 2 - Rommana
El Bloque 8, costa afuera, será operado por
carburos de la Provincia de Neuquén el 9
Enap Sipetrol S.A. a través de su filial Sipe-
pación de 40% en el consorcio conformado
hall Energía S.A. (WIAR) con fecha efectiva
a fines de diciembre 2006 dos contratos de
(b) La Invernada
Bloque licitado por la Dirección de Hidrode junio de 2003 y adjudicado a Winters29 de octubre del 2003. El contrato de exploración se firmó entre WIAR y la Dirección de Hidrocarburos el día 11 de noviembre de 2003. La Sociedad, luego de evaluar
trol International S.A. se adjudicó en Egipto
exploración, sujeto a los términos, procedimientos y aprobaciones necesarias por
parte de las autoridades egipcias.
el potencial exploratorio de este bloque,
El Bloque 2 en tierra será operado por Si-
Bidding Agreement, para obtener una op-
ción de 40% en el consorcio conformado
suscribió con WIAR un Joint Study and
ción de entrada por un 50% de participación en condiciones “ground floor”. Con
fecha 21 de diciembre de 2004 mediante
Decreto de la Provincia de Neuquén 2949,
se aprobó la cesión del 50% de la participación de Wintershall Energía S.A. en el
Edison International SPA con una particijunto a PTT Exploration and Production
Public Company Limited (“PTTEP”) y Sipetrol Internacional S.A. con un 30% cada
una. Esta área está ubicada en el noreste
de Egipto, Mar Mediterráneo, con un superficie de 4.294 kms2.
petrol International S.A. con una participa-
Con fecha 18 de septiembre de 2007 se
con PTT Exploration and Production Public
que comenzando a sí la et apa de
Company Limited (“PTTEP”) y Centrica con
un 30% cada una. Esta área está localizada
en el norte del SINAB y tiene una superficie
de 6.200 kms2.
firmó el Concession Agreement por el bloexploración.
El bloque está bajo un contrato de producción compartida con EGAS, el compromiso
de trabajo mínimo durante los 3 primeros
Contrato y Permiso de Exploración a favor
años contempla la adquisición y procesa-
de Enap Sipetrol Argentina S.A.
miento de información sísmica 2D y 3D y
38
la perforación de 5 pozos exploratorios en
el Bloque 2 y 2 pozos exploratorios en el
Bloque 8.
(e) Bloque Mehr
Enap Sipetrol S.A., a través de su filial Sipetrol International S.A., posee el 33% de participación en el Bloque Mehr en sociedad
con Repsol YPF y OMV, siendo este último
su operador. El bloque se localiza en una
de las provincias con mayores reservas de
petróleos del mundo, adyacente al gigantesco campo Arwaz. Desde la obtención de
la concesión en el 2001, el bloque se en-
cuentra en su etapa de exploración, habiéndose realizado un descrubrimiento.
Con fecha 30 de junio 2007, la NIOC declaró la comercialidad del Bloque.
Actualmente la empresa está en búsqueda
de una compañía interesada en adquirir
nuestra participación en el Bloque Mehr.
39
instalaciones, equipos y propiedades
E
nap Sipetrol S.A., cuenta con los siguientes activos:
Argentina: Participación en los bloques del Área Magallanes (50%), CAM 2 A Sur (50%); Pampa
del Castillo - La Guitarra (100%); y Campamento Central - Cañadón Perdido (50%). A
su vez, en faenas de exploración en territorio argentino participa en los bloques La
Invernada (50%), y E2 (33,3%) (ex CAM 1 y
CAM 3).
Ecuador: A través de su sucursal Enap Sipec tiene
contratos con Petroproducción y Contratos
Egipto: Chile: Egipto, participa en actividades de explo-
de 1994, suscribió un contrato de arren-
La filial Sipetrol International S.A., Sucursal
ración y producción en los Bloques North
Bahariya (50%) y East Ras Qattara (50,5%).
También participa en actividades de exploración en los Bloques East Ras Qattara
(50,5%), Bloque Rommana (40%) y Sidi Abd
El Rahman (30%).
En este país Sipetrol International S.A. desarrolla actividades de exploración en el
Bloque Mehr, con una participación de
33%.
En las mencionadas actividades de explo-
campos Mauro Dávalos Cordero (MDC) y
exterior, Enap Sipetrol S. A. cuenta con
Paraíso, Biguno y Huachito (PBH), de la Región Amazónica Ecuatoriana, cuya operación está a cargo de la sucursal Enap
damiento con opción de compra con la
Compañía de Seguros de Vida Santander
S.A., hoy Metlife Chile Seguros de Vida S.
A., por las oficinas N° 401, N° 402 y N° 501,
5 bodegas y 27 estacionamientos del edificio ubicado en calle Avenida Tajamar N°
183, comuna de Las Condes en Santiago.
Irán: de Servicios Específicos para el Desarrollo
y Producción de Petróleo Crudo en los
Además la sociedad, con fecha 19 de julio
ración y producción de hidrocarburos en el
equipos y maquinarias propias de la
industria.
Sipec.
40
La duración del contrato es de 240 meses
con fecha de término el 11 de julio de
2014.
marcas y patentes
L
a marca Enap Sipetrol esta debida-
mente registrada en Chile en las clases 37, 39, 40 y 42 con fecha de ven-
cimiento 29 de marzo 2016. A su vez, Enap
Sipetrol se encuentra registrada como
marca o en trámite en los siguientes países: Argentina, Brasil, Ecuador, EEUU, Colombia, Venezuela, Egipto, Irán, Reino
Unido y Uruguay.
No existen patentes registradas.
41
distribución de utilidades y política de
dividendos
C
on fecha 31 de marzo de 2006, en
repartir como dividendo un 100% de las
se aprobó repartir el 57% de las utilidades
al 31 de diciembre de 2006. Mediante
Junta Ordinaria de Accionistas Nº 16,
el año 2005, correspondientes a MUS$
36.823 los cuales se pagaron el 31 de
marzo 2006.
Con fecha 21 de agosto de 2006, en Junta
Extraordinaria de Accionistas Nº 15, se
acordó repartir como dividendo el restante 43% de las utilidades líquidas del
ejercicio finalizado al 31 de diciembre de
utilidades líquidas del ejercicio finalizado
Junta Extraordinaria de Accionistas Nº 19
de Enap Sipetrol S.A., celebrada el 28 de
diciembre de 2007, se acordó suspender
el traspaso de las utilidades líquidas generadas en el ejercicio 2006, lo cual fue
ratificado por Oficio Nº 1272 de fecha 28
de diciembre de 2007 del Ministerio de
Hacienda.
2005.
Con fecha 27 de abril de 2007, en Junta
Ordinaria de Accionistas Nº 17, se acordó
42
gestión ambiental y RSE
L
a gestión en medio ambiente y res-
sociedad ha establecido sus prioridades
• Incorporación de prácticas de perfora-
S.A. estuvo orientada al cumpli-
Gestión Ambiental, bajo la norma ISO
(“locación seca”) en Enap Sipetrol Ar-
ponsabilidad social de Enap Sipetrol
miento de su “Política de Medio Ambiente
y Responsabilidad Social”, cuyo objetivo
es lograr la sustentabilidad de las operaciones, velando por la salud y la seguridad de los empleados y por el cuidado del
para la implementación de un Sistema de
14.001, así como la implementación de
un Sistema de Gestión en Seguridad Industrial y Salud Ocupacional, bajo la norma OSHAS 18.001.
entorno. Otros objetivos son asegurar la
Mapa Estratégico de Riesgos HSE
desarrollar la responsabilidad social em-
En 2007 partió la confección del “Mapa
tisfacción de los clientes y de la comuni-
con el objetivo de identificar, evaluar y
calidad de los productos y servicios y
presarial, logrando de esta forma la sa-
dad en general. A continuación se
presenta un resumen de los hitos más
importantes alcanzados durante 2007:
Sistema de Gestión HSE
Estratégico de Riesgos HSE Línea E&P”,
ción ambientalmente sustentables
gentina, las que minimizan la superficie de terreno afectada y la generación
de residuos de perforación.
• En Ecuador destaca la implementación
de procesos de remediación biológica
de suelos, mediante la inoculación de
enzimas que facilitan la mineralización
bacteriana de los hidrocarburos.
priorizar los riesgos relevantes a los que
• En los proyectos de perforación de po-
predeterminan los ejes principales de
de éste, son restituidas de manera que
están expuestas las operaciones y los que
gestión en el Plan Estratégico de Negocios
(PEN) del quinquenio 2007–2011.
zos luego de concluida las operaciones
la situación final del área intervenida se
asemeje a la condición inicial en que se
encontraba.
Enap Sipetrol S.A., en conjunto con la di-
Saneamiento de Pasivos
responsabilidad social, ha establecido los
Entre las numerosas iniciativas empren-
ción de un Sistema de Gestión Integrado
al saneamiento de pasivos ambientales y
Las unidades de negocios han abordado al-
por las operaciones, cabe mencionar las
proteger áreas de valor medioambiental. Al
fusión de la política de medio ambiente y
lineamientos generales para la conformade Salud, Seguridad y Medio Ambiente
(Health, Safety and Environment, HSE por
sus siglas en inglés). De esta manera cada
didas por Enap Sipetrol S.A., destinadas
de recuperación de terrenos impactados
siguientes:
43
Protección y Conservación
Medioambiental
gunas iniciativas destinadas a conservar y/o
respecto destacan las siguientes iniciativas:
• Las operaciones de explotación de petró-
También en Pampa del Castillo, se han
ReLACIONES CON LA COMUNIDAD
Mauro Dávalos Cordero y Paraíso, Biguno
extracción artificial más eficientes (bom-
Enap Sipetrol S.A. está comprometida con el
evaluación de las mismas en condiciones
en donde se inserta, promoviendo el equili-
leo de Enap Sipec en Ecuador (campos
y Huachito), se realizan en áreas en las
que se presentan ecosistemas especiales
(bosque siempre verde de tierras bajas
inundados temporalmente, denominados
Varzea y bosque siempre verde de tierra
firme), cuya conservación es parte de los
compromisos asumidos en los Planes de
Manejo Ambiental (PMA) respectivos.
desarrollado ensayos con sistemas de
ba de cavidades progresivas o PCP) y
de operaciones no usuales (combinación
de altos caudales y profundidades). Estas
bombas tienen eficiencia energética considerablemente superior (hasta 60%) a la
demostrada por las bombas electrosumergibles (hasta 40%).
Energías Renovables
Una de las iniciativas importantes em-
En el ámbito de las energías renovables
zación del gas proveniente de los yaci-
destaca la iniciativa del activo Pampa del
Castillo de Argentina, que durante el
2007 obtuvo la aprobación del Estudio de
Impacto Ambiental para ejecutar un pro-
yecto piloto de generación eólica, a partir
de 2008. El proyecto consiste en la insta-
lación de un aerogenerador de traslación,
que entregará inicialmente una potencia
máxima de 300 kW, previéndose ampliar
la capacidad de generación en función de
progreso y el bienestar de las comunidades
brio entre éstas y las actividades productivas, a través de un diálogo transparente y
constructivo y la generación de buenas prácticas. A continuación se detallan las principales actividades desarrolladas:
Enap Sipec, Ecuador
prendidas por Enap Sipec ha sido la utili-
En el contexto de sus obligaciones con-
mientos de crudo para la autogeneración
tivas voluntarias de la empresa en apoyo a
eléctrica, tanto en el Campo MDC (Mauro
Dávalos Cordero) como en el Campo PBH
(Paraíso, Biguno y Huachito). Esto ha permitido disminuir la quema de gas en antorchas y el uso de diesel como principal
combustible y por tanto disminuir las
emisiones atmosféricas, y por ende, contribuir al cuidado del medio ambiente.
los resultados obtenidos.
tractuales, a las cuales se suman las inicialas comunidades locales, Enap Sipec ha
contribuido en Ecuador en el mejoramiento
de la calidad de vida de las poblaciones
asentadas en el Área de influencia directa,
en los Campos Mauro Dávalos Cordero
(MDC) y Paraíso-Biguno-Huachito (PBH).
Este apoyo se ha focalizado en los 3 ejes
contemplados en el Plan de Manejo Ambiental, bajo la filosofía y práctica de los
principios de co-gestión, co-financia44
miento y co-participación, en los siguientes aspectos:
Educación: Entrega de becas y materiales
contra el Cáncer, se da apoyo logístico
(transporte, estadía y alimentación) a las
personas que por motivos de salud deben
para hidratación vial en el Campo MDC y
en el Campo PBH.
viajar a la capital.
Asimismo se entrega capacitación para
mejoramiento de y/o construcción de in-
Este trabajo tiene un fuerte énfasis en la
ganadero (razón de ser de su asentamiento
Salud: Enap Sipec en los Campos MDC y
Desarrollo y fortalecimiento Comunita-
las comunidades, a través de la contrata-
ha potenciado el uso de mano de obra no
para uso y apoyo escolar, capacitación,
fraestructura requerida.
PBH, apoya el mejoramiento de la salud de
ción de un médico que realiza visitas y se
suscribieron convenios para aprovechar la
disponibilidad de una unidad móvil.
Asimismo, con la finalidad de mejorar este
eje de desarrollo, se han suscrito convenios con ONG’s como Operación Sonrisa,
mediante el cual se han realizado cirugías
a niños y jóvenes que presentan problemas
de labio leporino, paladar hendido, secuelas de quemaduras y tumores benignos.
De igual manera, mediante convenio con
la Fundación de los Amigos en la Lucha
prevención.
ejecutar proyectos de desarrollo agrícola y
en la zona, bajo la política del Estado,
cuando adjudicó esas tierras).
rio: En este aspecto, en los dos campos se
Finalmente, a fin de ser parte del desarrollo
calificada, para la ejecución de tareas ma-
las operaciones de Enap Sipec, se ha deci-
nuales y/o artesanales.
Otras actividades bajo este eje del Plan de
Relaciones comunitarias, tienen que ver
con la contratación de servicios disponi-
bles en la zona como: servicios de transporte, alimentación, alojamiento para trabajadores de contratistas que deben
integral de los cantones donde se asientan
dió entregar voluntariamente el 25% del
impuesto a la renta, a favor de las institu-
ciones del gobierno local a fin de que éstas
inviertan en obras de desarrollo, buscando
concienciar a las mismas en la necesidad
de fortalecer la inversión en las poblaciones del área de influencia de la empresa.
permanecer períodos de tiempo superiores
Enap Sipetrol, Egipto
los trabajadores comunitarios y la comu-
Dentro de las iniciativas emprendidas por
a una semana, servicio de transporte para
nidad en general, servicio de un tanquero
45
Enap Sipetrol en Egipto se encuentra la
suscripción voluntaria con la Asociación
para la Protección del Medio Ambiente,
Enap Sipetrol Argentina comprometió el
ticas y papel, el cual comenzó en julio de
un Centro de Rehabilitación de Pingüinos
una Campaña de reciclaje de botellas plás2007, la cuales se retiran periódicamente.
Enap Sipetrol Egipto posee una coordinación permanente con el Hospital Dar El-
fouad para atender los casos de evacuación médica desde las operaciones,
mediante la utilización de ambulancias por
vía terrestre.
También con la participación de los trabajadores se han organizados campañas de
voluntariado con Council of Cancer El-Kasr
El –Ainy Hospital.
apoyo financiero para la construcción de
en la Reserva Provincial de Cabo Vírgenes,
mediante un convenio firmado con la Universidad Nacional de la Patagonia Austral,
la Fundación UNPA, el Consejo Agrario y la
Subsecretaría de Medio Ambiente de Santa
Cruz: El proyecto tiene como propósito
general, el estudio, control y protección de
la colonia de más de 200 mil ejemplares
que cada año anida en la zona para procrear. Asimismo, el complejo permitirá
actuar con celeridad ante un eventual derrame de hidrocarburos.
Enap Sipetrol Argentina
Durante el 2007 se inició un trabajo tendiente a definir una estratégia de RSE alineada con Casa Matriz, que permita for-
talecer el trabajo con stakeholders en las
cercanías de las operaciones.
46
47
Sipetrol
International S.A.
6 de enero de 1994
17 de julio de 1997
Enap Sipetrol
Argentina S.A.
Terminales
Marítimas
Patagónicas S.A.
FECHA DE
CONSTITUCION O
ADQUISICIÓN
EMPRESA
º
MUS$ 76.895
$ 14.360.000
pesos
argentinos
MUS$ 15.027
CAPITAL
SUSCRITO Y
PAGADO
Alberto Gil
Nelson Muñoz
Guerrero
El objeto principal de la sociedad es realizar en el extranjero
en forma directa o en asociación con terceros toda clase de
actividades de exploración, explotación o aprovechamiento
de yacimientos que contengan hidrocarburos pudiendo
celebrar toda clase de actos y contratos y desarrollar todas
las actividades comerciales e industriales que sean
necesarias para el logro de esos objetivos
Nelson Muñoz
Guerrero
PRESIDENTE
El objeto principal de la sociedad es prestar servicios de
almacenaje y embarque de hidrocarburos y otras operaciones
complementarias con esta actividad.
La sociedad tiene por objeto dedicarse por cuenta propia,
de terceros o asociada a terceros mediante la formación de
Uniones Transitorias de Empresas, agrupaciones de
colaboración, joint ventures, consorcios y cualquier otra
forma de asociación a las siguientes actividades: a)
exploración, explotación, beneficio de yacimientos que
contengan hidrocarburos, compra, venta, importación,
exportación, almacenamiento y transporte de hidrocarburos
líquidos o gaseosos, sus subproductos, minerales y otras
substancias halladas o producidas en relación con los
mismos, pudiendo asimismo refinarlos y comercializarlos
como resulte mas conveniente; b) montaje, construcción, y
operación en tierra o costa afuera de instalaciones y
estructuras de perforación, elaboración y procesamiento
relacionados con la actividad minera y petrolera; c)
obtención de concesiones mineras y/o petroleras y venta,
arrendamiento e intercambio de tales productos; d)
servicios de asesoramiento relacionados a las actividades
anteriormente descriptas; y e) operación de plantas
petroquímicas.
OBJETO SOCIAL
Nelson Muñoz Guerrero;
Clase B:
Gabriel C. Grzona;
Raúl A. Rodríguez;
Jorge Brizuela;
Adrian F. Peres;
Roberto Hopson.
Clase A:
Alberto Gil (Presidente)
Marcelo Bomcimin;
Manuel López L.
Sergio Galan;
Carlos G. Crivelli.
Salvador Harambour Palma
Pablo Martínez Viertel
DIRECTORES TITULARES
DIRECTORIO DE LA SOCIEDAD
Julio Mayanz Csato
DIRECTORES
SUPLENTES
sociedades filiales y coligadas
48
28 de abril de 1998
19 de julio de 2002
Sipetrol (UK)
Limited
Sociedad
Internacional
Petrolera Enap
Ecuador S.A.
Sociedad Internacional
Petrolera Enap Ecuador S.A.
Sipetrol (UK) Limited
Sipetrol Brasil Ltda..
Gerente General: Roberto
McLeod
70%
100,0%
99,9%
100%
20,00%
Gerente General: Ramón
Concha Barrientos.
Administrador: José Carlos
Ribeiro
13, 79%
99,5%
Compañía Latinoamericana
Petrolera S.A.
Gerente General: Alfredo
Sabatini
Gerente General: Salvador
Harambour Palma
Julio Bertrand Planella.
Salvador Harambour Palma
Pablo Martínez Viertel
Sergio Azzari Maldonado
Lisandro Rojas Galliani
EJECUTIVOS DE SOCIEDADES DE
ENAP
SIPETROL S.A. EN FILIAL/COLIGADA
.
ACTOS O CONTRATOS
CELEBRADOS
Vicente Rodríguez Gaete, Julio
Mayanz Csato, José Manuel Soffia.
Nelson Muñoz Guerrero, Julio
Bertrand.
Jorge Bunster B.
Arturo Natho Gamboa
Salvador Harambour Giner
RELACIONES COMERCIALES
Vicente Rodríguez
Gaete
El objeto social es Hidrocarburífera en todas sus fases
incluyendo exploración, explotación, procesamiento,
distribución, comercialización, transporte a través de
terceros, servicios petroleros y cualquier otra actividad
p e r mi t i d a p o r l a L e y E cu a to r i a n a d e n t r o d e l á r e a
hidrocarburífera.
Participación de Enap
Sipetrol S.A.
Nelson Muñoz
Guerrero.
Jorge Bunster Betteley
La Sociedad tiene por objeto principal realizar prospecciones,
explorar, desarrollar, mantener y trabajar todos o cualquier
terreno, pozos, minas o derechos de explotación minera,
derechos y concesiones de perforación, minerales, trabajos
y otros elementos necesarios para contener el petróleo, gas,
aceite u otros minerales y los productos similares. Además,
participar en el negocio de productores, transportadores,
refinadores, almacenes, surtidores y distribuidores del
petróleo, gas, aceite u otros productos minerales.
El objeto de la sociedad es realizar de forma directa o en
asociación con terceros, actividades relacionadas a la
industria del Petróleo y Gas, especialmente exploración,
explotación o benef icio de depósitos en pozos que
contengan hidrocarburos, transporte, sobre cualquier
modalidad, importación y exportación, pudiendo para tal
caso, celebrar actos y contratos y desarrollar actividades
comerciales, industriales y de servicios que sean necesarias
para alcanzar esos objetivos. La sociedad puede, incluso,
participar de consorcios o de capital de otras empresas,
pudiendo ejercer sus actividades en Brasil y en el exterior.
Sipetrol Internacional S.A.
Terminales Marítimas
Patagónicas S.A.
Enap Sipetrol
Argentina S.A.
MUS$ 10
MUS$ 1.000
MUS$ 14.188
M$ 7. 824.016
EJECUTIVOS PRINCIPALES
5 de enero de 1999
Sipetrol Brasil
Ltda.
EMPRESA
31 de diciembre de
1992
Compañía
Latinoamericana
Petrolera S.A.
Realizar en el extranjero por cuenta propia o ajena proyectos
de exploración y explotación de petróleo, gas y derivados,
así como compraventa expor tación e impor tación y
comercialización de dichos productos.
0,0%
0,2%
0,0%
0,5%
4,4%
1,5%
49,6%
PROPORCION DE
LA INVERSION
SOBRE TOTAL DE
ACTIVOS
Claudio Aldana
Muñoz, René Pérez
Pérez, Carlos Herrero
Pisan.
Ramiro Mendez
Urrutia, Gonzalo
Aspillaga Herrera,
Ricardo Bunidich
Diez, Sergio Azzari
Maldonado, Julio
Mayanz Csato.
hechos esenciales
C
on fecha 27 de abril de 2007, en Junta
Ordinaria de Accionistas, se acordó
repartir como dividendo un 100% de
las utilidades líquidas del ejercicio finali-
zado al 31 de diciembre de 2006. Median-
te Junta Extraordinaria de Accionistas Nº
19 de Enap Sipetrol S.A., celebrada el 28
de diciembre de 2007, se acordó suspender el traspaso de las utilidades líquidas
generadas en el ejercicio 2006, lo cual fue
ratificado por Oficio Nº 1272 de fecha 28
de diciembre de 2007 del Ministerio de
Hacienda.
49
Deloitte
Auditores y Consultores Ltda.
RUT: 80.276.200-3
Av. Providencia 1760
Pisos 6, 7, 8, 9 y 13
Providencia, Santiago
Chile
Fono: (56-2) 729 7000
Fax: (56-2) 374 9177
e-mail: [email protected]
www.deloitte.cl
A los señores Accionistas de
ENAP Sipetrol S.A.
Hemos auditado los balances generales consolidados de ENAP Sipetrol S.A. y Filiales al 31 de
diciembre de 2007 y 2006 y los correspondientes estados consolidados de resultados y de flujo de
efectivo por los años terminados en esas fechas. La preparación de dichos estados financieros
consolidados (que incluyen sus correspondientes notas), es responsabilidad de la administración de
ENAP Sipetrol S.A. y Filiales. Nuestra responsabilidad consiste en emitir una opinión sobre estos
estados financieros, basada en las auditorías que efectuamos.
Nuestras auditorías fueron efectuadas de acuerdo con normas de auditoría generalmente aceptadas en
Chile. Tales normas requieren que planifiquemos y realicemos nuestro trabajo con el objeto de lograr
un razonable grado de seguridad de que los estados financieros están exentos de errores significativos.
Una auditoría comprende el examen, a base de pruebas, de evidencias que respaldan los importes e
informaciones revelados en los estados financieros. Una auditoría también comprende una evaluación
de los principios de contabilidad utilizados y de las estimaciones significativas hechas por la
administración de la Sociedad, así como una evaluación de la presentación general de los estados
financieros. Consideramos que nuestras auditorías constituyen una base razonable para fundamentar
nuestra opinión.
En nuestra opinión, los mencionados estados financieros consolidados presentan razonablemente, en
todos sus aspectos significativos, la situación financiera de ENAP Sipetrol S.A. y Filiales al 31 de
diciembre de 2007 y 2006 y los resultados de sus operaciones y el flujo de efectivo por los años
terminados en esas fechas, de acuerdo con principios de contabilidad generalmente aceptados en Chile.
Febrero 1, 2008
Jorge Belloni Massoni
50
balances y estados financieros 2007
Informe de los Auditores Independientes
Balance General
Estados de Resultados
Estados de Flujo de Efectivo
Nota Explicativa a los Estados Financieros
Análisis Razonado de los Estados Financieros
51
Balance y Estados Financieros 2007
ENAP SIPETROL S.A. Y FILIALES
BALANCES GENERALES CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2007 Y 2006
(En miles de dólares de los Estados Unidos)
2007
2006
MUS$
MUS$
ACTIVO
CIRCULANTE:
Disponible
6.062 6.408
Depósitos a plazo
10.420 3.357
Deudores por ventas
70.524 72.904
Deudores varios
21.799 6.802
761 4.689
3.077 996
10.008 7.118
6.517 2.342
485 - 40.283 11.717
169.936 116.333
940.176 888.379
Maquinarias y equipos
6.785 4.536
Otros activos fijos
4.406 3.609
(511.752)
(490.243)
439.615 406.281
Documentos y cuentas por cobrar a empresas relacionadas
Existencias
Impuestos por recuperar
Gastos pagados por anticipado
Impuestos diferidos
Otros activos circulantes
Total activo circulante
FIJO:
Construcciones y obras de infraestructura
Depreciación acumulada
Total activo fijo neto
OTROS ACTIVOS:
Inversiones en empresas relacionadas
2.428 2.285
Inversión en otras sociedades
7.664 7.664
410 408
6.336 6.979
Deudores a largo plazo
Impuestos diferidos a largo plazo
Total otros activos
16.838 17.336
TOTAL ACTIVO
626.389
Las notas adjuntas Nros.1 a 28 forman parte integrante de estos estados financieros consolidados.
52
539.950
2007
2006
MUS$
MUS$
PASIVOS Y PATRIMONIO
CIRCULANTE:
Obligaciones con bancos e instituciones financieras a corto plazo
40.529 -
Obligaciones con bancos e instituciones financieras largo plazo
porción corto plazo
21.044 22.595
Obligaciones a largo plazo con vencimiento dentro de un año
207 167
Cuentas por pagar
47.979 26.081
Acreedores varios
119 Documentos y cuentas por pagar a empresas relacionadas
10.986 Provisiones
11.742 Retenciones
7.679 Impuesto a la renta
6.411 Impuestos diferidos
- Otros pasivos circulantes
152.400 A LARGO PLAZO:
- 1.836 Documentos y cuentas por pagar a empresas relacionadas largo plazo
188.336 Provisiones a largo plazo
13.718 Total pasivo a largo plazo
203.890 184.167
PATRIMONIO:
Sobreprecio en venta de acciones propias
9.371 Otras reservas
77.282 Utilidad del ejercicio
(72.873)
30.653
8.963 46.629
268.829 TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO
203.685
626.389 Las notas adjuntas Nros.1 a 28 forman parte integrante de estos estados financieros consolidados.
53
9.371
Total patrimonio
1.272
189.905
(72.692)
Utilidades acumuladas
10.189
216.854
1.270 245.905 21.000
Capital pagado
14.457
1.498
Interés minoritario
129
118.139
Acreedores varios largo plazo
10.435
18.155
Obligaciones con bancos e instituciones financieras
3.049
11.575
5.704 Total pasivo circulante
11.496
539.950
ESTADO CONSOLIDADO DE RESULTADOS
POR LOS AÑOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2007 Y 2006
2007
2006
MUS$
MUS$
271.585 389.703
RESULTADO OPERACIONAL
Ingresos de la explotación
Costos de la explotación
(204.914)
(252.946)
Margen de explotación
66.671 136.757
Gastos de administración y ventas
(36.079)
(34.557)
Resultado operacional
30.592 RESULTADO NO OPERACIONAL
Ingresos financieros
898 Utilidad devengada por inversión en empresas relacionadas
- Otros ingresos
Pérdida por inversión en empresas relacionadas
Amortización menor valor de inversión
Otros egresos
Diferencias de cambio
696
468
15.170 4.632
(199)
(41)
- Gastos financieros
102.200
(203)
(15.627)
(14.691)
(955)
(2.427)
(2.233)
402
Resultado no operacional
(2.946)
Utilidad antes de impuesto
a la renta e interés minoritario
(11.164)
27.646 91.036
Impuesto a la renta
(18.686)
(44.215)
3
(192)
UTILIDAD DEL EJERCICIO
Las notas adjuntas Nros.1 a 28 forman parte integrante de estos estados financieros consolidados.
54
8.963 46.629
ESTADO CONSOLIDADO DE FLUJO DE EFECTIVO
2007
2006
MUS$
MUS$
264.007 378.884
239 681
Dividendos y repartos percibidos
926 271
Otros ingresos percibidos
2.313 13.514
Pago a proveedores y personal (151.874)
(208.108)
Intereses pagados (15.627)
(14.713)
Impuesto a la renta pagado (30.401)
(32.704)
Otros gastos pagados (12.940)
(11.162)
Impuesto al valor agregado y otros similares pagados
(5.749)
(2.147)
50.894 124.516
FLUJO NETO ORIGINADO POR ACTIVIDADES DE FINANCIAMIENTO
FLUJO NETO ORIGINADO POR ACTIVIDADES DE LA OPERACIÓN
Recaudación de deudores por ventas
Ingresos financieros percibidos
Flujo neto originado por actividades de la operación
Obtención de préstamos 40.532
- Obtención de otros préstamos de empresas relacionadas
194.559
144.231
Pago de préstamos (22.551)
(22.500)
Pago otros préstamos de empresas relacionadas
(134.547)
(167.556)
77.993
(45.825)
Flujo neto originado por (utilizado en) actividades de financiamiento
FLUJO NETO ORIGINADO POR ACTIVIDADES DE INVERSIÓN
Venta de activo fijo
Incorporación de activos fijos Otros desembolsos de inversión
23.797
-
(144.677)
(77.705)
(1.290)
- Flujo neto utilizado en actividades de inversión
(122.170)
(77.705)
FLUJO NETO TOTAL DEL EJERCICIO
6.717
EFECTO DE LA INFLACIÓN SOBRE EL EFECTIVO Y
EFECTIVO EQUIVALENTE
-
986
- VARIACIÓN NETA DEL EFECTIVO Y EFECTIVO EQUIVALENTE
6.717
986
SALDO INICIAL DE EFECTIVO Y EFECTIVO EQUIVALENTE
9.765
8.779
SALDO FINAL DE EFECTIVO Y EFECTIVO EQUIVALENTE
55
16.482
9.765
ESTADO CONSOLIDADO DE FLUJO DE EFECTIVO
CONCILIACIÓN ENTRE EL FLUJO NETO ORIGINADO POR ACTIVIDADES DE LA OPERACIÓN Y EL RESULTADO
DEL EJERCICIO:
2007
MUS$
2006
MUS$
Utilidad del ejercicio
8.963 46.629
Utilidad en venta de activos fijos
(12.590)
(1.741)
Cargos (abonos) a resultado que no representan flujo de efectivo:
Depreciación del ejercicio
52.960 61.786
Castigos y provisiones
6.395 4.803
Utilidad devengada en inversiones en empresas relacionadas - (468)
Pérdida devengada en inversiones en empresas relacionadas 199 41
Amortización menor valor de inversiones
- 203
2.233 (402)
Otros abonos a resultado que no representan flujo de efectivo
(474)
Variación de activos que afectan al flujo de efectivo (aumentos) disminuciones:
Deudores por ventas
(7.578)
Existencias
(2.081)
Otros activos
6.970 Variación de pasivos que afectan al flujo de efectivo aumentos (disminuciones):
Cuentas por pagar relacionadas con el resultado de la explotación
16.025 Intereses por pagar
- Impuesto a la renta por pagar
(11.715)
Otras cuentas por pagar relacionadas con el resultado fuera de la explotación
(245)
Impuestos al valor agregado y otros similares por pagar
(8.639)
(Pérdida) utilidad del interés minoritario
(3)
50.894 Las notas adjuntas Nros.1 a 28 forman parte integrante de estos estados financieros consolidados.
56
(10.819)
(222)
11.321
9.630
(22)
11.511
166
(7.618)
192
124.516
NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
(En miles de dólares)
1.NATURALEZA DE LAS ACTIVIDADES Y COMPOSICIÓN DEL GRUPO CONSOLIDADO
Enap Sipetrol S.A., filial de ENAP, fue constituida mediante escritura pública de fecha 24 de mayo de 1990, publicada en el Diario
Oficial de fecha 26 de mayo del mismo año con el nombre de Sociedad Internacional Petrolera S.A. (Sipetrol S.A.) y su objetivo
principal es realizar en forma directa o en asociación con terceros, fuera del territorio nacional, una o más de las actividades de exploración, explotación o beneficio de yacimientos que contengan hidrocarburos.
Además, puede realizar dentro o fuera del territorio nacional, la comercialización de hidrocarburos que provengan de sus propias
actividades en el exterior o de la actividad de sus filiales, prestar servicios de asesoría, tanto en Chile como en el extranjero, asociadas a las actividades de exploración, explotación y beneficio de yacimientos de hidrocarburos.
El grupo consolidado se compone de Enap Sipetrol S.A. (la Sociedad) e incluye las sucursales de Ecuador, Argentina y Venezuela
y las filiales en Argentina, Inglaterra, Ecuador, Uruguay y Brasil.
En Junta Extraordinaria de Accionistas de fecha 2 de marzo de 2005, se aprobó cambiar el nombre de la Sociedad por Enap Sipetrol
S.A.
En Junta General Extraordinaria de accionistas de fecha 3 de abril de 2006, se aprobó la división de la Sociedad con efecto al 1 de
abril de 2006, asignándose en bloque y como negocio en marcha la sucursal en Colombia, constituyéndose una nueva sociedad denominada Sociedad de Exploración y Explotación Petrolera S.A. Con fecha 7 de julio de 2006, Enap y Enap Refinerías S.A. vendieron
el 100% de las acciones que poseían de esta nueva Sociedad, a Pacific Stratus Energy Ltd.
En ducentésima sesión de Directorio, de fecha 29 de agosto de 2006, se acordó convocar a Junta Extraordinaria de Accionistas de
la Sociedad a celebrarse, en la fecha que determine el Directorio, para que ésta se pronuncie sobre la inscripción voluntaria en el Registro de Valores de la Superintendencia de Valores y Seguros.
En la decimoséptima Junta Extraordinaria de Accionistas, de fecha 29 de mayo de 2007, se acordó postergar, la inscripción voluntaria
en el Registro de Valores de la Superintendencia de Valores y Seguros para una fecha por definir.
Con fecha 13 de marzo y 28 de abril de 2007 fue archivado en la Oficina de la Secretaría del Estado de Delaware y Texas, respectivamente, el Certificado de la disolución de Sipetrol USA Inc.
Enap Sipetrol (UK) Limited y Enap Sipetrol Brasil Ltda. se encuentran en etapa de cierre de sus operaciones. Enap Sipetrol S.A.,
con un 100% de participación en el capital social, espera terminar este proceso en el transcurso de 2008.
2.CRITERIOS CONTABLES APLICADOS
a. Período contable - Los presentes estados financieros consolidados comprenden los ejercicios terminados al 31 de diciembre de
2007 y 2006.
b. Bases de preparación - Los estados financieros consolidados, han sido preparados de acuerdo con principios de contabilidad generalmente aceptados en Chile emitidos por el Colegio de Contadores de Chile A.G., los cuales concuerdan con las normas impartidas
por la Superintendencia de Valores y Seguros. En caso de existir discrepancias priman estas últimas.
c. Bases de presentación - De acuerdo a la Resolución Exenta Nº 191 del Servicio de Impuestos Internos, de fecha 1 de octubre de
2004, se autorizó a la sociedad para llevar su contabilidad en dólares de los Estados Unidos de Norteamérica, en los términos y condiciones que exige el artículo 18, inciso 30 del Código Tributario, a contar del 1 de enero de 2005.
d.Bases de consolidación - Los estados financieros consolidados incluyen los activos, pasivos, resultados y flujos de la Sociedad
Matriz y sus filiales, en las que se posee más del 50% del capital pagado. Las transacciones, resultados no realizados y los saldos
57
significativos entre compañías han sido eliminados y se ha reconocido la participación de los inversionistas minoritarios, presentada
como interés minoritario.
Los estados financieros de las sucursales y filiales en el extranjero son valorizadas sobre la base de las normas y procedimientos
contables contenidas en el Boletín Técnico Nº64 del Colegio de Contadores de Chile A.G., las que establecen que las inversiones en
el extranjero, en países no estables, y que no son una extensión de las operaciones de la inversora, se controlan en dólares estadounidenses, ajustándose los estados financieros de la sociedad extranjera a principios de contabilidad generalmente aceptados en Chile.
El ajuste por conversión se carga o abona a otras reservas en el patrimonio (Nota 18).
Las filiales incluidas en la consolidación y los porcentajes de participación de Enap Sipetrol S.A. en ellas, son las siguientes:
Rut
Nombre de la sociedad
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Enap Sipetrol Argentina S.A
Sipetrol Brasil Ltda.
Enap Sipetrol (UK) Limited
Sipetrol International S.A. (Uruguay)
Sociedad International Petrolera
Enap Ecuador S.A.
Extranjera Sipetrol USA Inc. (1)
(1) Porcentaje de
2007
Directo Indirecto
%
%
99,50
99,90
100,00
100,00
70,00
-
30,00
-
participación
2006
Total
Total
%
%
99,50
99,50
99,90
99,90
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
-
100,00
100,00
Con fecha 13 de marzo y 28 de abril de 2007 fue archivado en la Oficina de la Secretaría del Estado de Delaware y Texas, respectivamente, el Certificado de la disolución de Sipetrol USA Inc..
e.Bases de conversión – Las transacciones efectuadas durante los ejercicios, en pesos chilenos, en unidades de fomento u otras monedas distintas a dólares estadounidenses, se registran al tipo de cambio del dólar observado de la fecha de la transacción.
Los activos y pasivos vigentes al cierre del ejercicio, que se encuentran pactados en pesos chilenos, unidades de fomento u otras monedas distintas a dólares estadounidenses, se presentan al tipo de cambio observado al cierre del ejercicio, de acuerdo a las siguientes
paridades.
2007
Peso chileno por dólar
Peso argentino por dólar
Libra esterlina por dólar
Unidad de fomento por dólar
Euro por dólar
496,89
3,15
0,50
0,03
0,68
2006
532,39
3,06
0,51
0,03
0,76
f.Depósitos a plazo - Los depósitos a plazo se presentan al capital invertido más sus intereses y reajustes devengados.
g.Existencias - Las existencias corresponden a petróleo crudo valorizado a su costo de producción, el cual no excede su valor neto
de realización.
58
h.Otros activos circulantes - Se presentan bajo este rubro principalmente bienes del activo fijo dispuestos para la venta, a su valor
de libro, el cual no excede su valor neto de realización.
i. Activo fijo - El activo fijo se presenta a su costo de adquisición.
Las inversiones en campos petrolíferos en explotación y desarrollo, se presentan clasificados en construcciones y obras de
infraestructura.
Las inversiones en exploración comprenden desembolsos y aportes destinados a cubrir la adquisición de bienes de uso y el desarrollo
de pozos exploratorios. Estos costos se mantienen como inversión en exploración hasta que se concluya sobre la existencia de hidrocarburos que permitan su recupero. Los costos geológicos y geofísicos son cargados a resultados.
Los costos e inversiones correspondientes a exploraciones exitosas, son traspasados a campos petrolíferos y los no exitosos se cargan
a resultados.
Las inversiones en campos petrolíferos se encuentran sujetas a permanentes evaluaciones técnicas de sus futuros ingresos. En aquellos casos en que los flujos futuros estimados sean menores a las inversiones efectuadas, el valor de estos últimos son ajustados a la
estimación de flujos futuros descontados.
Los materiales y repuestos que se estima se incorporarán al activo fijo, se presentan en el rubro otros activos fijos, al costo, netos de
provisión de obsolescencia.
j. Depreciación activo fijo - La depreciación se calcula en forma lineal sobre la base de los años de vida útil estimada de los bienes,
excepto los campos petrolíferos, cuya depreciación se calcula por el método de unidad de producción, considerando la producción
del ejercicio y reservas estimadas (probadas - desarrolladas) de petróleo crudo y gas, de acuerdo con un informe técnico preparado
por personal de la Sociedad. La depreciación de oleoductos y gasoductos marinos se calcula por el método de unidad de
producción.
k. Activos en leasing - Los bienes recibidos en arrendamiento con opción de compra, cuyos contratos reúnen las características de
un leasing financiero, son contabilizados en forma similar a la adquisición de un activo fijo reconociendo la obligación total y los intereses sobre la base de lo devengado. La valorización y depreciación de estos activos se efectúan bajo las normas generales que
afectan al activo fijo. Estos activos no son jurídicamente propiedad de la Sociedad, por lo que mientras no se ejerza la opción de
compra no se puede disponer libremente de ellos.
l.Inversiones en empresas relacionadas - Las inversiones incorporadas a partir del 1 de enero de 2004 se presentan valorizadas
de acuerdo a la metodología del Valor Patrimonial (VP). Las inversiones efectuadas con anterioridad a dicha fecha se presentan valorizadas de acuerdo a la metodología del Valor Patrimonial Proporcional (VPP).
Los resultados no realizados por transacciones con filiales y coligadas han sido eliminados de la consolidación.
La valorización de las filiales y empresas relacionadas extranjeras se basa en las normas y criterios contables contenidos en el Boletín
Técnico Nº64 del Colegio de Contadores de Chile A.G., que establece que las inversiones en el extranjero, en países no estables, y
que no son una extensión de las operaciones de la inversora, se controlan en dólares estadounidenses, ajustándose los estados financieros de la sociedad extranjera a principios de contabilidad generalmente aceptados en Chile. Los ajustes de cambio por conversión
se cargan o abonan a Otras reservas en el patrimonio.
Para aquellas sociedades en que Enap Sipetrol S.A. y sus filiales poseen menos de un 20% de participación societaria y ejercen influencia significativa según lo definido en el Boletín Técnico Nº 72 del Colegio de Contadores de Chile A.G., dichas inversiones se
han contabilizado a valor patrimonial.
m.Inversión en otras sociedades - Se presentan valorizadas al costo de adquisición. De acuerdo al Boletín Técnico Nº 72 del Colegio de Contadores de Chile A.G., las inversiones en empresas relacionadas que no reúnen las características para ser registradas en
59
base a su VP y, por no tener el control o influencia significativa, se ha considerado como costo, su último VP, anterior a la fecha en
que dió origen el cambio en el método de valorización, más o menos, el mayor valor o menor valor, si corresponde.
n.Menor valor de inversiones - Corresponde a la diferencia entre el valor de adquisición de acciones y el valor patrimonial proporcional a la fecha de la compra. Para las adquisiciones de acciones efectuadas a partir del 1 de enero de 2004, el menor valor determinado corresponde a la diferencia entre el valor de adquisición de acciones y el valor justo a la fecha de la compra. Los plazos de
amortización se determinan considerando el tiempo esperado de retorno de la inversión.
ñ.Impuesto a la renta e impuestos diferidos - La Sociedad y sus filiales provisionan los impuestos a la renta sobre base devengada,
de conformidad a las disposiciones legales vigentes en Chile y en los diferentes países en que opera la Sociedad y sus filiales.
Los impuestos diferidos originados por las diferencias entre los saldos financieros y los saldos tributarios, se registran por todas las
diferencias temporarias, considerando la tasa de impuesto que estará vigente a la fecha estimada de reverso, conforme a lo establecido
en el Boletín Técnico Nº 60 y complementarios del Colegio de Contadores de Chile A.G.. Los efectos derivados de los impuestos diferidos existentes a la fecha de la implementación del referido boletín técnico y no reconocidos anteriormente, se reconocen en resultados sólo a medida que las diferencias temporarias se reversan.
o. Vacaciones del personal - El costo de las vacaciones del personal se reconoce sobre base devengada.
p.Compensaciones y beneficios del personal - La provisión por compensaciones y beneficios del personal, cubre las obligaciones
devengadas por desembolsos que deberá efectuar la empresa dentro de un año, de acuerdo a los convenios colectivos y contratos vigentes del personal.
q.Indemnización por años de servicio - La provisión para cubrir la obligación por concepto de indemnización por años de servicio
del personal, de acuerdo con los convenios y contratos vigentes, se registra a su valor corriente.
r.Ingresos de explotación - Los ingresos provenientes de la explotación del giro se registran sobre base devengada, de acuerdo a
los contratos y convenios de ventas de hidrocarburos vigentes en los distintos países donde la Sociedad tiene operaciones.
s.Contratos de derivados - La Sociedad mantiene un contrato de derivado que corresponde a una operación de cobertura de transacción esperada, el que se presenta a su valor justo y los cambios en dicho valor son reconocidos como resultado no realizado hasta
su vencimiento, momento en el cual se reconocen como ingresos o egresos operacionales según corresponda.
t.Software computacional - La Sociedad adquiere sus software como paquetes computacionales, los cuales se cargan a resultado
en el mismo ejercicio de su adquisición.
u.Estado de flujos de efectivo - La Sociedad ha considerado como efectivo y efectivo equivalente el disponible y todas aquellas inversiones de corto plazo que se efectúan como parte de la administración habitual de los excedentes de caja, de acuerdo a lo señalado
por el Boletín Técnico Nº 50 del Colegio de Contadores de Chile A.G. y comprende el disponible y depósitos a plazo.
Los flujos originados por actividades de la operación incluyen todos aquellos flujos de efectivo relacionados con el giro de la Sociedad 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.
3.CAMBIOS CONTABLES
Durante el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2007, no se efectuaron cambios contables con respecto al ejercicio anterior que
puedan afectar en forma significativa la interpretación de los presentes estados financieros consolidados.
4.DEUDORES DE CORTO Y LARGO PLAZO
El detalle de los Deudores de corto y largo plazo es el siguiente:
60
Rubro
Hasta 90 días
2007
2006
MUS$
MUS$
Circulantes
Más de 90 días
hasta 1 año
2007
2006
MUS$
MUS$
Total circulante
(neto)
2007
2006
MUS$ MUS$
Largo plazo
2007
2006
MUS$ MUS$
Deudores por ventas
Estimación deudores incobrables
Documentos por cobrar
Deudores varios
70.524
21.799
-
72.904
6.802
-
-
-
70.524
21.799
-
72.904
6.802
-
410
-
408
-
Totales
92.323
79.706
-
-
92.323
79.706
410
408
La segregación del rubro Deudores por ventas es el siguiente:
MUS$
2007
%
MUS$
2006
%
Deudores por ventas de petróleo crudo
Deudores por venta de gas
Deudores por venta de servicios
21.383
16
49.125
30,32
0,02
69,67
31.883
8.701
32.320
43,73
11,94
44,33
Totales
70.524
100,01
72.904
100,00
5. SALDOS Y TRANSACCIONES CON ENTIDADES RELACIONADAS
Las principales transacciones son efectuadas con la matriz, Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) y corresponden a operaciones
de financiamiento y del giro. El detalle es el siguiente:
a. Documentos y cuentas por cobrar
RUT
Sociedad
92.604.000-6 Empresa Nacional del Petróleo
87.756.500-9 Enap Refinerías S.A.
Totales
Corto plazo
2007
2006
MUS$
MUS$
Largo plazo
2007
2006
MUS$
MUS$
498
263
4.689
-
-
-
761
4.689
-
-
61
b.Documentos y cuentas por pagar
Corto plazo
2007
2006
MUS$
MUS$
RUT
Sociedad
92.604.000-6
87.756.500-9
Extranjera
96.668.110-1
Empresa Nacional del Petróleo
Petroservicios Corp S.A.
Compañía Latinoamericana Petrolera S.A.
Totales
Largo plazo
2007
2006
MUS$
MUS$
10.973
13
-
2.913
125
11
-
185.976
2.360
181.964
2.203
10.986
3.049
188.336
184.167
De acuerdo con las políticas financieras corporativas, Enap Sipetrol S.A. debe aplicar para las líneas de crédito intercompañías, sean
con ENAP o cualquier empresa del grupo, una tasa fija de 5,86% (5,89% en 2006).
El saldo por pagar a largo plazo corresponde a línea de crédito en dólares de los Estados Unidos sin plazo de vencimiento.
Transacciones
Sociedad
RUT
Naturaleza de
la relación Descripción de la transacción
Empresa Nacional del Petróleo 92.604.000-6 Matriz
Servicios recibidos
Servicios prestados
Reembolso gastos
Préstamos recibidos
Pago de Préstamos
Capitalización deuda
Venta de crudo
Venta de gas
Dividendo distribuido
Reembolso gastos
Reembolso gastos recibidos
Dividendo distribuido
87.756.500-9 Coligada
2007
Efecto en
resultados
Monto
(cargo)/abono
MUS$
MUS$
8.485
3.269
716
194.559
134.547
56.000
32.156
-
-
31
50
(4.428)
3.047
716
(11.977)
32.156
31
-
2006
Efecto en
resultados
Monto
(cargo)/abono
MUS$
MUS$
18.561
3.214
648
144.231
167.556
162.883
4.368
64.278
323
(18.561)
2.734
648
(9.690)
81.442
3.672
-
6.IMPUESTOS DIFERIDOS, IMPUESTO A LA RENTA E IMPUESTOS POR RECUPERAR
a. Impuesto a la renta - Al 31 de diciembre de 2007, el resultado tributario de Enap Siperol S.A., incluye los resultados devengados
obtenidos por sus agencias y sucursales constituidas en el exterior, obteniendo una renta líquida imponible de MUS$ 15.410, a dicha
fecha (MUS$4.868 en 2006).
62
Los impuestos pagados en el exterior, constituyen créditos imputables al impuesto de Primera Categoría en Chile, por lo que el Impuestos a la Renta determinado al 31 de diciembre de 2007 y 2006, fue cubierto totalmente por los créditos asociados a los mencionados impuesto pagados en el extranjero.
El impuesto devengado por operaciones de impuestos a la renta es el siguiente:
Impuesto Renta 2007
Argentina
Ecuador
Uruguay
Chile
Total
MUS$
MUS$
MUS$
MUS$
MUS$
Gasto tributario corriente
(6.175)
(12.258)
(163)
Créditos año 2007
Impuesto renta por pagar
6.175
-
5.987
(6.271)
23
(140)
(61) (18.596)
61
12.185
(6.411)
-
Impuesto Renta 2006
Argentina
Colombia
Ecuador
Uruguay
U.K.
Chile
Total
MUS$
MUS$
MUS$
MUS$
MUS$
MUS$
MUS$
Menos
Créditos año 2006
(29.631)
(496)
(11.510)
18.001
(11.630)
496
-
5.048
(6.462)
(63)
(63)
(39)
(110)
(41.739)
39
110
-
23.584
(18.155)
-
b. Impuestos diferidos
El detalle de los saldos acumulados por impuestos diferidos al 31 de diciembre de 2007 y 2006 es el siguiente:
Conceptos
Provisión de vacaciones y otros
Activo fijo
Pérdidas tributarias
Activos en leasing
Otros eventos
Total impuestos diferidos
Provisión de valuación
Cuentas complementarias - neto de
amortización acumulada
Totales
Impuestos diferidos 2007
Activo
Pasivo
Corto
Largo
Corto
Largo
plazo
plazo
plazo
plazo
Activo
Pasivo
Corto
Largo
Corto
Largo
plazo
plazo
plazo
plazo
MUS$
MUS$
MUS$
MUS$
156
801
-
5.044
1.349
472
-
957
6.393
472
MUS$
-
57
57
MUS$
MUS$
180
272
-
5.673
1.381
186
395
452
7.054
581
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
957
6.393
63
472
57
452
7.054
581
MUS$
-
77
77
(2)
75
El detalle del gasto por impuesto a la renta es el siguiente:
Impuesto corriente:
Gasto tributario corriente (provisión impuesto filiales
y sucursales)
Impuesto especial artículo Nº21 - Chile
Impuestos diferidos:
Efecto por variación de activos y pasivos por impuesto
diferido del ejercicio
Efecto por variación activos y pasivos por division societaria
Efecto por amortización de cuentas complementarias
de activos y pasivos diferidos
Efecto por cambio en la provisión de valuación
Total cargo a resultados
2007
2006
MUS$
MUS$
(18.596)
(61)
(41.739)
(110)
(27)
(19.836)
14.932
(2)
(1)
2.539
(18.686)
(44.215)
-
c. Impuestos por recuperar
Bajo este rubro se registran los Impuestos al Valor Agregado (IVA), crédito fiscal, las retenciones, los créditos originados por pagos
de impuesto en el extranjero y otros impuestos originados en Chile y en el extranjero, de acuerdo al siguiente detalle:
7.OTROS ACTIVOS CIRCULANTES
Pagos Provisionales Mensuales - Chile
Anticipo a las ganancias - Argentina
Anticipo a las ganancias - Ecuador
IVA crédito fiscal, Chile
IVA crédito fiscal, Argentina
IVA Crédito fiscal, Sucursal Ecuador
Totales
2007
2006
MUS$
MUS$
14
1.694
10
727
7.433
130
924
5.326
868
10.008
7.118
El detalle de los Otros activos circulantes es el siguiente:
2007
2006
MUS$
MUS$
Activos para la venta, Bloque Mehr - Irán (Nota 28 b.e) )
Activos para la venta, North Bahariya- Egipto (Nota 28 a.e) )
Resultado no realizado operación swap
Recupero de gastos - Chile
19.394
20.400
489
11.348
369
Totales
40.283
11.717
64
8.ACTIVO FIJO
El detalle del activo fijo con sus respectivas depreciaciones acumuladas es el siguiente:
Saldo
bruto
2007
Depreciación
acumulada
Saldo
neto
Saldo
bruto
2006
Depreciación
acumulada
Saldo
neto
MUS$
MUS$
MUS$
MUS$
MUS$
MUS$
Construcciones y
obras de infraestructura
Otros activos fijos
940.176
6.785
4.406
(506.071)
(3.914)
(1.767)
434.105
2.871
2.639
888.379
4.536
3.609
(486.329)
(2.688)
(1.226)
402.050
1.848
2.383
Totales
951.367
(511.752)
439.615
896.524
(490.243)
406.281
Al 31 de diciembre de 2007, la depreciación cargada a resultados fue de MUS$ 52.960 (MUS$61.786 en 2006) y se desglosa de la siguiente manera:
2007
2006
MUS$
MUS$
En costos de explotación
En gastos de administración y ventas
52.308
652
60.957
829
Totales
52.960
61.786
a. Construcciones y obras de infraestructura:
a.1.Inversiones en campos petrolíferos
Area Magallanes - Argentina
Pampa del Castillo - Argentina
Campamento Central Cañadón Perdido - Argentina
CAM 2A Sur - Argentina
Mauro Dávalos Cordero - Ecuador
Paraíso, Biguno, Huachito - Ecuador
North Bahariya - Egipto (1)
El Diyur - Egipto (2)
East Ras Qattara - Egipto (3)
Subtotal
Agotamiento acumulado
Totales neto
2007
2006
MUS$
MUS$
423.291
221.466
98.022
44.568
93.105
38.774
16.065
408.034
203.704
83.627
44.614
58.154
40.324
31.917
1.414
-
935.291
(506.071)
871.788
(486.329)
429.220
385.459
(1) Como se indica en Nota 7, este bloque se encuentra disponible para la venta al 31 de diciembre de 2007.
65
(2) Bloque fue vendido durante 2007 (Nota 19).
(3) En el mes de diciembre de 2007 comienza la fase de explotación de dicho bloque.
a.2 Proyectos en exploración:
2007
2006
MUS$
MUS$
CAM 1 - Cam 3 Argentina
Bloque Mehr-Irán (1)
East Ras Qattara - Egipto (2)
Bloque 2 - Romana - Egipto
Bloque 8 - Sidi Abd El Rahman Egipto
643
2.424
1.818
401
12.959
3.231
-
Totales
4.885
16.591
434.105
402.050
Total construcciones y obras de infraestructura - neto
(1) Durante 2007, el Bloque Mehr en Irán se dispuso para su venta (Nota 7)
(2) Durante 2007, East Ras Qattara en Egipto se traspasó de proyecto en exploración a explotación, dado que comenzó este último
proceso.
b. Maquinarias y equipos:
2007
2006
MUS$
MUS$
Equipos de computación
Vehículos
5.902
883
3.710
826
Total (valor bruto)
6.785
4.536
(3.914)
(2.688)
2.871
1.848
Total maquinarias y equipos - neto
c. Otros activos fijos:
2007
2006
MUS$
MUS$
Muebles
Activos en leasing (1)
1.760
2.646
963
2.646
Total (valor bruto)
4.406
3.609
(1.767)
(1.226)
2.639
2.383
Total otros activos fijos - neto
66
(1) Con fecha 19 de julio de 1994, la Sociedad suscribió un contrato de arrendamiento con opción de compra con la Compañía de Seguros de Vida Santander S.A., hoy Metlife Chile Seguros de Vida S.A., por las oficinas N° 401, N° 402 y N° 501, cinco bodegas y 27
estacionamientos del edificio ubicado en calle Avenida Tajamar N° 183, comuna de Las Condes, en Santiago. La duración del contrato
es de 240 meses, con fecha de término el 11 de julio de 2014.
La obligación por este contrato se incluye en el pasivo circulante en Obligaciones a largo plazo con vencimiento dentro de un año por
MUS$207 (MUS$167 año 2006) y en el pasivo a largo plazo en acreedores varios largo plazo por MUS$1.511 (MUS$1.498 año
2006).
67
68
Socie dade s
Petrolera S.A.
Chile
T otales
Patagónicas S.A. (1) Argentina
T erminales Marítimas
orige n
Dólares
Pesos
la inve rsión
control de
Mone da de
198.025
22.112
accione s
de
Núme ro
13,79
13,79
20,00
%
%
20,00
2006
2007
participación
Porce ntaje de
12.137
-
12.137
MUS$
2007
11.425
-
11.425
MUS$
2006
socie dade s
Patrimonio
Re sultado
(992)
-
(992)
MUS$
2007
3.187
3.394
(207)
MUS$
2006
de l e je rcicio
Re sultado
(199)
-
(199)
MUS$
2007
427
468
(41)
MUS$
2006
de ve ngado
2007
2.428
-
2.428
MUS$
2.285
-
2.285
MUS$
2006
VPP
Re sultado
-
-
-
MUS$
2007
-
-
-
MUS$
2006
no re aliz ado
Valor contable
2.428
-
2.428
MUS$
2007
2.285
-
2.285
MUS$
2006
de la inve rsión
(1)Durante el mes de septiembre de 2006 la empresa reclasificó desde Inversiones en empresas relacionadas a Inversiones en otras sociedades, la inversión en Terminales Marítimas Patagónicas S.A., de acuerdo a lo señalado en el Boletín Técnico Nº72 del Colegio de Contadores de Chile A.G., debido a que no se tiene influencia significativa en dicha sociedad.
Extranjera
Latinoamericana
96.668.110-1 Compañía
RUT
País de
El detalle de las inversiones en empresas relacionadas, es el siguiente:
9.INVERSIONES EN EMPRESAS RELACIONADAS
10.INVERSIÓN EN OTRAS SOCIEDADES
El detalle de las inversiones en Otras sociedades, es el siguiente:
Socciedades
Número
de
acciones
Porcentaje de
participación
2007
2006
MUS$
MUS$
Valor contable
de la inversión
2007
2006
MUS$
MUS$
Extranjera Terminales Marítimas
Patagónicas S.A.
198.025
13,79
7.664
R.U.T.
13,79
7.664
Durante septiembre de 2006 la empresa reclasificó desde Inversiones en empresas relacionadas a Inversiones en otras sociedades, la inversión en Terminales Marítimas Patagónicas S.A., de acuerdo a lo señalado en el Boletín Técnico Nº72 del Colegio de Contadores de
Chile A.G.
11. MENOR VALOR DE INVERSIONES
El detalle del menor valor de inversiones es el siguiente:
RUT
Sociedad
2007
Monto
amortizado
en el período
MUS$
Extranjera Patagónicas S.A.
Totales
2006
Monto
amortizado
en el período
MUS$
Saldo
menor
valor
MUS$
Saldo
menor
valor
MUS$
-
-
(203)
-
-
-
(203)
-
12. OBLIGACIONES CON BANCOS E INSTITUCIONES FINANCIERAS A CORTO PLAZO
a. Obligaciones con bancos e instituciones financieras a corto plazo.
Tipo de moneda o índice de reajuste
Pesos
Yenes
Argentinos
UF
2007
2006
2007
2006
2007
2006
MUS$ MUS$
MUS$ MUS$
MUS$ MUS$
RUT
Banco o institución financiera
Dólares
2007
2006
MUS$ MUS$
Extranjero
BBVA Banco Frances S.A.
40.529
-
-
-
-
-
-
-
-
-
40.529
-
Totales
40.529
-
-
-
-
-
-
-
-
-
40.529
-
Monto capital adeudado
Tasa de interés promedio anual
40.000
7,45%
Porcentaje obligaciones moneda extranjera
Porcentaje obligaciones moneda nacional
100%
0%
69
$ no reajustables
2007
2006
MUS$ MUS$
Totales
2007
2006
MUS$ MUS$
Con fecha 16 de julio y 31 de agosto de 2007, Enap Sipetrol Argentina S.A. suscribió préstamos por MUS$30.000 y MUS$10.000, respectivamente, a un año plazo, con pagos de capital e intereses cuyo vencimiento es el día 15 de julio de 2008 y 30 de agosto de 2008,
respectivamente. No se entregaron garantías. La tasa de interés aplicada es 7,45% nominal anual.
b. Obligaciones con bancos e instituciones financieras a largo plazo porción corto plazo
RUT
Dólares
2007
2006
MUS$ MUS$
Otras monedas
Yenes
extranjeras
UF
2007
2006
2007
2006
2007
2006
MUS$ MUS$
MUS$ MUS$
MUS$ MUS$
$ no reajustables
2007
2006
MUS$ MUS$
Totales
2007
2006
MUS$ MUS$
21.044
22.595
-
-
-
-
-
-
-
-
21.044
22.595
Totales
21.044
22.595
-
-
-
-
-
-
-
-
21.044
22.595
Monto capital adeudado JP Morgan
21.000 22.500
6,05% 5,76%
Extranjero JP Morgan Agenciado
: 100 %
:
0%
13. OTROS PASIVOS CIRCULANTES
El detalle es el siguiente:
2007
2006
MUS$
MUS$
Obligaciones en Contrato de Asociación (1)
Resultado no realizado operación swap (2)
Otros pasivos circulantes Uruguay
3.984
1.720
11.348
3.109
Totales
5.704
14.457
(1) Corresponde a las obligaciones generadas con los operadores de los consorcios en los cuales la Sociedad y sus filiales participa.
(2) Con fecha 31 de diciembre de 2007 termina contrato de derivado de WTI por un valor de MUS$ 65.949.
70
14. OBLIGACIONES CON BANCOS E INSTITUCIONES FINANCIERAS LARGO PLAZO
El detalle es el siguiente:
RUT
Dólares
2007
2006
MUS$ MUS$
Otras monedas
Yenes
extranjeras
UF
2007
2006
2007
2006
2007
2006
MUS$ MUS$
MUS$ MUS$
MUS$ MUS$
$ no reajustables
2007
2006
MUS$ MUS$
Totales
2007
2006
MUS$ MUS$
21.044
22.595
-
-
-
-
-
-
-
-
21.044
22.595
Totales
21.044
22.595
-
-
-
-
-
-
-
-
21.044
22.595
Monto capital adeudado JP Morgan
21.000 22.500
6,05% 5,76%
Extranjero JP Morgan Agenciado
: 100 %
:
0%
(1) JP Morgan Agenciado
Con fecha 18 de diciembre de 2003, Enap Sipetrol Argentina S.A. suscribió un préstamo sindicado por MUS$125.000, a cinco años de
plazo, con pagos de capital e intereses mensuales. Se garantizó con las exportaciones de petróleo y gas de la Cuenca Austral y con una
garantía contingente de ENAP. Este préstamo fue sindicado por el JP Morgan y en él participaron diez bancos extranjeros. La tasa de
interés pactada es Libor más un spread anual de 0,75%.
15. PROVISIONES Y CASTIGOS
El detalle de las provisiones es el siguiente:
a. Corto plazo
2007
MUS$
Provisiones beneficios del personal - Ecuador
Provisiones beneficios del personal - Chile
Otras provisiones - Chile
Provisiones del personal - Argentina
Otras provisiones - UK
Totales
2006
MUS$
7.939
2.035
99
1.519
150
7.274
2.001
93
1.706
501
11.742
11.575
b. Largo plazo
2007
MUS$
Provisión por indemnización por años de servicio - Chile
Provisión abandono de pozos - Argentina
Totales
71
2006
MUS$
4.753
8.965
3.857
6.332
13.718
10.189
c. Provisiones presentadas rebajando Activos
Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el detalle de las provisiones es el siguiente:
2007
MUS$
2006
MUS$
Impairment CAM 2A Sur - Argentina (neto)
Provisión por desvalorización de materiales - Argentina
8.258
1.365
10.070
1.168
Totales
9.623
11.238
d. Castigos
Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, se efectuaron los siguientes castigos significativos:
2007
MUS$
2006
MUS$
Cam 2 - Argentina
Campamento Central - Argentina
Pampa del Castillo - Argentina
Dindal Río Seco - Colombia
Doima-Tafura - Colombia
Colombia Central
Bloque 35 - Yemen
Mehr - Iran
North Bahariya - Egipto
El Diyur - Egipto
East Ras Quattara - Egipto
1.107
3.443
1.845
653
789
166
69
22
17
187
1.679
1.221
-
Totales
6.395
4.803
16. INDEMNIZACIÓN POR AÑOS DE SERVICIO
El movimiento de la provisión que cubre el beneficio de indemnización al personal por años de servicio es el siguiente:
2007
MUS$
2006
MUS$
Saldo inicial al 1 de enero
Incremento de la provisión
Pagos del ejercicio
3.857
1.480
(584)
4.080
45
(268)
Totales
4.753
3.857
72
17. INTERÉS MINORITARIO
El interés minoritario corresponde a la participación de los accionistas minoritarios de la siguiente filial:
Patrimonio
filial
MUS$
2007
Participación
minoritaria
%
MUS$
253.875
0,50
Efectos en resultados
(cargo) / abono
MUS$
Patrimonio
filial
MUS$
3
254.393
1.270
2006
Participación
minoritaria
%
MUS$
0,50
1.272
Efectos en resultados
(cargo) / abono
MUS$
(192)
18. PATRIMONIO
a. Cambios en el patrimonio - El movimiento de las cuentas de patrimonio, registrado en los ejercicios terminados al 31 de diciembre
de 2007 y 2006 es el siguiente:
Capital
pagado
MUS$
Sobreprecio
en venta
de acciones
Otras
propias
reservas
MUS$
MUS$
Saldo al 1 de enero de 2006
Distribución resultado ejercicio anterior
Dividendo definitivo ejercicio anterior
Disminución de capital por división ( d )
Ajuste acumulado por
diferencia de conversión
240.069
(50.164)
Saldos al 31 de diciembre de 2006
189.905
9.371
Distribución resultado ejercicio anterior
Aumento de capital
189.905
56.000
9.371
-
245.905
-
-
9.371
-
(72.831)
-
-
(72.873)
30.653
46.629
(72.873)
-
30.653
46.629
-
181
(72.692)
Total
MUS$
64.601 271.863
(64.601)
(64.601)
(50.164)
46.629
9.371
30.653
64.601
(64.601)
-
-
(42)
Utilidades
Utilidad
acumuladas del ejercicio
MUS$
MUS$
(42)
46.629
203.685
46.629 203.685
(46.629)
56.000
-
8.963
181
8.963
77.282
8.963
268.829
b.Aumento de Capital - En la décimo octava Junta Extraordinaria de Accionistas de fecha 16 de agosto de 2007, se acordó hacer uso
de la autorización en Oficio Orden número 745 de fecha 14 de agosto de 2007 del Ministerio de Hacienda, para realizar un aumento de
capital de la Sociedad de MUS$ 56.000, mediante la emisión de 19.060.977 acciones nominativas, sin valor nominal, de una misma y
única serie y de igual valor, mediante la capitalización de créditos en cuenta corriente de la Sociedad a su Matriz.
73
c. Acciones - el detalle de las acciones es el siguiente:
Serie
N° de acciones
suscritas
N° de acciones
pagadas
N°de acciones con
derecho a voto
Unica
83.699.954
83.699.954
83.699.954
Serie
Capital suscrito
MUS$
Capital pagado
MUS$
Unica
245.905
245.905
d.División de la Sociedad - Con fecha 3 de abril de 2006, la Junta General Extraordinaria de Accionistas de Enap Sipetrol S.A. acordó
la división de la Sociedad con efecto a partir del 1 de abril de 2006, formando una nueva sociedad denominada Sociedad de Exploración
y Explotación Petrolera S.A. En dicha Junta, se acordó traspasar a esta nueva sociedad, toda la operación que se mantenía en Colombia,
por lo cual el capital de Enap Sipetrol S.A. disminuyó en MUS$ 50.164, manteniéndose la misma cantidad de acciones, mediante el traspaso a Sociedad de Exploración y Explotación Petrolera S.A. de activos por MUS$ 57.455 y pasivos por MUS$ 7.291, relacionados a dicha
operación (Ver Nota 1).
e.Dividendos - Con fecha 31 de marzo de 2006, en Junta Ordinaria de Accionistas, se aprobó repartir el 57% de las utilidades el año
2005, correspondientes a MUS$ 36.823 los cuales se pagaron el 31 de marzo de 2006.
Con fecha 29 de agosto de 2006, en Junta Extraordinaria de Accionistas, se acordó repartir como dividendo el restante 43% de las utilidades líquidas del ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2005.
Con fecha 27 de abril de 2007, en Junta Ordinaria de Accionistas, se acordó repartir como dividendo un 100% de las utilidades líquidas
del ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2006. Mediante Orden Nº 1.272 de fecha 28 de diciembre de 2007, el Ministerio de Hacienda suspendió temporalmente la política de traspasos del 100% de los dividendos anuales de las filiales a ENAP, para las utilidades
líquidas generadas en los ejercicios financieros 2006 y 2007, ratificado en Junta Extraordinaria Nº 19 de Enap Sipetrol S.A. de fecha 28
de diciembre de 2007.
f.Ajuste acumulado por diferencia de conversión - Este rubro imputado a Otras reservas, está compuesto por las diferencias de cambio
por conversión de las inversiones en el extranjero, mientras la Sociedad mantuvo su contabilidad en pesos chilenos según lo establecido
por el Boletín Técnico N° 64 del Colegio de Contadores de Chile A.G., de acuerdo al siguiente detalle:
Saldos al Variación neta del ejercicio Saldos al Saldos al
01.01.2007 Inversión
Pasivo
31.12.07 31.12.06
MUS$
MUS$
MUS$
MUS$
MUS$
Ajuste de conversión BT Nº64
(56.398)
Menos, ajuste de cambio de pasivos
designados de cobertura
Cuenta corriente ENAP (US$)
(16.475)
Total ajuste de conversión neto
(72.873)
181
181
74
-
(56.217)
(56.398)
-
(16.475)
(16.475)
-
(72.692)
(72.873)
19. OTROS INGRESOS Y EGRESOS FUERA DE LA EXPLOTACIÓN
a. El detalle de los Otros ingresos fuera de la explotación es el siguiente:
2007
MUS$
2006
MUS$
Servicios de gestión - Chile
Dividendos de Otras sociedades - Chile
Reverso provisiones - Ecuador
Utilidad por venta activo fijo - Bloque 35 - Yemen
Utilidad por venta activo fijo - El Diyur - Egipto
Otros ingresos - Uruguay
142
926
128
12.590
1.384
901
271
828
1.741
891
Totales
15.170
4.632
b. El detalle de los Otros egresos fuera de la explotación es el siguiente:
2007
MUS$
2006
MUS$
Otros egresos Argentina
Otros egresos por ajuste de inversiones
Otros egresos - Uruguay
(305)
(650)
(1.494)
(933)
Totales
(955)
(2.427)
75
20. DIFERENCIAS DE CAMBIO
Moneda
Activos (cargos) abonos:
Disponible
Deudores por venta
Deudores varios
Documentos y cuentas por cobrar empresas Filiales
Documentos y cuentas por cobrar empresas relacionadas
Activo fijo
Otros activos
CLP
AR$
AR$
CLP
AR$
AR$
UK £
AR$
AR$
AR$
AR$
CLP
AR$
Total Activos
Pasivos y patrimonio (cargos) abonos:
Cuentas por pagar
2006
MUS$
13
(176)
110
61
173
23
(361)
(358)
(183)
(1.027)
311
287
(3)
(169)
248
(21)
(1)
138
46
439
(230)
(1.127)
447
(7)
(160)
(158)
(88)
(181)
(3)
(563)
54
33
(95)
86
(37)
117
127
2
66
320
(664)
Total Pasivos
(1.106)
(45)
(Pérdida) utilidad por diferencias de cambio
(2.233)
402
Documentos y cuentas por pagar empresas relacionadas
Provisiones
Retenciones
Otros
CLP
AR$
CLP
AR$
UK £
CLP
AR$
AR$
CLP
AR$
2007
MUS$
CLP: Pesos Chilenos
AR$: Pesos Argentinos
UK £: Libras Inglesas
21. ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO
El detalle del efectivo y efectivo equivalente es el siguiente:
2007
MUS$
2006
MUS$
Disponible
Depósitos a plazo
6.062
10.420
6.408
3.357
Totales
16.482
9.765
76
Transacciones de financiamiento y/o inversión que no generaron flujos de efectivo
Durante 2007 se capitalizó parcialmente la cuenta por pagar a ENAP por MUS$ 56.000.
Flujos futuros comprometidos en contratos de asociación
De acuerdo a lo establecido en los contratos de operación petrolera, en asociación con gobiernos y/o socios, existen compromisos suscritos a desarrollar para los próximos años.
Estas actividades contemplan la perforación de pozos de exploración, realización de sísmicas 3D y arriendo de equipos para perforar en
Argentina y Egipto, todo esto por un monto total de MUS$ 25.608.
22. CONTINGENCIAS Y RESTRICCIONES
a. Juicios
a.1 Casa Matriz
Juicio Ordinario Laboral ante el 9º Juzgado Laboral de Santiago, Rol Nº 2142-2006. Se demanda indemnización por años de servicios
y otras prestaciones por M$35.000 (MUS$ 70,4) aproximadamente. Se dictó sentencia en primera instancia que reconoció la postura y
monto ofrecido por la Sociedad en el finiquito de M$5.000 (MUS$ 10,1) aproximadamente y rechazó el resto demandado. La demandante
apeló ante la Corte de Apelaciones de Santiago y Fiscalía prevé que la sentencia será confirmada en los términos expuestos. En consecuencia, no se estima necesario hacer provisión alguna.
a.2 Argentina
Proceso de Determinación de Impuestos Adeudados (IVA)
Enap Sipetrol Argentina S.A. ha sido notificada por la Administración Federal de Ingresos Públicos (AFIP) de un proceso de determinación de oficio del Impuesto al Valor Agregado (IVA) por los siguientes períodos fiscales:
Período observado
Monto
Fecha de Oficio
Fecha recurso de
MUS$
apelación
Octubre 1997 a diciembre 1998
640,4
27 de diciembre de 2002
20 de febrero de 2003
Junio a diciembre de 1999
33,6
Enero a diciembre de 2000
58,7
152,6
1.264,3
Enero 2002 a diciembre 2004
(pendiente de
presentación)
Como la anterior, la Unión Transitoria de Empresas UTE Área Magallanes (Sipetrol Argentina S.A. - YPF S.A.- Unión Transitoria de
Empresas) también ha sido notificada por la Administración Federal de Ingresos Públicos (AFIP) del proceso de determinación de oficio
del Impuesto al Valor Agregado (IVA), por los siguientes períodos fiscales:
77
Período fiscal observado
Monto
Fecha de Oficio
Fecha recurso de
MUS$
apelación
Junio a diciembre de 1999
477,3
1.903,8
651,9
Enero 2002 a diciembre 2004
1.119,7
(pendiente de
presentación)
Asimismo, la Unión Transitoria de Empresas CAM 2/A Sur (Sipetrol Argentina S.A. - YPF S.A.- Unión Transitoria de Empresas CAM
2/A Sur) ha sido notificada por la Administración Federal de Ingresos Públicos (AFIP) de un proceso de determinación de oficio del Impuesto al Valor Agregado (IVA), por el período fiscal de enero de 2003 a diciembre de 2004. El ajuste propuesto no fue aceptado por
Enap Sipetrol Argentina S.A., motivo por el cual con fecha 27 de julio de 2007, se inició el proceso de determinación de oficio, el cual
fue contestado por Enap Sipetrol Argentina S.A. con fecha 10 de septiembre de 2007.
Estos procesos de determinación de IVA discuten la interpretación que, de la Ley del Gravamen, han hecho todas las empresas petroleras
operadoras en Argentina en cuanto a no aplicar IVA respecto de la construcción de plataformas en el mar territorial argentino. Dicho espacio marítimo no resulta territorio aduanero y por ende, no se configuraría el hecho imponible definido en la dicha ley como “importación definitiva de bienes”. La AFIP ha sostenido lo contrario en ciertos Decretos del Poder Ejecutivo Nacional, Resoluciones y Dictámenes
emitidos, lo cual refleja la amplitud de la labor interpretativa que se viene aplicando a la industria petrolera en ese país.
De acuerdo a lo señalado por los asesores legales y tributarios, la Sociedad considera que existen altas probabilidades de obtener una resolución favorable sobre estas contingencias en cuanto a desvirtuar el fondo de la cuestión discutida y no se ha constituido provisión para
tal efecto dado que la administración y fiscalía estiman que es improbable que se genere algún egreso significativo para la empresa.
a.3 Ecuador
a.3.1 Juicio iniciado contra el Servicio de Rentas Internas (SRI) por impuesto a la renta de 2000.
En el año 2000, Sociedad Internacional Petrolera Enap Ecuador S.A. (SIPEC) era socio de los Bloques 7 y 21, operados por Kerr Mc.
Gee (ahora Perenco). El Servicio de Rentas Internas (SRI) inició a todos los socios una fiscalización. En el caso de SIPEC se levantó un
acta que fue parcialmente aceptada por SIPEC, lo cual implicó un pago adicional de aproximadamente MUS$36,0. Sin embargo, todos
los socios del Bloque 7, incluido SIPEC, presentaron reclamo administrativo en contra de las actas. El SRI, desconociendo el contrato
del Bloque 7, pretende que para determinar el ingreso bruto sujeto a impuesto a la renta, se debía hacer una comparación mensual entre
los precios de venta de crudo, con el precio de referencia que es aquel fijado por PETROECUADOR para sus propias ventas. El operador
del bloque 7 hizo comparaciones anuales y el resultado de ello arrojó un ingreso mayor que fue distribuido entre los socios, para que
cada uno haga su declaración de impuesto a la renta.
El SRI negó el reclamo y eso obligó a SIPEC a iniciar un juicio en la Segunda Sala del Tribunal Fiscal, juicio Nº23652. Actualmente se
han presentado las pruebas correspondientes. Adicionalmente, SIPEC solicitó la realización de una inspección contable. El informe ha
sido presentado ante el tribunal el 27 de julio de 2006.
Este litigio presenta una potencial contingencia de MUS$ 96,0 más intereses. Considerando lo imprevisible del resultado de cualquier litigio, la empresa no está en condiciones de hacer un pronóstico preciso de este juicio y no se ha constituido provisión para tal efecto,
dado que la administración y fiscalía estiman que es improbable que se genere algún egreso significativo para la empresa.
78
a.3.2 Juicio laboral en contra de las subcontratistas URAZUL, ARB, SAE y a SIPEC como contratante, en el que reclama indemnizaciones por el valor de MUS$ 170,0 que según el actor incluye indemnización por despido intempestivo, desahucio, 15% utilidades de los
años 2003, 2004, 2005, 2006 y 2007 y pago de horas suplementarias. SIPEC considera que no tiene ninguna obligación contractual con
el demandante.
a.3.3 Juicio laboral en contra de SIPEC, en el que se reclama indemnizaciones por el valor de MUS$ 33,6, que según el actor incluye indemnización y 15% utilidades de 2006. SIPEC considera que no tiene ninguna obligación contractual con el demandante.
Considerando lo imprevisible del resultado de cualquier litigio, la empresa no está en condiciones de hacer un pronóstico preciso para
estos juicios y no se ha constituido provisión para tal efecto, dado que la administración y fiscalía estiman que es improbable que se genere algún egreso significativo para la empresa.
a.3.4 En febrero de 2002, SIPEC vendió sus derechos en los Bloques 7 y 21. El SRI inició una auditoría de los bloque 7 y 21. En este
caso en particular, el SRI considera que a partir de ese año los consorcios debían presentar una declaración unificada de impuesto a la
renta, lo cual no fue hecho por los socios, quienes siguieron presentando declaraciones individuales.
Un acta de determinación fue notificada a PERENCO (actual operador) en diciembre de 2006. PERENCO demandó ante el Tribunal
Fiscal la improcedencia del acta de determinación. Se incluyeron los argumentos sobre gastos propios de SIPEC.
Considerando lo imprevisible del resultado de la contingencia descrita, la empresa no está en condiciones de hacer un pronóstico preciso
del resultado de ésta y no se ha constituido provisión para tal efecto, dado que la administración y fiscalía estiman que es improbable
que se genere algún egreso significativo para la empresa.
a.4 Egipto
Apelación en juicio por rescisión de contrato de arrendamiento, devolución de oficinas y cobro de rentas ante Corte de Apelaciones de
El Cairo por sentencia dictada en causa Nº379/2006. Se demanda a la compañía el pago de 90 millones de libras egipcias, que ascienden
a MUS$15,0. Si bien la empresa no está en condiciones de hacer un pronóstico del resultado del juicio, no se ha constituido provisión
para tal efecto dado que la administración y fiscalía estiman que es improbable que se condene al pago de la suma demandada y por tanto,
se genere algún egreso significativo para la empresa.
b. Restricciones
La legislación aplicable a esta Sociedad exige que el 5% de las utilidades del ejercicio deben ser destinadas a la constitución de una reserva legal, cuenta integrante del patrimonio neto, hasta que dicha reserva alcance el 20% del capital social ajustado.
79
c. Garantías otorgadas por la Sociedad y sus filiales
Acreedor de la garantía
Descripción
Tipo
de Fecha
garantía expiración
OMV
(Irán)
Onshore Garantizar el cabal cumplimiento de las Fianza
Exploration GmgH
obligaciones contraídas por el contrato de solidaria
servicios para la exploración y explotación del
Bloque Mehr en Irán (US$ 8.500.000)
-
Activos
comprometidos
Tipo
Valor
contable
MUS$
Indirecta
8.500
Saldos pendientes de
pendientes
Liberación de garantías
31/12/2006
31/12/2007
MUS$
31/12/2008
MUS$
MUS$
Activos
31/12/2009
MUS$
MUS$
Activos
31/12/2010
MUS$
MUS$
siguie nte
MUS$
-
-
-
-
-
-
-
-
Petroecuador
Garantía Seriedad de la oferta por licitación de Stand by
Campos Marginales en Ecuador (US$ 25.000)
25/01/2008
Indirecta
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Methanex
Garantiza cumplimiento de las obligaciones de Fianza
Sipetrol Argentina S.A. en contrato de venta de Solidaria
gas entre Sipetrol/YPF-Methanex (equivalentes al
30% del contrato). La obligacion remanente
asciende a 2.357.250.000 Standard Cubic Meters
(9300 Kcal/m3), a un precio base de 0,75
US$/MMBtu (escala con el precio del metanol).
08/08/2016
Indirecta
-
-
-
-
-
-
-
-
-
EGAS
Garantía por compromiso mínimo exploratorio por Stand by
el Bloque 2 - Rommana en Egipto.
30/12/2010
Indirecta
-
-
-
-
-
-
-
EGAS
Garantía por compromiso mínimo exploratorio por Stand by
15/02/2011
Indirecta
-
-
-
-
-
-
-
10.000
-
-
11.700
el Bloque 8 - Side Abd El Rahaman en Egipto.
En febrero de 2005, la sociedad matriz constituyó una fianza solidaria a favor de ENAP en calidad de contra garantía, para rembolsar
todas las sumas que eventualmente se vea obligada a pagar a ésta, en virtud de la garantía personal de carácter contingente otorgada por
ENAP a favor de los bancos financistas, para caucionar las obligaciones de Enap Sipetrol Argentina S.A. derivadas del crédito externo
de largo plazo contratado, por un monto de US$125 millones. Dicho préstamo además ha sido garantizado con las exportaciones de crudo
y gas de la Cuenca Austral.
d. Otras Contingencias
d.1 Argentina
d.1.1 El Banco Central de la República Argentina (BCRA), ha imputado violaciones a la Ley del Régimen Penal Cambiario, consistentes
en:
(1) Supuesta omisión de ingresar y de negociar el 70% de los cobros de exportaciones de hidrocarburos, durante el período entre el 19
de enero de 2002 y el 10 de diciembre de 2002.
(2) Presuntos ingresos tardíos con mínimas demoras de dos (2) y siete (7) días respectivamente, respecto de dos exportaciones cuyos
vencimientos fueron el 11 de noviembre de 2002 y el 10 de diciembre de 2002.
Con fecha 21 de septiembre de 2007, el BCRA notificó del cierre del período probatorio y la Sociedad presentó los alegatos sobre la
prueba.
De acuerdo a la opinión de los asesores legales, la Sociedad considera la probabilidad de una absolución de culpa y cargos, ya que existen
normas legales y reglamentarias que avalan el operar de la Sociedad.
d.1.2 Aplicación de Derechos de Exportación sobre Área Aduanera Especial.
80
Con fecha 10 de octubre de 2006, el Ministerio de Economía y Producción argentino, mediante Resolución Nº 776, estableció que debía
aplicarse el derecho de exportación creado por la Ley Nº 25.561 y sus normas complementarias a las exportaciones de gas, petróleo y
sus derivados que se realicen desde el Área Aduanera Especial de la Provincia de Tierra del Fuego, Antártica e Islas del Atlántico Sur.
Asimismo, instruyó a la Dirección General de Aduanas para que aplique las alícuotas correspondientes a las exportaciones de petróleo
crudo, gas y sus derivados. Como consecuencia, la Dirección General de Aduanas en Nota Externa Nº56/06, de fecha 18 de octubre de
2006, instruyó a la Aduana para que formulara cargos por dicho concepto a las empresas exportadoras de mercaderías incluidas en determinadas posiciones arancelarias, a partir de la entrada en vigencia de los Decretos números 310/02, 809/02 y 645/04 y sus normas
complementarias, según corresponda.
Con fecha 16 de noviembre de 2006, Enap Sipetrol Argentina S.A. presentó ante el Ministerio de Economía y Producción, un Reclamo
Impropio contra la Resolución Nº 776 del Ministerio de Economía y Producción y la Nota Externa Nº 56 de la Dirección General de
Aduanas, solicitando se decrete la suspensión de las medidas cuestionadas y oportunamente se revoquen las mismas.
No obstante, el Reclamo Impropio interpuesto por la Sociedad, con posterioridad al mismo, con fecha 16 de enero de 2007, fue publicada
en el Boletín Oficial la Ley Nº 26.217 por la cual se prorroga la vigencia del derecho de exportación de hidrocarburos creado por el art.
6 de la Ley Nº 25.561, aclarándose que dichos derechos también resultan de aplicación para las exportaciones que se realicen desde el
área aduanera especial creada por la Ley Nº 19.640. Cabe señalar que los preceptos de la nueva normativa tornaron abstractos los argumentos esgrimidos en el Reclamo Impropio. Sin embargo, la Sociedad ha insistido en su aplicación.
Según estimaciones de la Sociedad, un eventual reclamo retroactivo sobre las operaciones de exportación realizadas desde 2002, alcanzaría aproximadamente MUS$5.800 al 31 de diciembre de 2006.
Dado lo descrito precedentemente, el marco legal y la ausencia de un reclamo específico al cierre de los presentes estados financieros,
la Sociedad no ha considerado necesario contabilizar provisión al respecto.
d.1.3 Mediante Resolución Nº 1781/2006, la Secretaría de Energía argentina notificó a Enap Sipetrol Argentina S.A. la aplicación de una
multa a la empresa titular de la Concesión de Explotación Hidrocarburífera del Área Magallanes, YPF S.A., por incumplimiento de las
obligaciones emergentes de los Artículos 31 y 69 inc. a) y d) de la Ley 17.319 y las Resoluciones Nº 105/92, 189/80, 24/04 y 342/93.
La Sociedad y sus filiales, sus directores o administradores, no han recibido sanciones algunas por parte de entidades reguladoras y/o
administrativas.
d.2 Ecuador
d.2.1 Reclamo contra el SRI por Impuesto a la Renta 2001
En febrero de 2002, SIPEC vendió sus derechos en los Bloques 7 y 21. El SRI inició una auditoría de los bloque 7 y 21. En este caso en
particular, el SRI considera que a partir de ese año los consorcios debían presentar una declaración unificada de impuesto a la renta, lo
cual no fue hecho por los socios, quienes siguieron presentando declaraciones individuales.
Considerando la imprevisibilidad del resultado de la contingencia descrita, la empresa no está en condiciones de hacer un pronóstico
preciso del resultado de ésta y no se ha constituido provisión para tal efecto, dado que la administración y fiscalía estiman que es improbable que se genere algún egreso significativo para la empresa.
81
d.2.2 Auditoría Dirección Nacional de Hidrocarburos.
Al año 2006, la Dirección Nacional de Hidrocarburos (DNH), inició un proceso de auditoría especial a las inversiones, costos y gastos
de la Sucursal en Ecuador por los años 2002, 2003 y 2004. Esta auditoría concluyó que existen gastos no deducibles, según el siguiente
detalle:
Período
2002
2003
2004
2004
2004
Monto
MUS$
Concepto
Exceso de amortización inversiones de producción
Exceso de costos de operación honorarios
Exceso de costos de operación Side Track
Totales
698
481
1.502
1.914
2.492
7.087
La Sucursal ha presentado sus objeciones ante el Director Nacional de Hidrocarburos, quien las ha negado. Ante esta negativa, se presentarán las objeciones ante el Ministro de Energía y Minas siendo ésta la última instancia administrativa. De la decisión del Ministro
se podrá apelar al Tribunal de lo Contencioso Administrativo.
Cabe señalar que el Ministerio de Energía y Minas no puede imponer correctivos tributarios, por lo que sus informes y conclusiones serán
referenciales para cualquier acción que inicie el Servicio de Rentas Internas (SRI). A la fecha, el SRI no ha iniciado ningún proceso de
determinación por los conceptos mencionados anteriormente. No se ha constituido provisión para el efecto, dado que la administración
y fiscalía estiman que es improbable que se genere algún egreso significativo para la empresa.
d.2.3 Auditoria Dirección Nacional de Hidrocarburos. Ejercicios 2005.
En 2007, la Dirección Nacional de Hidrocarburos (DNH), inició un proceso de auditoría especial a las inversiones costos y gastos de
Operación y Tasa de Servicios de la Sucursal de Enap Sipetrol S.A., por el año 2005.
De esta auditoría y a pesar de los argumentos de SIPEC que fueron aceptados en parte, la DNH concluyó que existen gastos no deducibles, de acuerdo al siguiente detalle:
Concepto
MUS$
Exceso de gastos financieros por intereses
1.743
Exceso de registro del Impuesto Renta
191
Exceso de cálculo de las amortizaciones de producción
959
Licencia software Petrel
61
Totales
2.954
SIPEC ha presentado sus objeciones ante la DNH, quien las ha negado y las presentará nuevamente ante el Ministro de Energía y Minas,
quien es la última instancia administrativa. De la decisión del Ministro se podrá apelar al Tribunal de lo Contencioso Administrativo.
82
El Ministerio de Energía y Minas no puede imponer correcciones tributarias, por lo que sus informes y conclusiones serán referenciales
para cualquier acción que inicia el Servicio de Rentas Internas, SRI. El SRI no ha iniciado, hasta el momento, ningún proceso de determinación por los conceptos mencionados en este acápite.
d.2.4 Pago Auditorías Dirección Nacional de Hidrocarburos.
La Dirección Nacional de Hidrocarburos (DNH) ha enviado comunicaciones a SIPEC reclamando pago de MUS$ 60,0 por año por concepto de auditorías. Está pendiente definición del tema, ya que SIPEC considera no aplicables tales valores para los contratos de MDC
y PBH.
d.2.5 Reclamo Municipio de Quito, Impuesto 1,5 por mil de los activos totales.
El Municipio de Quito ha iniciado procesos de determinación del impuesto del 1,5 por mil a los activos totales por los años 2004 = US$
20.900; 2005 = US$ 56.729 y 2006 = US$ 124. 019. Las ordenes de determinación no fueron oportunamente notificadas a SIPEC se han
presentado excepciones a los juicios coactivos. Se encuentra en proceso la respuesta de la administración, impugnando el reclamo del
Municipio de Quito por no corresponder, dado que la totalidad del impuesto ya ha sido pagado en las Municipalidades de Orellana y
Joya de los Sachas, donde se encuentran los principales activos y la producción. Para el caso del Municipio de Quito no corresponde, ya
que sólo se encuentran nuestras oficinas administrativas.
Vista la debilidad de los argumentos expuestos por el Municipio de Quito, nuestros asesores legales en Ecuador ven una a alta probabilidad de obtener una absolución para la empresa, en este proceso de determinación de impuesto.
23. CAUCIONES OBTENIDAS DE TERCEROS
Las principales cauciones recibidas por la Sociedad de los distintos proveedores y contratistas, son las siguientes:
Tipo de operación
Garantía por cumplimiento de contrato
Relación con la
sociedad informante Monto
MUS$
Otorgante
Luis Nelson Oliva
Halliburtun Arg. S.A.
Bahía Grande S.A.
Key Energy Services S.A.
Alberto Rosas
Electrificadora del Valle S.A.
Wood Group
83
Proveedor
Proveedor
Proveedor
Proveedor
Proveedor
Proveedor
Proveedor
80
49
267
70
80
241
60
24. MONEDA NACIONAL Y EXTRANJERA
Los activos y pasivos en moneda extranjera y aquellos cuya reajustabilidad se encuentra expresada en dólares estadounidenses al 31 de
diciembre de 2007 y 2006, son los siguientes:
Rubro
Moneda
2007
MUS$
Activos circulantes:
Disponible
Depósitos a plazo
Deudores por venta
Deudores varios
Documentos y cuentas por cobrar
a empresas relacionadas
Existencias
Impuestos diferidos
Otros
Activos fijos:
Otros activos:
Inversión en otras sociedades
Impuestos diferidos
Total activos:
2006
MUS$
$ no reajustables
UK £
Pesos Argentinos
Dólares
Pesos Argentinos
Dólares
Pesos Argentinos
Dólares
$ no reajustables
UK £
Pesos Argentinos
Dólares
60
20
1.572
4.410
10.000
420
98
70.426
248
57
4.575
16.919
46
168
1.473
4.721
3.357
1.048
71.856
1.084
212
5.506
Dólares
Dólares
$ reajustables
$ no reajustables
Pesos Argentinos
Dólares
Pesos Argentinos
Dólares
$ reajustables
Pesos Argentinos
Dólares
Pesos Argentinos
Dólares
761
3.077
222
9.128
658
6.517
329
801
(645)
780
39.503
4.689
996
850
5.325
943
116
2.226
1.207
10.510
Pesos Argentinos
Dólares
319.983
119.632
$ reajustables
Dólares
Dólares
Pesos Argentinos
Dólares
Pesos Argentinos
Dólares
241
2.187
7.664
185
225
6.392
(56)
$ no reajustables
$ reajustables
UK £
Pesos Argentinos
Dólares
308
792
77
353.514
271.698
84
290.222
116.059
2.285
7.664
408
7.054
(75)
1.980
2.285
168
306.657
228.860
Pasivos circulantes:
Hasta 90 días
2007
Rubro
Obligaciones con bancos e instituciones
financieras a corto plazo
Obligaciones con bancos e instituciones
financieras largo plazo, porción corto
plazo
Obligaciones a largo plazo con
vencimiento dentro de un año
Cuentas por pagar
Acreedores varios
Documentos y cuentas por pagar
Provisiones
Retenciones
Impuesto a la renta
Impuestos diferidos
Otros pasivos circulantes
Moneda
Dólares
Dólares
Tasa
2007
Tasa
Monto
promedio
anual
Monto
promedio
anual
-
-
-
-
40.529
MUS$
%
MUS$
%
Monto
MUS$
2006
Tasa
promedio
anual
Tasa
Monto
promedio
anual
7,45
-
-
%
MUS$
%
5.294
6,05
5.720
5,78
15.750
6,05
16.875
5,78
50
75
7,70
-
41
123
26
3.079
22.853
60
11.436
7,70
-
157
-
7,70
-
126
-
7,70
-
-
2.203
846
2.186
501
1.706
7.182
1.919
8.516
11.630
6.525
129
14.457
-
-
-
-
-
UF
$ no reajustable
UK £
Pesos Argentinos
Dólares
$ no reajustable
Dólares
17.744
30.160
69
50
$ no reajustable
Dólares
$ no reajustable
UK £
Pesos Argentinos
Dólares
$ no reajustable
Pesos Argentinos
Dólares
535
10.451
1.564
150
1.519
8.509
526
5.623
1.530
Pesos Argentinos
Dólares
Dólares
Dólares
6.411
5.704
$ no reajustables
$ reajustables
UK £
Pesos Argentinos
Dólares
UF
90 días a 1 año
2006
95.964
101.138
56.436
17.001
2.769
6.491
-
150
24.886
68.109
50
527
39.388
54.691
41
40.529
15.750
157
85
-
-
16.875
126
Pasivos a largo plazo:
Al 31 de diciembre de 2007:
Rubro
Acreedores varios
empresas relacionadas
Provisiones
Moneda
UF
1 - 3 años
Tasa
promedio
Monto
anual
MUS$
3 a 5 años
Tasa
promedio
Monto
anual
%
MUS$
1.057
7,70
589
Dólares
$ reajustable
Dólares
188.336
965
-
5,86
-
919
-
$ no reajustables
$ reajustables
Dólares
UF
965
188.336
1.057
%
7,70
-
919
589
5 a 10 años
Tasa
promedio
Monto
anual
MUS$
190
871
-
%
7,70
-
871
190
más de 10 años
Tasa
promedio
Monto
anual
MUS$
%
-
-
3.946
7.017
-
3.946
7.017
-
Rubro
Obligaciones con banco
e instituciones financieras
Acreedores varios (leasing)
Provisiones
Moneda
Dólares
UF
1 - 3 años
Tasa
promedio
Monto
anual
MUS$
%
3 a 5 años
Tasa
promedio
Monto
anual
MUS$
%
5 a 10 años
Tasa
promedio
Monto
anual
MUS$
%
21.000
375
5,42
7,70
443
7,70
680
7,70
Dólares
$ reajustable
Dólares
184.167
-
5,84
-
195
-
-
346
-
-
$ reajustables
Dólares
UF
205.167
375
195
443
346
680
más de 10 años
Tasa
promedio
Monto
anual
MUS$
%
-
-
3.316
6.332
-
3.316
6.332
-
25. SANCIONES
En el ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2008, la Sociedad y sus filiales, sus directores o administradores no han recibido sanción alguna por parte de entidades reguladoras y/o administrativas.
26. HECHOS POSTERIORES
Con fecha 21 de enero se recibieron ofertas por la venta del Bloque North Bahariya en Egipto. De acuerdo a los montos ofertados y las
condiciones exigidas por cada una de las compañías Enap Sipetrol procedió a realizar una clasificación para ser presentada a Directorio,
la que considera no sólo el monto ofrecido, sino también, condiciones de pago, aceptación de garantías, presentación de certificado de financiamiento y requerimiento de auditorías, tanto técnicas como financieras.
86
El Directorio aprobó la negociación exclusiva con el mejor oferente y la firma del SPA en un plazo breve para posteriormente proceder
a la firma de los instrumentos legales necesarios para materializar la transferencia.
Con fecha 16 y 24 de enero de 2008, Enap Sipetrol Argentina S.A. acordó con el BBVA Banco Francés S.A. dos préstamos (prefinanciaciones de exportaciones) por MUS$ 5.000 y MUS$ 6.000 pagaderos a 180 días con tasa fija anual de 6,45% y 6,00%, respectivamente.
Adicionalmente, con fecha 25 de enero de 2008, Enap Sipetrol Argentina S.A. acordó otro préstamo por el mismo concepto con el ABN
AMRO BANK NV por MUS$ 10.000, pagaderos a 180 días con una tasa variable de LIBOR + 1,25%.
Entre el 1 de enero de 2008 y la fecha de emisión de estos estados financieros consolidados, no han ocurrido otros hechos posteriores
que puedan afectar significativamente a los mismos.
27. MEDIO AMBIENTE
Durante 2007, la Sociedad y sus filiales en el exterior han efectuado desembolsos de acuerdo a la normativa medio ambiental vigente en
los países respectivos por un valor de MUS$2.532, los cuales corresponden principalmente a:
Concepto
MUS$
Inversiones medio ambientales relacionadas con proyectos
Gasto operativo de unidad gestión ambiental
Gastos medio ambientales unidades operativas
1.052
495
985
Total
2.532
28. CONTRATOS DE ASOCIACIÓN
a. Explotación
El detalle de los proyectos de explotación de Enap Sipetrol S.A. es el siguiente:
Proyecto
País
Area Magallanes
Campamento Central
Cañadón Perdido
Pampa el Castillo
Cam 2/A Sur
North Bahariya
El Diyur
East Rast Qattara
Paraíso, Biguno, Huachito
Mauro, Dávalos, Cordero
Argentina Enap Sipetrol Argentina S.A.
Argentina
Argentina
Argentina
Egipto
Egipto
Egipto
Ecuador
Ecuador
Porcentaje de
participación de
Sipetrol
2007
2006
%
%
Operador
(a)
50,00
50,00
Repsol - YPF
(b)
(c)
(d)
NORPETCO (Joint Venture Company)
(e)
DIPETCO (Joint Venture Company)
(f)
Petroshahd (Joint Venture Company)
(g)
Sociedad Internacional Petrolera S.A. - Sucursal Ecuador (h)
Sociedad Internacional Petrolera S.A. - Sucursal Ecuador (h)
50,00
100,00
50,00
50,00
50,00
-
50,00
100,00
50,00
50,00
41,00
-
87
a) Área Magallanes
Con fecha 4 de enero de 1991, Enap Sipetrol Argentina S.A. y Yacimientos Petrolíferos Fiscales S.A. celebraron un contrato de Unión
Transitoria de Empresas (UTE), con el objeto de ejecutar trabajos de desarrollo y explotación de hidrocarburos en Área Magallanes,
bloque ubicado en la boca oriental del Estrecho de Magallanes, Argentina.
Enap Sipetrol Argentina S.A. como operador de este contrato, es responsable de ejecutar todas las operaciones y actividades en esta área.
(b) Campamento Central - Cañadón Perdido
En diciembre de 2000, Enap Sipetrol S.A. firmó con YPF S.A. un acuerdo a través del cual este último cede y transfiere a Enap Sipetrol
Argentina S.A. el 50% de la concesión que YPF S.A. es titular para la explotación de hidrocarburos sobre las áreas denominadas Campamento Central - Cañadón Perdido, en la provincia de Chubut - República de Argentina, que se rige por la Ley Nº24.145 y sus normas
complementarias y reglamentarias. Siendo YPF S.A. quien realiza las labores de operador.
(c) Pampa el Castillo
Con fecha 25 de septiembre de 2001, Pecom Energía S.A. cedió a Enap Sipetrol Argentina S.A. el 100% de los derechos de la concesión
de explotación del área hidrocarburífera denominada Pampa del Castillo - La Guitarra, localizada en la provincia de Chubut,
Argentina.
(d) Cam 2A Sur
En decisión administrativa Nº14 del 29 de enero de 1999, se adjudicó en favor de YPF y Enap Sipetrol Argentina S.A. el permiso de exploración sobre el Area CAM 2A SUR. Con fecha 7 de octubre de 2002, Enap Sipetrol Argentina S.A. e YPF S.A. celebraron un Acuerdo
de Unión Transitoria de Empresas (UTE), ubicada en las Provincias de Tierra del Fuego.
(e) North Bahariya
Con fecha 1 de junio de 2004 se aprobó el “Plan de Desarrollo”, lo que significó que con fecha 1 de septiembre se diera inicio a la producción, dando paso a la fase de explotación. Mediante un Concession Agreement se creó la compañía operadora Norpetco, 50% propiedad de Egyptian General Petroleum Corporation (EGPC) y el 50% restante del consorcio Sipetrol International S.A., IPR e INA.
En sesión No. 214 de fecha 28 de agosto de 2007, se autorizó iniciar el proceso de venta del proyecto.
En octubre de 2007 se inició el proceso de oferta del activo en el mercado. En caso de obtenerse una propuesta favorable, se procederá
a vender el total de la participación de Sipetrol International S.A. en este Bloque. A la fecha de los estados financieros nos encontramos
en la etapa de búsqueda de inversionista y recepción de ofertas. A la fecha de emisión de los estados financieros se habían recibido ofertas
por este bloque (ver nota 26). Esta inversión se encuentra clasificada dentro del activo circulante en Activos para la venta.
(f) El Diyur
Con fecha 6 de julio de 2005 se aprobó el “Plan de Desarrollo”, lo que significó que con fecha 15 de agosto de 2005 se diera inicio a la producción, dando paso a la fase de explotación. Mediante un Concession Agreement se creó la compañía operadora DIPETCO, 50% propiedad
de Egyptian General Petroleum Corporation (EGPC) y el 50% restante del consorcio APACHE, Sipetrol International S.A. e IPR.
88
En junio de 2007, Sipetrol International S.A. dio inicio a un proceso de venta de su participación en este bloque. En Septiembre de 2007,
se suscribió un Sale And Purchase Agreement con el socio Apache para la adquisición del total de participación de Sipetrol International
S.A.(41%). Con fecha 1 de diciembre de 2007, el Ministro del Petróleo de Egipto suscribió la escritura de cesión de la participación de
Sipetrol International S.A. en favor de Apache, con lo que dió por autorizada la cesión y, en consecuencia, cerrada la transferencia.
(g) East Rast Qattara
En el marco del proceso de licitación para 2002, abierto por la Compañía General Petrolera Egipcia (EGPC) para presentar ofertas para
diversos bloques en el Western Desert, la filial Sipetrol International S.A., en conjunto con la empresa australiana Oil Search Ltd., se adjudicó con fecha 16 de abril de 2003, el Bloque East Rast Qattara.
El contrato definitivo (contrato de concesión), se firmó el 30 de marzo de 2004 ante el Ministerio de petróleo egipcio, con una participación de Sipetrol International S.A., sucursal Egipto, 50,5% (operador) y de Oil Search Ltd., 49,5%.
En diciembre de 2007, se reclasificó de exploración a explotación dado que se dió inicio a este último proceso.
(h) Paraíso, Biguno, Huachito y Mauro, Dávalos, Cordero
Con fecha 7 de octubre de 2002, se firmó un contrato con la Empresa de Petróleos del Ecuador - PetroEcuador y su filial la Empresa Estatal de Exploración y Producción de Petróleos del Ecuador - Petroproducción, para explotar y desarrollar los campos Paraíso, Biguno,
Huachito (PBH) y Mauro Dávalos Cordero (MDC), ubicados en la cuenca oriente del Ecuador. Por medio de este contrato de Servicios
Específicos, la Sociedad se comprometió a realizar las inversiones para el desarrollo de los campos por un valor estimado de MMUS$90,
que consideraban la perforación de 16 pozos (9 en PBH y 7 en MDC), la construcción de una estación de producción en MDC, adecuación de facilidades y un campamento. A la vez, adquirió el derecho de explotación y operación, asumiendo el 100% de los costos de
operación y administración de los campos.
Con fecha 08 de agosto de 2006, se suscribió un contrato modificatorio al contrato del campo MDC, celebrado con PETROECUADOR,
mediante el cual Enap Sipec se comprometió a ampliar el programa de inversiones que contempla la perforación de siete pozos y ampliar
la facilidad de producción. Con estos nuevos pozos se certificarán reservas adicionales que permitirán incrementar las reservas actuales
de 31.6 a 57.0 millones de bbl de petróleo crudo.
b. Exploración
El detalle de los proyectos de exploración de Enap Sipetrol S.A. es el siguiente:
Porcentaje de
Participación
Enap Sipetrol
2007
2006
%
%
Proyecto
País
Operador
Cam 3
Cam 1
La Invernada
East Rast Qattara
Bloque 2 - Romana
Bloque 8 - Sidi Abd El Rahman
Bloque Mehr
Argentina
Argentina
Argentina
Egipto
Egipto
Egipto
Irán
Wintershall Energía S.A.
Edison International SPA
OMV (Irán) Onshore Exploration GmgH
89
(a)
(a)
(b)
(d)
(e)
(f)
33,33
33,33
50,00
40,00
30,00
33,00
33,33
33,33
50,00
50,50
40,00
30,00
33,00
(a) CAM 3 y CAM 1
El Area CAM-1 (Cuenca Austral Marina 1) fue adjudicada con fecha 4 de septiembre de 2003 a las empresas Enap Sipetrol Argentina
S.A. y Repsol-YPF S.A., por la Secretaría de Energía del Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios, quien aceptó
la oferta realizada por las empresas durante el Concurso Público Internacional convocado para esta licitación.
El área se encuentra ubicada en el océano Atlántico en la zona austral de Argentina y es contigua a otras concesiones donde actualmente
Enap Sipetrol Argentina S.A. explora y produce hidrocarburos (Área Magallanes, CAM 2A Sur y CAM 3).
Enap Sipetrol Argentina S.A. y Repsol-YPF conformaron una Unión Transitoria de Empresas (UTE), destinada a realizar exploraciones
de hidrocarburos en esta área y proceder a su explotación comercial en caso de que las exploraciones sean exitosas.
Durante octubre de 2005 la Compañía recibió una comunicación de la Secretaría de Energía, mediante la cual comunica a Enap Sipetrol
Argentina S.A. que el área de explotación CAM-1 sería registrada a nombre ENARSA (empresa propiedad del Estado Nacional). Esto
último sustentado en el hecho de que el área había sido adjudicada a Enap Sipetrol Argentina S.A. e YPF S.A. durante 2003 por la Secretaría de Energía, pero que se encontraba pendiente la Decisión Administrativa del Poder Ejecutivo Nacional que la aprobara.
Con fecha 26 de septiembre de 2006, se suscribió un convenio de asociación entre ENARSA, Enap Sipetrol Argentina S.A. e YPF S.A.
mediante el cual las partes acuerdan suscribir un contrato de UTE, cuya participación es de un 33,33% de cada una de las partes, encontrándose en etapa de negociaciones. ENARSA, como titular del área CAM 1 (en adelante E2), aporta este bloque y Enap Sipetrol Argentina S.A., en conjunto con YPF S.A., aportan el bloque CAM 3. Formalmente Enap Sipetrol y Repsol YPF revirtieron el bloque CAM 3
a la Secretaría de Energía para su posterior adjudicación por parte de ésta al nuevo consorcio.
En el marco del convenio celebrado entre ENARSA, YPF S.A. y Enap Sipetrol Argentina S.A. para la exploración, desarrollo y eventual
explotación conjunta de la nueva área E2, la Secretaría de Energía aceptó transferir a ENARSA el área CAM-3 la cual junto con la ex área
CAM-1 integra la mencionada área E2 objeto del convenio. Asimismo, la Secretaría de Energía aceptó compensar las inversiones pendientes
comprometidas en el área CAM-3 con el compromiso de perforar un segundo pozo de exploración dentro de la nueva área E2.
Cabe mencionar que actualmente las partes se encuentran negociando un Contrato de Unión Transitoria de Empresas para la Exploración
y Explotación de Hidrocarburos en el área E2 a fin de regular los derechos y obligaciones entre Enap Sipetrol Argentina S.A., YPF S.A.
y ENARSA en su calidad de socios y copartícipes en la exploración y explotación del área E2 conforme lo acordado básicamente en el
Convenio de Asociación.
(b) La Invernada
Bloque licitado por la Dirección de Hidrocarburos de la Provincia de Neuquén el 9 de junio de 2003 y adjudicado a Wintershall Energía
S.A. (WIAR) con fecha efectiva 29 de octubre de 2003. El contrato de exploración se firmó entre WIAR y la Dirección de Hidrocarburos
el 11 de noviembre de 2003. La Sociedad, luego de evaluar el potencial exploratorio de este bloque, suscribió con WIAR un Joint Study
and Bidding Agreement, para obtener una opción de entrada por un 50% de participación en condiciones “ground floor”. Con fecha 21
de diciembre de 2004, mediante Decreto de la Provincia de Neuquén 2949, se aprobó la cesión del 50% de la participación de Wintershall
Energía S.A. en el Contrato y Permiso de Exploración a favor de Enap Sipetrol Argentina S.A.
Con fecha 29 de marzo de 2005 se celebró el Contrato de Unión Transitoria de Empresas el cual se encuentra inscrito ante la Inspección
General de Justicia bajo el Nº74, Libro 01 de fecha 10 de mayo de 2005.
90
(c) Bloque 2 - Rommana
Enap Sipetrol a través de su filial Sipetrol International S.A. se adjudicó en Egipto a fines de diciembre de 2006 dos contratos de exploración, sujeto a los términos, procedimientos y aprobaciones necesarias por parte de las autoridades egipcias.
El Bloque 2 en tierra será operado por Sipetrol International S.A. con una participación de 40% en el consorcio conformado con PTT
Exploration and Production Public Company Limited (“PTTEP”) y Centrica con un 30% cada una. Esta área está localizada en el norte
del SINAB y tiene una superficie de 6.200 kms2.
Con fecha 18 de septiembre de 2007 se firmó Concesion Agreement por el bloque, comenzando así la etapa de exploración.
(d) Bloque 8 - Sidi Abd El Rahman
El Bloque 8, costa afuera, será operado por Edison International SPA con una participación de 40% en el consorcio conformado junto
a PTT Exploration and Production Public Company Limited (“PTTEP”) y Sipetrol Internacional S.A. con un 30% cada una. Esta área
está ubicada en el noreste de Egipto, Mar Mediterráneo, con un superficie de 4.294 kms2.
Con fecha 18 de septiembre de 2007 se firmó el Concession Agreement por el bloque comenzando así la etapa de exploración.
El bloque está bajo un contrato de producción compartida con EGAS, el compromiso de trabajo mínimo durante los tres primeros años
contempla la adquisición y procesamiento de información sísmica 2D y 3D y la perforación de cinco pozos exploratorios en el Bloque
2 y dos pozos exploratorios en el Bloque 8.
(e) Bloque Mehr
Enap Sipetrol S.A., a través de su filial Sipetrol International S.A., posee el 33% de participación en el Bloque Mehr en sociedad con
Repsol YPF y OMV, siendo este último su operador. El bloque se localiza en una de las provincias con mayores reservas de petróleos
del mundo, adyacente al gigantesco campo Arwaz. Desde la obtención de la concesión en 2001, el bloque se encuentra en su etapa de
exploración, habiéndose realizado un descrubrimiento.
Con fecha 30 de junio de 2007, la NIOC declaró la comercialidad del Bloque.
Actualmente la empresa está en búsqueda de una compañía interesada en adquirir nuestra participación en el Bloque Mehr.
91
análisis razonado de estados
financieros consolidados
I. Análisis Razonado de Enap Sipetrol S.A. y Filiales
A continuación se analizan los estados financieros de Enap Sipetrol S.A. y filiales, correspondientes al ejercicio terminado el 31 de diciembre
de 2007, para explicar las principales variaciones ocurridas respecto al igual período del año anterior.
Los principales rubros de activos y pasivos, al 31 de diciembre de 2007 y 2006, son los siguientes:
31/12/2007 31/12/2006
MUS$ MUS$
Activo circulante
169.936 116.333
Activo Fijo Neto
439.615 406.281
Otros Activos
16.838 17.336
Total Activos
626.389 539.950
31/12/2007 31/12/2006
MUS$ MUS$
Pasivo circulantes
152.400 118.139
Pasivo Largo Plazo
203.890 216.854
Total pasivo exigible
356.290 334.993
1.270 1.272
Patrimonio
268.829 203.685
Total pasivo y patrimonio
626.389 539.950
Activos
Los Activos totales a diciembre, respecto a igual periodo del año anterior, se incrementaron en MUS$ 86.439, lo que representa un aumento
de 16,1%. Este crecimiento se explica, fundamentalmente, por el alza de los activos circulantes, los cuales subieron en MUS$ 53.603, es decir,
un 46,1%.
El aumento en los activos circulantes, es el resultado, principalmente, del incremento en MUS$ 7.063 (210,4%) en depósitos a plazo, que pasaron de MUS$ 3.357 en 2006 a MUS$ 10.420 en 2007. Esta alza corresponde a fondos destinados a pagar cuentas por pagar de corto plazo de
la final Enap Sipetrol Argentina S.A. El aumento de los activos circulantes también se debió al incremento deudores varios en MUS$ 14.997
(220,5%) que llegaron a MUS$ 21.799 en diciembre de 2007, aumento que se origina en la filial Argentina producto de un incremento en gastos
por recuperar en contratos de asociación conjunta. Lo anterior debido al mayor nivel de inversiones producto del paro preventivo en el proyecto
92
Área Magallanes. Otra cuenta que se incrementa es existencias en MUS$ 2.081. Esta cuenta registra un valor a diciembre de 2007 de MUS$
3.077 un 208,9%, superior a los MUS$ 996 de igual fecha de 2006. Este aumento se debe a stock de crudo dispuesto a la venta, embarcado en
la primera quincena de enero de 2008 por la filial Argentina. Adicionalmente, los otros activos circulantes se incrementaron en MUS$ 28.566
(243,8%). Este aumento se explica, en mayor medida, por reclasificación de activos para la venta desde el rubro activos fijos, específicamente
el Bloque Mehr en Irán por MUS$ 19.394 y el Bloque North Bahariya en Egipto por MUS$ 20.400. Todo lo anterior compensado por la disminución de MUS$ 11.348, producto de la realización de resultados del contrato de cobertura mantenido por la Sociedad, el cual finalizó el 31
de diciembre de 2007.
El aumento de los activos fijos en MUS$ 33.334 se explica, principalmente, por mayores construcciones y obras de infraestructura por MUS$
51.797, que representan un incremento de 5,8%, llegando a MUS$ 940.976 a diciembre de 2007. Esta alza refleja la ejecución del plan de inversiones del año, que alcanzó aproximadamente a MUS$ 141.671. Lo anterior fue parcialmente compensado por los MUS$ 21.509 de mayor depreciación, la reclasificación de activos para la venta por MUS$ 39.794 y la venta de activos por MUS$ 23.797.
Por otra parte, los otros activos disminuyeron en MUS$ 498 (2.9%), llegando a MUS$ 16.838 a diciembre de 2007. Esta disminución se explica,
principalmente, por una disminución de impuesto diferido por MUS$ 643 y un aumento de MUS$ 143, por el reconocimiento proporcional de
los resultados en inversiones en empresas relacionadas.
Pasivos y Patrimonio
El total de pasivos exigibles se incrementó en MUS$ 21.297 (6,4%), pasando a MUS$ 356.290 en diciembre de 2007. Dicho aumento se explica
principalmente por los mayores pasivos circulantes que aumentaron en MUS$ 34.261 (29,0%) y disminución de pasivos largo plazo en MUS$
12.964 (6,0%)
El aumento en los pasivos circulantes por un monto total de MUS$ 34.261, tiene su origen en el incremento en la cuenta obligaciones con bancos e instituciones financieras a corto plazo por MUS$ 40.529 y el aumento de las cuentas por pagar por MUS$ 21.898. Esto se debe al incremento de las operaciones de la compañía y a las necesidades de capital de trabajo, lo anterior, como consecuencia del paro preventivo en la filial
en Argentina. Las variaciones descritas son compensadas por disminuciones de MUS$ 11.377 en acreedores varios, correspondientes a valores
cancelados por obligaciones en consorcio. El impuesto a la renta por MUS$ 11.744, originado principalmente por un menor gasto tributario
en la filial en Argentina y una disminución de otros pasivos circulantes de MUS$ 8.753, donde el principal impacto en la disminución de este
rubro se debe a la finalización de las obligaciones por contratos de derivados por MUS$11.348, cuya operación finalizó con fecha 31 de diciembre de 2007.
El pasivo de largo plazo diminuyó en MUS$ 12.964, registrando un total de MUS$ 203.809 a diciembre de 2007. Esta disminución se explica
por la extinción de deuda financiera con bancos a más de un año por MUS$ 21.000 (100 %) mantenido por la filial Argentina, compensada con
el aumento de las provisiones a largo plazo (MUS$ 3.529) como resultado de mayores indemnizaciones por años de servicio en MUS$ 896 y
un aumento de MUS$ 2.633 en la provisión para cubrir los gastos estimados, en los cuales deberá incurrir la Sociedad, para la normalización
de pozos y remedición medio ambiental.
El patrimonio presentó una variación positiva de un 32 % en los últimos 12 meses, pasando de MUS $203.685 a MUS$ 268.829 a diciembre
de 2007. En el año 2007, se realizó un aumento de capital de MUS$56.000, mediante la capitalizaciones de ENAP y la cuenta utilidades retenidas tuvo un incremento de MUS$8.963, producto de las utilidades del ejercicio 2007, lo que sumados generan una variación patrimonial de
MUS$ 65.144 entre uno y otro ejercicio.
93
II: Principales tendencias:
INDICADORES DE LIQUIDEZ, ENDEUDAMIENTO Y ACTIVIDAD
Los principales indicadores financieros del balance consolidado relativos a liquidez y endeudamiento son los siguientes:
31/12/2007 31/12/2006
MUS$ MUS$
Liquidez
Liquidez corriente
1,12 0,98
Razón ácida (1)
1,05 0,96
Endeudamiento
Deuda corto plazo /Deuda total (%)
42,80 35,30
Deuda largo plazo/ Deuda total (%)
57,20 64,70
Razón de endeudamiento
Cobertura de gastos financieros (2)
1,33 1,64
2,77 7,20
Actividad
Total activos (MUS$)
Rotación de inventarios
Permanencia de inventarios
626.389,00 539.950,00
100,62 224,64
2,68 1,20
(1)Corresponde al total de activos circulantes, menos las existencias y menos los gastos pagados por anticipado, dividido por el pasivo
circulante.
(2)La cobertura de gastos financieros se calcula como R.A.I.I.D.A.I.E sobre el total de gastos financieros.
El índice de liquidez mostró un aumento, pasando de 0,98 en diciembre de 2006 a 1,12 en diciembre de 2007, reflejando el mayor aumento de
los activos circulantes producto del incremento de deudores varios por desembolsos por recuperar en contratos de asociación conjunta. Lo anterior debido al mayor nivel de inversiones producto del paro preventivo en el proyecto Área Magallanes y el aumento de los otros activos circulantes por reclasificación de activos para la venta de los proyectos Bloque Mehr en Irán y Bloque North Bahariya en Egipto. Consecuentemente con lo anterior, la razón ácida se incrementó al pasar de 0,96 a 1,05.
El índice de endeudamiento fue de 1,33 en diciembre de 2007, inferior al 1,64 de diciembre de 2006, a pesar de la obtención de un nuevo crédito con BBVA Banco Francés con vencimiento en el 2008, debido principalmente a la capitalización de deuda por parte de la Matriz y los pagos
realizados en el ejercicio 2007 del crédito con JP Mogan, agenciado en la filial Argentina, .
94
En cuanto a la exigibilidad de la deuda, ésta se presenta en un 42,8% en el corto plazo y una 57,2% en el largo plazo , ponderación mayor que
en el ejercicio anterior, producto del incremento en los pasivos circulantes relacionado con el financiamiento obtenido por la filial Argentina y
el incremento de cuentas por pagar por operaciones normales de la compañía y las necesidades de capital de trabajo.
La menor cobertura de gastos financieros, ha variado desde 7,2 veces en diciembre de 2006 a 2,75 veces en igual fecha de 2007. Esta disminución en la cobertura está explicada principalmente por los menores resultados antes de impuesto que se presentaron en 2007, que se reflejan
en un menor R.A.I.I.D.A.I.E.
ESTADO CONSOLIDADO DE RESULTADOS
31/12/2007 31/12/2006
MUS$ MUS$
30.592 102.200
Gastos financieros
-15.627 -14.691
-2.946 -11.164
R.A.I.I.D.A.I.E
96.233 167.513
Utilidad después de impuestos
8.963 46.629
Rentabilidad
% %
Rentabilidad del patrimonio promedio
3,79 19,61
Rentabilidad del activo promedio
1,54 8,32
Rentabilidad de los activos operacionales (1)
6,06 20,14
(1) Activos Operacionales = Activos Totales - Otros Activos Fijos - Otros Activos Circulantes - Impuestos Diferidos - Depósitos a Plazo Gastos Pagados por Anticipado - Otros Activos.
Resultado Operacional
El resultado operacional consolidado a diciembre de 2007 presenta una reducción de un 70,1% entre diciembre de 2006 y diciembre de 2007,
pasando de MUS$ 102.200 en 2006 a MUS$ 30.592 en 2007. Esta reducción se explica, principalmente, por una disminución de los ingresos
de explotación, debido a los menores niveles de producción de crudo y gas, particularmente provenientes de Enap Sipetrol Argentina S.A, como
consecuencia de la paralización de la producción del proyecto Area Magallanes, a raíz de trabajos de mantenimiento programados. Por otro
lado los costos de explotación se redujeron en un 19% (MUS$ 48.032), pasando de MUS$ 252.946 en diciembre de 2006 a MUS$ 204.914 en
2007. Lo anterior afectó el margen de explotación que se redujo en un 51,2% (MUS$ 70.086).
Resultado No Operacional
El resultado no operacional experimentó una variación positiva de MUS$ 8.218. Este incremento está generado por otros ingresos provenientes
de la venta del proyecto El Diyur, en Egipto, además de una disminución de los gastos financieros.
La utilidad a diciembre de 2007, descontado el impuesto a la renta en el exterior y el de primera categoría en Chile (17%), alcanzó a los MUS$
8.963 millones, un 80,8% menor a la del 2006
95
(MUS$ 46.629). El menor resultado neto se explica, principalmente, por la disminución de los ingresos de explotación, debido a los menores
niveles de producción de crudo y gas en la filial Enap Sipetrol Argentina S.A.. El único ingreso adicional a las operaciones de la compañía corresponde a la venta del proyecto El Diyur en Egipto, que generó un ingreso fuera de explotación de MUS$ 12.590.
III Análisis del Valor Libro de los Principales Activos de la Sociedad
Diferencia entre valores económicos y de libros de los activos
Al 31 de diciembre de 2007, no se aprecian diferencias significativas entre los valores económicos y de libros de los principales activos de la
Sociedad. Sin embargo, es importante destacar que, de acuerdo con las normas de la Superintendencia de Valores y Seguros, las inversiones
en sociedades filiales y coligadas, se valorizan según el método de valor proporcional del patrimonio de las respectivas empresas.
SITUACION DE MERCADO
Luego de una escalada casi continua a lo largo del año, el precio del petróleo crudo marcador internacional West Texas Intermediate (WTI) finalizó el cuarto trimestre y el año 2007 a la baja. Partiendo de un precio promedio de US$54,1 por barril en enero, el precio subió hasta un
promedio máximo de US$94,7 por barril en noviembre, para caer a US$91,4 por barril promedio en diciembre. El alza del precio entre enero
y noviembre se interrumpió solamente en agosto, al estallar la crisis de las deudas hipotecarias “subprime” en el mercado financiero de Estados
Unidos, pero la tendencia alcista se retomó en septiembre.
A pesar de que no hubo ningún evento geopolítico ni catástrofe natural que afectara significativamente la oferta de petróleo, el aumento casi
continuo del precio durante el año se debió al sostenido aumento del consumo, derivado del rápido crecimiento de la economía mundial, que
enteró en 2007 un período de cinco años de expansión sistemática, en el contexto de un débil crecimiento de la producción de petróleo. El consumo creció 1,1 millones de barriles por día mientras que la oferta sólo creció 0,3 millones de barriles por día, abasteciéndose la diferencia
mediante la desacumulación de inventarios. Factor principal del bajo crecimiento de la oferta fue la decisión de la OPEP de reducir sus cuotas
de producción por un total de 1,7 millones de barriles por día en dos etapas, a fines del año 2006. Si bien la baja efectiva de la producción de
petróleo crudo de la OPEP fue de 0,3 millones de barriles por día, impactó fuertemente en el mercado debido al decepcionante crecimiento
de la producción extra-OPEP, sólo 0,6 millones de barriles por día.
En diciembre, el precio bajó por segunda vez en el año, cuando el mismo alto nivel alcanzado el mes anterior provocó una corrección a la baja
por el temor a que este nivel -más las repercusiones a nivel global de la crisis hipotecaria antes mencionada- desencadenaran una recesión
mundial. Al término del año 2007 el WTI registró un precio promedio de US$72,2 por barril, mayor en 9% al de 2006 (US$66,0 por barril).
A su vez, los precios internacionales de los productos subieron en parte por la tendencia alcista del precio del crudo, pero hubo además factores
propios que les dieron un impulso adicional. A mediados del año se registraron numerosas fallas en refinerías de petróleo ubicadas en el medio
oeste de Estados Unidos, las cuales llevaron la refinación al tope de su capacidad en el resto de ese país, justo en la temporada de máximo consumo de gasolina y diesel vehicular (verano boreal), mientras que una gran demanda de diesel por parte de Sudamérica en la misma época debido a un invierno especialmente frío y seco en Argentina y Chile- se tradujo en un factor alcista adicional en los precios de los productos,
al captar parte de los excedentes del Caribe, Europa y Asia que podrían haber aliviado la situación en Estados Unidos. A partir de fines del tercer trimestre de 2007, y ya pasado el verano en el hemisferio norte, los márgenes de refinación bajaron, debido a la menor presión del mercado
observada para la gasolina en Estados Unidos y para el diesel en Sudamérica.
En 2007, los precios promedio de los principales productos en la costa del Golfo de México fueron de US$86,4 por barril para las gasolinas y
de US$89,1 por barril para el diesel, comparado con promedios de US$77,6 y US$81,6 por barril, registrados en 2006.
96
IV. Principales Flujos de Efectivo
ESTADO DE FLUJOS DE EFECTIVO
Los principales componentes del flujo neto de efectivo originado en cada ejercicio, son los siguientes:
31/12/2007 31/12/2006
MUS$ MUS$
50.894 124.516
Flujo neto originado por actividades de financiamiento
77.993 -45.825
Flujo neto originado por actividades de inversión
Flujo neto del ejercicio
-122.170 -77.705
6.717 986
El flujo final neto del ejercicio de MUS$ 6.717 se explica, principalmente, por el flujo neto generado por actividades de financiamiento por
MUS$ 77.993, este flujo positivo fue compensado con los flujos negativos por actividades de la operación por MUS$ 50.894 y por los flujos
netos negativos por actividades de inversión por MUS$ 122.170.
Los flujos mas significativos de los flujos por actividades de la operación corresponden a los rubros de deudores por venta (MUS$ 264.077),
lo cual se netea con los pagos a proveedores (MUS$ 151.874) y menores montos de IVA y otros similares (MUS$ 5.749).
El flujo positivo de financiamiento se explica, principalmente, por la obtención de préstamos por MUS$ 235.091, que fue compensada por el
pago de préstamos por MUS$ 157.098.
Las actividades de inversión muestran la aplicación de flujos originados en la incorporación de activos fijos, por MUS$ 144.677 y otros desembolsos por MUS$ 1.290. Lo anterior fue sólo parcialmente compensado por la venta de activos fijos por MUS$ 23.797.
V. Análisis de Riesgo y su Administración
Análisis de riesgo de mercado
Enap Sipetrol S.A. realiza directa o en asociación con terceros, fuera del territorio nacional, actividades de exploración, explotación o beneficio
de yacimientos que contengan hidrocarburos.
Las actividades de Enap Sipetrol S.A. son realizadas en Argentina, Ecuador, Egipto e Irán, países donde explora y explota yacimientos de
petróleo.
La filial Enap Sipetrol Argentina S.A. actúa como operador con el 50% de participación en las concesiones de explotación de Area Magallanes
y CAM-2A/Sur. En el mes de febrero de 2006, Enap Sipetrol Argentina S.A., YPF S.A. y ENARSA S.A. firmaron un acuerdo sentando las bases del proyecto mediante el cual las partes se asociaron a través de un Consorcio con el objeto de explorar, desarrollar y/o explotar en forma
conjunta las áreas E2 (ex CAM1) y CAM 3, en la Cuenca Austral, teniendo cada socio una participación de un tercio. En la Cuenca del Golfo
97
San Jorge, la Sociedad es titular y operador del 100% de la concesión de explotación del Área Pampa del Castillo, siendo además socio no operador, con una participación del 50% en la concesión de explotación del Área Campamento Central-Cañadón Perdido.
Actualmente, existen restricciones por parte de la Secretaría de Energía, organismo que regula las exportaciones de crudo en Argentina. Existe
la obligatoriedad de ofertar a las 16 refinerías locales el petróleo crudo disponible antes de acceder al mercado externo, lo que hace que no
exista seguridad de poder posicionar nuestra producción en ese mercado.
Con fecha 19 de noviembre de 2007, se publicó en el Boletín Oficial de la República Argentina la Resolución del Ministerio de Economía Nº
394-2007. Esta modifica los valores de derechos de exportación para hidrocarburos e impacta el precio de venta al mercado local, ya que su
precio se sustenta en el concepto de paridad de exportación.
Las operaciones de la sucursal en Ecuador (SIPEC) se concentran en los campos Mauro Dávalos Cordero (MDC) y Paraíso, Biguno y Huachito
(PBH), en virtud del Contrato de Servicios Específicos para el Desarrollo y Confirmación de Reservas con la empresa estatal ecuatoriana Petroecuador, con la cual se ha convenido que la totalidad de la producción es entregada a dicha sociedad a un precio establecido
contractualmente.
En asociación con otras compañías, Enap Sipetrol S.A. opera las concesiones de los bloques North Bahariya, El Diyur y East Ras Qattara, ubicados en el desierto occidental de Egipto. La producción de North Bahariya se entregó en diciembre de 2007, a EGPC, a un valor Brent -3,05
US$/Bbl. Al cierre de los estados financieros el bloque North Bahariya está en proceso de venta. Hasta diciembre de 2007, se operó el bloque
El Diyur, fecha en la cual se vendió dicho bloque.
98
Deloitte
Auditores y Consultores Ltda.
RUT: 80.276.200-3
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Fax: (56-2) 374 9177
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A los señores Accionistas de
ENAP Sipetrol S.A.
Hemos auditado los balances generales individuales de ENAP Sipetrol S.A. al 31 de diciembre de 2007
y 2006 y los correspondientes estados de resultados y de flujo de efectivo por los años terminados en
esas fechas. La preparación de dichos estados financieros (que incluyen sus correspondientes notas),
es responsabilidad de la administración de ENAP Sipetrol S.A. Nuestra responsabilidad consiste en
emitir una opinión sobre estos estados financieros, basada en las auditorías que efectuamos.
Nuestras auditorías fueron efectuadas de acuerdo con normas de auditoría generalmente aceptadas en
Chile. Tales normas requieren que planifiquemos y realicemos nuestro trabajo con el objeto de lograr
un razonable grado de seguridad de que los estados financieros están exentos de errores significativos.
Una auditoría comprende el examen, a base de pruebas, de evidencias que respaldan los importes e
informaciones revelados en los estados financieros. Una auditoría también comprende una evaluación
de los principios de contabilidad utilizados y de las estimaciones significativas hechas por la
administración de la Sociedad, así como una evaluación de la presentación general de los estados
financieros. Consideramos que nuestras auditorías constituyen una base razonable para fundamentar
nuestra opinión.
Los mencionados estados financieros han sido preparados para reflejar la situación financiera
individual de Enap Sipetrol S.A. a base de los criterios descritos en Nota 2, antes de proceder a la
consolidación, 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 Enap Sipetrol S.A. y Filiales los que son
requeridos por los principios de contabilidad generalmente aceptados en Chile.
En nuestra opinión, los mencionados estados financieros individuales presentan razonablemente, en
todos sus aspectos significativos, la situación financiera de ENAP Sipetrol S.A. al 31 de diciembre de
2007 y 2006 y los resultados de sus operaciones y el flujo de efectivo por los años terminados en esas
fechas, de conformidad con los principios descritos en Nota 2.
Febrero 1, 2008
Jorge Belloni Massoni
99
ENAP SIPETROL S.A. (INDIVIDUAL)
BALANCE GENERAL AL 31 DE DICIEMBRE DE 2007 Y 2006
2007
MUS$ ACTIVO
CIRCULANTE:
Disponible
836 464
Depósitos a plazo
219 57
Deudores por ventas
49.125 32.197
Deudores varios
1.366 964
13.098 6.209
881 1.792
351 106
Otros activos circulantes
490 11.717
66.366 FIJO:
Construcciones y obras de infraestructura
131.879 Maquinarias y equipos
1.957 Otros activos fijos, neto
2006
1.068
2.696 2.696
53.506
98.479
(32.866)
MUS$
(25.849)
103.666 OTROS ACTIVOS:
76.394
278.637 Inversión en otras sociedades
7.664 7.664
226 408
52.669 Total otros activos
273.844
19.930
339.196 TOTAL ACTIVO
301.846
509.228 Las notas adjuntas Nros. 1 a 26 forman parte integrante de estos estados financieros.
100
431.746
BALANCE GENERAL AL 31 DE DICIEMBRE DE 2007 Y 2006
2007
2006
MUS$ MUS$
PASIVO
CIRCULANTE:
Obligaciones a largo plazo con vencimiento dentro de un año
207 167
Cuentas por pagar
11.236 7.427
Acreedores varios
120 504
Documentos y cuentas por pagar a empresas relacionadas
642 1.355
Provisiones
10.073 9.368
Retenciones
1.541 1.432
Impuesto a la renta
6.271 6.462
Impuestos diferidos
316 401
- 11.348
30.406 1.837 Total pasivo circulante
A LARGO PLAZO:
Acreedores varios largo plazo
Documentos y cuentas por pagar a empresas 38.464
1.498
relacionadas largo plazo
203.336 Provisiones a largo plazo
4.763 3.857
Impuesto diferido a largo plazo
57 75
Total pasivo a largo plazo
184.167
209.993 189.597
PATRIMONIO:
Capital pagado
245.905 Sobreprecio en venta de acciones propias
9.371 Otras reservas
(72.692)
Utilidades retenidas:
Resultados acumulados
(72.873)
30.653
8.963 46.629
268.829 TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO
509.228 101
9.371
77.282 Total patrimonio neto
189.905
203.685
431.746
ESTADO DE RESULTADOS
2007
MUS$ MUS$
75.165 84.983
INGRESOS DE LA EXPLOTACIÓN
COSTOS DE LA EXPLOTACIÓN
(30.864)
MARGEN DE EXPLOTACIÓN
GASTOS DE ADMINISTRACIÓN Y VENTAS
(36.226)
44.301 (18.475)
25.826 RESULTADO NO OPERACIONAL:
Ingresos financieros
48.757
(19.882)
RESULTADO DE EXPLOTACIÓN
2006
3.111 28.875
2.362
Utilidad devengada por inversión en empresas relacionadas
5.478 Otros ingresos fuera de la explotación
1.197 1.661
Pérdida devengada por inversión en empresas relacionadas
(1.152)
(140)
Amortización menor valor de inversión
- (203)
Gastos financieros
(12.113)
(13.192)
Otros egresos fuera de la explotación
(647)
(2.352)
(521)
40.999
(4.647)
30.116
UTILIDAD ANTES DE IMPUESTO
A LA RENTA E INTERÉS MINORITARIO
21.179 IMPUESTO A LA RENTA
58.991
(12.216)
(12.362)
8.963 UTILIDAD DEL EJERCICIO
Las notas adjuntas Nros. 1 a 26 forman parte integrante de estos estados financieros.
102
981
46.629
ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO
2007
MUS$
FLUJO NETO ORIGINADO POR ACTIVIDADES DE LA OPERACIÓN:
Recaudación de deudores por ventas
MUS$
52.012 Ingresos financieros percibidos
2006
90.981
2.394 37
Dividendos y otros repartos percibidos
926 24.692
Otros ingresos percibidos
13.247 3.618
Pago a proveedores y personal (38.639)
(39.318)
Intereses pagados (12.113)
(13.192)
Impuesto a la renta pagado (12.510)
(13.612)
Otros gastos pagados (11.995)
(3.706)
Impuesto al valor agregado y otros similares pagados (104)
Flujo neto (utilizado en) originado por actividades de la operación
(6.782)
FLUJO NETO ORIGINADO POR ACTIVIDADES DE FINANCIAMIENTO:
(354)
49.146
Obtencion de otros préstamos de empresas relacionadas
209.559 162.404
Pago de otros préstamos de empresas relacionadas
(134.547)
(238.804)
75.012 (76.400)
FLUJO NETO ORIGINADO POR ACTIVIDADES DE INVERSIÓN:
Recaudación de otros préstamos a empresas relacionadas
43.536 92.259
(34.289)
(14.105)
Otros préstamos a empresas relacionadas
(76.195)
(52.806)
Otros desembolsos de inversión (menos)
(748)
Incorporación de activos fijos Flujo neto (utilizado en) originado por actividades de inversión
(67.696)
25.348
534 534 521 1.055 (Continúa)
FLUJO NETO TOTAL DEL EJERCICIO
VARIACIÓN NETA DEL EFECTIVO Y EFECTIVO EQUIVALENTE
SALDO INICIAL DE EFECTIVO Y EFECTIVO EQUIVALENTE
SALDO FINAL DE EFECTIVO Y EFECTIVO EQUIVALENTE
103
- (1.906)
(1.906)
2.427
521
ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO POR LOS AÑOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2007 Y 2006
2007
2006
MUS$
MUS$
CONCILIACIÓN ENTRE EL FLUJO NETO ORIGINADO POR ACTIVIDADES DE LA OPERACIÓN Y EL RESULTADO
DEL EJERCICIO:
8.963 46.629
Cargos (abonos) a resultado que no representan flujo de efectivo:
Depreciación del ejercicio
Castigos y provisiones
7.017 12.816
- 108
Utilidad devengada en inversiones en empresas relacionadas (5.478)
Pérdida devengada en inversiones en empresas relacionadas 1.152 140
- 203
Amortización menor valor de inversiones
Diferencias de cambio neta
521 (40.999)
(981)
Variación de activos que afectan al flujo de efectivo (aumentos) disminuciones:
Deudores por ventas
(23.328)
Existencias
Otros activos
5.998
- (182)
666 24.298
Variación de pasivos que afectan al flujo de efectivo aumentos (disminuciones):
Cuentas por pagar relacionadas con el resultado de la explotación
3.928 4.447
Impuesto a la renta por pagar
(294)
(1.250)
- (2.081)
Otras cuentas por pagar relacionadas con el resultado fuera de la explotación
Impuesto al valor agregado y otros similares por pagar(neto)
71 (6.782)
- 49.146
(Concluye)
104
NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS
(En miles de dólares)
1. INSCRIPCIÓN EN EL REGISTRO DE VALORES
Enap Sipetrol S.A., filial de ENAP, fue constituida mediante escritura pública de fecha 24 de mayo de 1990, publicada en el Diario Oficial de fecha 26 de mayo del mismo año, con el nombre de Sociedad Internacional Petrolera S.A. (Sipetrol S.A.) y su objetivo principal
es realizar en forma directa o en asociación con terceros, fuera del territorio nacional, una o más de las actividades de exploración, explotación o beneficio de yacimientos que contengan hidrocarburos.
Además, puede realizar dentro o fuera del territorio nacional, la comercialización de hidrocarburos que provengan de sus propias actividades en el exterior o de la actividad de sus filiales, prestar servicios de asesoría, tanto en Chile como en el extranjero, asociadas a las
actividades de exploración, explotación y beneficio de yacimientos de hidrocarburos.
Las operaciones de Enap Sipetrol S.A. incluyen las operaciones de las sucursales de Ecuador, Colombia y Venezuela. Además es la matriz de las filiales en Argentina, Estados Unidos, Inglaterra, Ecuador, Uruguay y Brasil.
En Junta Extraordinaria de Accionista de fecha 2 de marzo de 2005, se aprobó cambiar el nombre de la Sociedad por Enap Sipetrol
S.A.
En Junta General Extraordinaria de accionistas de fecha 3 de abril de 2006, se aprobó la división de la Sociedad con efecto al 01 de abril
de 2006, asignándose en bloque y como negocio en marcha la sucursal en Colombia, constituyéndose una nueva sociedad denominada
Sociedad de Exploración y Explotación Petrolera S.A.. Con fecha 7 de julio de 2006, ENAP y Enap Refinerías S.A. vendieron el 100%
de las acciones que poseían de esta nueva Sociedad, a Pacific Stratus Energy Ltd.
En la ducentésima sesión de Directorio, de fecha 29 de agosto de 2006, se acordó convocar a una Junta Extraordinaria de Accionistas
de la Sociedad a celebrarse, en la fecha que determine el Directorio, para que ésta se pronuncie sobre la inscripción voluntaria en el Registro de Valores de la Superintendencia de Valores y Seguros.
En la decimoséptima Junta Extraordinaria de Accionistas, de fecha 29 de marzo de 2007, se acordó postergar la inscripción voluntaria
en el Registro de Valores de la Superintendencia de Valores y Seguros para una fecha por definir.
Con fecha 13 de marzo y 28 de abril de 2007 fue archivado en la Oficina de la Secretaria del Estado de Delaware y Texas respectivamente
el Certificado de la disolución de la sociedad filial Sipetrol USA Inc.
Enap Sipetrol (UK) Limited y Enap Sipetrol Brasil Ltda. se encuentran en etapa de cierre de sus operaciones. Enap Sipetrol S.A., con
un 100% de participación en el capital social, espera terminar este proceso en el transcurso de 2008.
2. CRITERIOS CONTABLES APLICADOS
a. Período contable - Los presentes estados financieros comprenden los ejercicios terminados al 31 de diciembre 2007 y 2006.
b. Bases de preparación - Los 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 las 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.
105
Estos estados financieros han sido emitidos sólo para efectos de hacer un análisis individual de la empresa y en consideración a ello, deben ser leídos en conjunto con los estados financieros consolidados, que son requeridos por los principios de contabilidad generalmente
aceptados en Chile.
c. Bases de presentación - De acuerdo a la Resolución Exenta Nº 191 del Servicio de Impuestos Internos, de fecha 1 de octubre de 2004,
se autorizó a la sociedad para llevar su contabilidad en dólares de los Estados Unidos de Norteamérica, en los términos y condiciones
que exige el artículo 18, inciso 30 del Código Tributario, a contar del 1 de enero de 2005.
d. Bases de conversión - Las transacciones efectuadas durante los ejercicios, en pesos chilenos, en unidades de fomento u otras monedas distintas a dólares estadounidenses, se registran al tipo de cambio del dólar observado de la fecha de la transacción.
Los activos y pasivos vigentes al cierre del ejercicio, que se encuentran pactados en pesos chilenos, unidades de fomento u otras monedas
distintas a dólares estadounidenses se presentan al tipo de cambio observado al cierre del ejercicio, de acuerdo a las siguientes
paridades:
Peso chileno por dólar
Unidad de fomento por dólar
2007
$
2006
$
496,89
0,03
532,39
0,03
e. Depósitos a plazo - Los depósitos a plazo se presentan al capital invertido más sus intereses y reajustes devengados.
f. Existencias - Las existencias corresponden a petróleo crudo valorizado a su costo de producción, el cual no excede su valor neto de
realización.
g. Otros activos circulantes - Se presenta bajo este rubro principalmente bienes del activo fijo dispuestos para la venta, a su valor de libro, el cual no excede su valor neto de realización.
h. Activo fijo - El activo fijo se presenta a su costo de adquisición.
Las inversiones en campos petrolíferos en explotación y desarrollo, se presentan clasificados en construcciones y obras de
infraestructura.
Las inversiones en exploración comprenden desembolsos y aportes destinados a cubrir la adquisición de bienes de uso y el desarrollo de
pozos exploratorios. Estos costos se mantienen como inversión en exploración hasta que se concluya sobre la existencia de hidrocarburos
que permitan su recupero. Los costos geológicos y geofísicos son cargados a resultados.
Los costos e inversiones correspondientes a exploraciones exitosas, son traspasados a campos petrolíferos y los no exitosos se cargan a
resultados.
Las inversiones en campos petrolíferos se encuentran sujetas a permanentes evaluaciones técnicas de sus futuros ingresos. En aquellos
casos en que los flujos futuros estimados sean menores a las inversiones efectuadas, el valor de estos últimos son ajustados a la estimación
de flujos futuros descontados.
Los materiales y repuestos que se estima se incorporarán al activo fijo, se presentan en el rubro Otros activos fijos al costo, neto de una
provisión por obsolescencia.
106
i. Depreciación activo fijo - La depreciación se calcula en forma lineal sobre la base de los años de vida útil estimada de los bienes, excepto los campos petrolíferos, cuya depreciación se calcula por el método de unidad de producción, considerando la producción del ejercicio y reservas estimadas (probadas - desarrolladas) de petróleo crudo y gas, de acuerdo con un informe técnico preparado por personal
de la Sociedad. La depreciación de oleoductos y gasoductos marinos se calcula por el método de unidad de producción.
j. Activos en leasing - Los bienes recibidos en arrendamiento con opción de compra, cuyos contratos reúnen las características de un
leasing financiero, son contabilizados en forma similar a la adquisición de un activo fijo reconociendo la obligación total y los intereses
sobre la base de lo devengado. La valorización y depreciación de estos activos se efectúan bajo las normas generales que afectan al activo
fijo. Estos activos no son jurídicamente propiedad de la Sociedad, por lo que mientras no se ejerza la opción de compra no se puede disponer libremente de ellos.
k. Inversiones en empresas relacionadas - Las inversiones incorporadas a partir del 1 de enero de 2004 se presentan valorizadas de
acuerdo a la metodología del Valor Patrimonial (VP). Las inversiones efectuadas con anterioridad a dicha fecha se presentan valorizadas
de acuerdo a la metodología del Valor Patrimonial Proporcional (VPP).
La valorización de las filiales y empresas relacionadas extranjeras se basa en las normas y criterios contables contenidos en el Boletín
Técnico Nº64 del Colegio de Contadores de Chile A.G., que establece que las inversiones en el extranjero, en países no estables, y que
no son una extensión de las operaciones de la inversora, se controlan en dólares estadounidenses, ajustándose los estados financieros de
la sociedad extranjera a principios de contabilidad generalmente aceptados en Chile. Los ajustes de cambio por conversión se cargan o
abonan a otras reservas en el patrimonio.
Para aquellas sociedades en que Enap Sipetrol S.A. y sus filiales poseen menos de un 20% de participación societaria y ejercen influencia
significativa según lo definido en el Boletín Técnico Nº 72 del Colegio de Contadores de Chile A.G., dichas inversiones se han contabilizado a valor patrimonial.
l. Inversión en otras sociedades - Se presentan valorizadas al costo de adquisición. De acuerdo al Boletín Técnico Nº 72 del Colegio
de Contadores de Chile A.G., las inversiones en empresas relacionadas que no reúnen las características para ser registradas en base a
su VP y, por no tener el control o influencia significativa, se ha considerado como costo, su último VP, anterior a la fecha en que dió origen el cambio en el método de valorización, mas o menos, el mayor valor o menor valor, si corresponde.
m. Menor valor de inversiones - Corresponde a la diferencia entre el valor de adquisición de acciones y el valor patrimonial proporcional a la fecha de la compra. Para las adquisiciones de acciones efectuadas a partir del 1 de enero de 2004, el menor valor determinado
corresponde a la diferencia entre el valor de adquisición de acciones y el valor justo a la fecha de la compra. Los plazos de amortización
se determinan considerando el tiempo esperado de retorno de la inversión.
n. Impuesto a la renta e impuestos diferidos - La Sociedad provisiona el impuesto a la renta sobre base devengada, de conformidad a
las disposiciones legales vigentes en Chile.
Los impuestos diferidos originados por las diferencias entre los saldos financieros y los saldos tributarios, se registran, considerando la
tasa de impuesto que estará vigente a la fecha estimada de reverso, conforme a lo establecido en el Boletín Técnico Nº 60 y complementarios del Colegio de Contadores de Chile A.G. Los efectos derivados de los impuestos diferidos existentes a la fecha de la implementación del referido boletín técnico y no reconocidos anteriormente, se reconocen en resultado sólo a medida que las diferencias temporarias
se reversan.
ñ. Vacaciones del personal - El costo de las vacaciones del personal se reconoce sobre base devengada.
o. Compensaciones y beneficios del personal - La provisión por compensaciones y beneficios del personal, cubre las obligaciones devengadas por desembolsos que deberá efectuar la empresa dentro de un año, de acuerdo a los convenios colectivos y contratos vigentes
del personal.
107
p. Indemnización por años de servicio - La provisión para cubrir la obligación por concepto de indemnización por años del servicio
del personal, de acuerdo con los convenios y contratos vigentes, se registra a su valor corriente.
q. Ingresos de explotación - Los ingresos provenientes de la explotación del giro se registran sobre base devengada, de acuerdo a los
contratos y convenios de ventas de hidrocarburos vigentes en los distintos países donde tiene operaciones.
r. Contrato derivado - La Sociedad mantiene un contrato de derivado que corresponde a una operación de cobertura de transacción esperada, el que se presenta a su valor justo y los cambios en dicho valor son reconocidos como resultado no realizado hasta su vencimiento,
momento en el cual se reconocen como ingresos o egresos operacionales según corresponda.
s. Software computacional - La Sociedad adquiere sus software como paquetes computacionales, los cuales se cargan a resultado en el
mismo ejercicio de su adquisición.
t. Estado de flujos de efectivo - La Sociedad ha considerado como efectivo y efectivo equivalente el disponible y todas aquellas inversiones de corto plazo que se efectúan como parte de la administración habitual de los excedentes de caja, de acuerdo a lo señalado por
el Boletín Técnico Nº 50 del Colegio de Contadores de Chile A.G. y comprende el disponible y los depósitos a plazo.
Los flujos originados por actividades de la operación incluyen todos aquellos flujos de efectivo relacionados con el giro de la Sociedad
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.
3. CAMBIOS CONTABLES
Durante el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2007, no se efectuaron cambios contables con respecto el ejercicio anterior que
puedan afectar en forma significativa la interpretación de los presentes estados financieros.
4. DEUDORES CORTO Y LARGO PLAZO
El detalle de los deudores corto y largo plazo es el siguiente:
Rubro
Hasta 90 días
2007
2006
MUS$
MUS$
Circulantes
Más de 90 días
hasta 1 año
2007
2006
MUS$
MUS$
Total circulante
(neto)
2007
2006
MUS$ MUS$
Largo plazo
2007
2006
MUS$ MUS$
Deudores por ventas
Deudores varios
49.125
1.366
32.197
964
-
-
49.125
1.366
32.197
964
226
408
Totales
50.491
33.161
-
-
50.491
33.161
226
408
108
La segregación del rubro Deudores por ventas es la siguiente:
MUS$
Deudores por venta de servicios
2007
49.125
%
100,00
MUS$
2006
32.197
%
100,00
5. SALDOS Y TRANSACCIONES CON ENTIDADES RELACIONADAS
Las principales transacciones son efectuadas con su matriz Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) y corresponden principalmente a
operaciones de financiamiento y del giro. El detalle es el siguiente:
a. Documentos y cuentas por cobrar
RUT
87.756.500-9
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Corto plazo
2007
2006
MUS$
MUS$
Sociedad
Enap Refinerias S.A.
Sipetrol International S.A.(2)
Enap Sipetrol UK, Ltd.
Sipetrol USA, Inc.
Sociedad Internacional Petrolera Enap Ecuador S.A.
Enap Sipetrol Brasil Ltda.
Totales
Largo plazo
2007
2006
MUS$
MUS$
263
6.447
6.371
17
-
2.919
2.649
612
12
17
-
52.469
200
19.810
120
13.098
6.209
52.669
19.930
b. Documentos y cuentas por pagar
RUT
92.604.000-6
87.756.500-9
Extranjera
Extranjera
Extranjera
96.668.110-1
Totales
Sociedad
Empresa Nacional del Petróleo (1)
Sipetrol International S.A.(3)
Sipetrol UK, Ltd.
Compañía Latinoamericana Petrolera S.A.
Corto plazo
2007
2006
MUS$
MUS$
Largo plazo
2007
2006
MUS$
MUS$
192
13
331
106
-
217
125
164
90
759
-
185.976
15.000
2.360
181.964
2.203
642
1.355
203.336
184.167
1) La cuenta por pagar de largo plazo a ENAP corresponde a una cuenta corriente por financiamiento obtenido, sin fecha de vencimiento
pactada en dólares y se reajusta a una tasa fija de 5,86% (5,89% en 2006).
2) La cuenta cobrar de largo plazo a Sipetrol Internacional S.A. corresponde a una cuenta corriente por financiamiento obtenido, sin fecha
de vencimiento, pactada en dólares y se reajusta a una tasa fija de 5,86% (5,89% en 2006).
109
3) La cuenta por pagar de largo plazo a Sipetrol Internacional S.A. corresponde a operaciones de financiamiento, créditos documentados
en dólares americanos con tasa fija de 10%.
Los saldos por cobrar y por pagar de corto plazo con sociedades relacionadas son generadas por operaciones comerciales y de financiamiento y no devengan intereses ni reajuste.
c. Transacciones
2007
Sociedad
Empresa Nacional del Petróleo
RUT
92.604.000-6
Naturaleza
Descripción
de la relación
de la transacción
Matriz
Extranjero
Filial
Enap Sipetrol (UK) Ltd.
Extranjero
Filial
Extranjero
Filial
Enap Sipetrol Brasil Ltda.
Extranjero
Filial
Monto
MUS$
(cargo)/abono
MUS$
16.599
(8.485)
18.561
(18.561)
3.317
3.095
3.214
2.734
716
716
648
648
Préstamos recibidos
194.559
(11.977)
144.231
(9.690)
Pago de préstamos
134.547
-
167.556
56.000
-
-
-
-
Venta de gas
Coligada
(cargo)/abono
MUS$
Servicios prestados
Capitalización deuda
87.756.500-9
Monto
MUS$
Efecto en
resultados
Servicios recibidos
Reembolso gastos
2006
Efecto en
resultados
Dividendo
Traspaso de deuda
Reembolso gastos
Reembolso gastos
Dividendo
Recaudación de préstamos
Préstamos otorgados
Reembolso de gastos
Préstamos recibidos,Suc.Ecuador
Pago de Prestamos
Pagos recibidos de préstamos
Servicios prestados
Traspaso deuda USA
Compensacion saldos por cobrar
Servicios recibidos
Servicios prestados
Reembolso de gastos
Cuenta corriente
Compensacion con International por cobrar
Compra de gas
Servicios prestados
Reembolso gastos
Dividendos percibidos
Reembolso gastos Recibidos
Cuenta corriente
31
43.536
76.195
5.485
15.000
41
947
134
1.190
947
2
3.281
446
99
80
2.394
126
(134)
3.281
(99)
-
1.764
1.482
64.278
125
323
52.806
36
2.325
18.177
72.998
92.259
230
(3.475)
230
6.562
302
111
3.081
6.562
1.508
440
23.752
9
40
-
(302)
111
(1.508)
440
(9)
-
6. IMPUESTOS DIFERIDOS, IMPUESTO A LA RENTA E IMPUESTOS POR RECUPERAR
a. Impuesto a la renta - Al 31 de diciembre de 2007, el resultado tributario de Enap Sipetrol S.A., incluye los resultados devengados
obtenidos por sus agencias y sucursales constituidas en el exterior, obteniendo una renta líquida imponible de MUS$ 15.410, a dicha fecha
(MUS$ 4.868 en 2006).
Los impuestos pagados en el exterior constituyen créditos imputables al Impuesto de Primera Categoría en Chile, por lo que el Impuesto
a la Renta determinado al 31 de diciembre de 2007 y 2006, fue cubierto totalmente por los créditos asociados a los mencionados impuestos pagados en el extranjero.
110
El detalle de los impuestos a la renta es el siguiente:
a. Impuesto a la renta
2007
Ecuador
MUS$
Menos:
Créditos por pagos provisionales
2007
Chile
MUS$
2007
Total
MUS$
(12.258)
(61)
(12.319)
5.987
61
6.048
(6.271)
-
(6.271)
2006
Colombia
MUS$
2006
Ecuador
MUS$
Menos:
Créditos por pagos provisionales
(496)
(11.510)
(110)
(12.116)
496
5.048
110
5.654
-
(6.462)
2006
Chile
MUS$
2006
Total
MUS$
-
(6.462)
El detalle de los saldos acumulados por impuestos diferidos al 31 de diciembre de 2007 y 2006 es el siguiente:
Conceptos
Provisión de vacaciones y otros
Activo fijo
Pérdidas tributarias
Activos en leasing
Otros eventos
Total impuestos diferidos
Provisión de valuación
Cuentas complementarias - neto de
amortización acumulada
Totales
Activo
Pasivo
Corto
Largo
Corto
Largo
plazo
plazo
plazo
plazo
MUS$
MUS$
MUS$
MUS$
156
-
-
472
-
156
-
472
-
57
57
Activo
Pasivo
Corto
Largo
Corto
Largo
plazo
plazo
plazo
plazo
MUS$
MUS$
MUS$
MUS$
180
-
-
186
395
180
-
581
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
156
-
111
472
57
180
-
581
-
77
77
(2)
75
El detalle del gasto por impuesto a la renta es el siguiente:
Impuesto corriente:
Impuesto especial artículo Nº 21 - Chile
Impuestos diferidos:
Efecto por variación de activos y pasivos
por impuesto diferido del período
Efecto por variación activos y pasivos
por división societaria (Nota 1)
2007
MUS$
2006
MUS$
(12.258)
(61)
(12.006)
(110)
105
-
Efecto por amortización de cuentas complementarias
de activos y pasivos diferidos
Efecto por cambio en la provisión de valuación
Total cargo a resultados
(17.716)
14.932
(2)
(1)
-
2.539
(12.216)
(12.362)
c. Impuestos por recuperar
Bajo este rubro se registran los Impuestos al Valor Agregado (IVA) crédito fiscal y créditos al Impuesto a la Renta en cada país, según
el siguiente detalle:
2007
MUS$
2006
MUS$
IVA crédito fiscal, sucursal Ecuador
Anticipo a las ganancias, Ecuador
IVA crédito fiscal - Chile
Pagos Provisionales Mensuales - Chile
130
10
727
14
868
924
-
Totales
881
1.792
7. OTROS ACTIVOS CIRCULANTES
El detalle de los Otros activos circulantes es el siguiente:
2007
MUS$
Recupero de gastos - Chile
Totales
112
2006
MUS$
490
11.348
369
490
11.717
8. ACTIVO FIJO
El detalle del activo fijo con sus respectivas depreciaciones acumuladas es el siguiente:
Saldo
bruto
MUS$
2007
Depreciación
acumulada
MUS$
Saldo
neto
MUS$
Saldo
bruto
MUS$
2006
Depreciación
acumulada
MUS$
Saldo
neto
MUS$
Construcciones y
obras de infraestructura
Otros activos fijos
131.879
1.957
2.696
(31.476)
(746)
(644)
100.403
1.211
2.052
98.479
1.068
2.696
(24.750)
(551)
(548)
73.729
517
2.148
Totales
136.532
(32.866)
103.666
102.243
(25.849)
76.394
Al 31 de diciembre de 2007, la depreciación cargada a resultados fue de MUS$7.017 (MUS$12.816 en 2006) y se desglosa de la siguiente
manera:
2007
MUS$
2006
MUS$
En costos de explotación
En gastos de administración y ventas
(6.829)
(188)
(12.612)
(204)
Totales
(7.017)
(12.816)
El detalle del activo fijo, es el siguiente:
a. Construcciones y obras de infraestructura:
2007
MUS$
2006
MUS$
93.105
38.774
58.155
40.324
Subtotal
Agotamiento acumulado
131.879
(31.476)
98.479
(24.750)
Totales Construcciones y obras de infraestructura -neto
100.403
73.729
2007
MUS$
2006
MUS$
Mauro Dávalos Cordero - Ecuador
Paraíso, Biguno, Huachito - Ecuador
b. Maquinarias y equipos:
Equipos de computación
1.957
(746)
Totales Maquinarias y equipos - neto
1.211
113
1.068
(551)
517
c. Otros activos fijos:
2007
MUS$
2006
MUS$
Muebles
Activos en leasing (1)
49
2.647
49
2.647
Total bruto
2.696
2.696
(644)
Totales Otros activos fijos - neto
2.052
(548)
2.148
(1) Con fecha 19 de julio de 1994, la Sociedad suscribió un contrato de arrendamiento con opción de compra con la Compañía de Seguros
de Vida Santander S.A., hoy Metlife Chile Seguros de Vida S.A., por las oficinas N° 401, N° 402 y N° 501, cinco bodegas y 27 estacionamientos del edificio ubicado en calle Avenida Tajamar N° 183, comuna de Las Condes en Santiago. La duración del contrato es de 240
meses con fecha de término el 11 de julio de 2014.
La obligación por este contrato se incluye en el pasivo circulante en obligaciones a largo plazo con vencimiento dentro de un año por
MUS$207 (MUS$167 año 2006) y en el pasivo a largo plazo en acreedores varios largo plazo por MUS$1.511 (MUS$1.498 año
2006).
114
115
Totales
Sipetrol Brasil S.A.
Sipetrol Enap Ecuador S.A.
Sipetrol (UK) Limited
Sipetrol USA Inc.(2)
Compañía
Latinoamericana
Petrolera S.A.
Patagónicas S.A. (1)
Sociedades
Dólares
Dólares
Dólares
Dólares
Dólares
Dólares
Pesos
Dólares
Argentina
Chile
Brasil
Ecuador
Inglaterra
USA
Chile
Argentina
Moneda de
control de
la inversión
22.112
198.025
15.029.123
51.501.961
10.000
-
Número
de
acciones
20,00
-
99,50
100,00
99,90
70,00
100,00
100,00
20,00
13,79
99,50
100,00
99,90
70,00
100,00
100,00
Porcentaje de
participación
2007
2006
%
%
289.617
12.137
284.243
11.410
-
253.875 254.393
22.578
17.099
(207)
(127)
(7)
1.234
1.592
(117)
Patrimonio
sociedades
2007
2006
MUS$
MUS$
3.527
(992)
-
(518)
5.478
(79)
(4)
(358)
-
43.810
(207)
3.394
38.343
1.908
(55)
(4)
472
(41)
Resultado
del período
2007
2006
MUS$
MUS$
4.326
(198)
-
(514)
5.478
(79)
(3)
(358)
-
40.859
(41)
468
38.151
1.908
(55)
(3)
472
(41)
Resultado
devengado
2007
2006
MUS$
MUS$
2006
MUS$
278.637
2.427
-
273.844
2.281
-
252.605 253.121
22.578
17.099
(207)
(127)
(5)
1.234
1.592
(117)
2007
MUS$
VPP
-
-
-
-
-
-
Resultado
no realizado
2007
2006
MUS$
MUS$
278.637
2.427
-
273.844
2.281
-
252.605 253.121
22.578
17.099
(207)
(127)
(5)
1.234
1.592
(117)
Valor contable
de la inversión
2007
2006
MUS$
MUS$
(2) Como se indica en nota 1, la sociedad procedió al cierre definitivo de su filial Sipetrol USA Inc.
(1) Durante el mes de septiembre de 2006 la empresa reclasificó desde Inversiones en empresas relacionadas a Inversiones en otras sociedades, la inversión en Terminales Marítimas Patagónicas S.A, de acuerdo a lo señalado en el Boletín Técnico Nº72 del Colegio de Contadores de Chile A.G.
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
Extranjera
96.668.110-1
RUT
País de
origen
El detalle de las inversiones en empresas relacionadas, es el siguiente:
9. INVERSIONES EN EMPRESAS RELACIONADAS
10. INVERSIÓN EN OTRAS SOCIEDADES
El detalle de las inversiones en otras sociedades, es el siguiente:
RUT
Número
de
acciones
Sociedad
Extranjera Terminales Marítimas
Patagónicas S.A.
198.025
Porcentaje de
participación
2007
2006
MUS$
MUS$
13,79
13,79
Valor contable
de la inversión
2007
2006
MUS$
MUS$
7.664
7.664
Durante septiembre de 2006 la empresa reclasificó desde Inversiones en empresas relacionadas a Inversiones en otras sociedades, la inversión Terminales Marítimas Patagónicas S.A, de acuerdo a lo señalado en el Boletín Técnico Nº72 del Colegio de Contadores de Chile
A.G.
11. MENOR VALOR DE INVERSIONES
El detalle del menor valor de inversiones es el siguiente:
RUT
Extranjera
Sociedad
Patagónicas S.A.
2007
Monto
Saldo
amortizado
menor
en el período
valor
MUS$
MUS$
Totales
2006
Monto
Saldo
amortizado
menor
en el período
valor
MUS$
MUS$
-
-
(203)
-
-
-
(203)
-
12. OTROS PASIVOS CIRCULANTES
Al 31 de diciembre de 2007 y 2006 los Otros pasivos circulantes se componen de la siguiente forma:
2007
MUS$
2006
MUS$
-
11.348
Totales
-
11.348
116
13. PROVISIONES Y CASTIGOS
El detalle de las provisiones es el siguiente:
a. Corto plazo
2007
MUS$
Provisión beneficios del personal - Ecuador
Provisión beneficios del personal - Chile
Totales
2006
MUS$
7.939
2.035
99
7.274
2.001
93
10.073
9.368
b. Largo plazo:
2007
MUS$
2006
MUS$
Provisión indemnización por años de servicio - Chile
4.753
10
3.857
-
Totales
4.763
3.857
2007
MUS$
-
2006
MUS$
69
22
17
c. Castigos
Dindal Río Seco - Colombia
Doima-Tafura - Colombia
Colombia Central
Totales
-
108
14. INDEMNIZACIÓN POR AÑOS DE SERVICIO
El movimiento de la provisión que cubre el beneficio de indemnización al personal por años de servicio es el siguiente:
2007
MUS$
2006
MUS$
Saldo inicial al 1 de enero
Incremento de la provisión
Traspaso provisión al corto plazo
Pagos del año
3.857
1.480
(584)
4.233
(108)
(268)
Totales
4.753
3.857
117
15. PATRIMONIO
a. Cambios en el patrimonio - El movimiento de las cuentas de patrimonio, registrado en los periodos 2007 y 2006 es el siguiente:
Capital
pagado
MUS$
Sobreprecio
en venta de
acciones propias
MUS$
Distribución resultado año anterior
Disminución de capital por división
240.069
(50.164)
9.371
-
189.905
9.371
Distribución resultado año anterior
Aumento capital
189.905
56.000
9.371
-
245.905
-
-
-
9.371
Otras
reservas
MUS$
Utilidades
acumuladas
MUS$
(72.831)
-
Resultado
del ejercicio
MUS$
Total
MUS$
30.653
64.601
(64.601)
-
64.601
(64.601)
-
271.863
(64.601)
(50.164)
-
46.629
(42)
46.629
(72.873)
30.653
46.629
203.685
(72.873)
-
30.653
46.629
-
46.629
(46.629)
-
203.685
56.000
-
8.963
181
8.963
77.282
8.963
268.829
-
(42)
181
(72.692)
b.Aumento de Capital - En décimo octava Junta Extraordinaria de Accionistas de fecha 16 de agosto de 2007, se acordó hacer uso de
la autorización en Oficio Orden número 745 de fecha 14 de agosto de 2007 del Ministerio de Hacienda, para realizar un aumento de capital de la Sociedad de US$ 56.000.000, mediante la emisión de 19.060.977 acciones nominativas, sin valor nominal, de una misma y
única serie y de igual valor, mediante la capitalización de créditos en cuenta corriente de la Sociedad a su Matriz.
c.Acciones - el detalle de las acciones es el siguiente:
Serie
Unica
83.699.954
Serie
Unica
N° de acciones
suscritas
N° de acciones N°de acciones con
pagadas
derecho a voto
83.699.954
Capital suscrito Capital pagado
MUS$
MUS$
245.905
245.905
118
83.699.954
d. División de la Sociedad - Con fecha 3 de abril de 2006, en Junta General Extraordinaria de Accionistas de Enap Sipetrol S.A. acordó
la división de la Sociedad con efecto a partir del 1 de abril de 2006, formando una nueva sociedad denominada Sociedad de Exploración
y Explotación Petrolera S.A. En dicha Junta, se acordó traspasar a esta nueva sociedad, toda la operación que se mantenía en Colombia,
por lo cual el capital de Enap Sipetrol S.A. disminuyó en MUS$ 50.164, manteniéndose la misma cantidad de acciones, mediante el traspaso a Sociedad de Exploración y Explotación Petrolera S.A. de activos por MUS$ 57.455 y pasivos por MUS$ 7.291, relacionados a dicha
operación (Ver Nota 1).
e. Dividendos – Con fecha 31 de marzo de 2006, en Junta Ordinaria de Accionistas se aprobó repartir el 57% de las utilidades en 2005,
correspondientes a MUS$ 36.823 los cuales se pagaron el 31 de marzo 2006.
Con fecha 21 de agosto de 2006, en Junta Extraordinaria de Accionistas, se acordó repartir como dividendo el restante 43% de las utilidades líquidas del ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2005.
Con fecha 27 de abril de 2007, en Junta Ordinaria de Accionistas, se acordó repartir como dividendo un 100% de las utilidades líquidas
del ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2006. Mediante Orden Nº 1272 de fecha 28 de diciembre de 2007, el Ministerio de Hacienda
suspendió temporalmente la política de traspasos del 100% de los dividendos anuales de las filiales a ENAP, para las utilidades líquidas
generadas en los ejercicios financieros 2006 y 2007, ratificado en Junta Extraordinaria Nº19 de Enap Sipetrol S.A. de fecha 28 de diciembre de 2007.
f. Ajuste acumulado por diferencia de conversión - Este rubro imputado a Otras reservas, está compuesto por las diferencias de cambio
por conversión de las inversiones en el extranjero, mientras la Sociedad mantuvo su contabilidad en pesos chilenos, según lo establecido
por el Boletín Técnico N° 64 del Colegio de Contadores de Chile A.G., de acuerdo al siguiente detalle:
Saldos al Variación neta del año
01.01.2007 Inversión
Pasivo
MUS$
MUS$
MUS$
Subtotal
(56.398)
Menos, ajuste de cambio de pasivos
designados de cobertura
Cuenta corriente ENAP (US$)
(16.475)
Total ajuste de conversión neto
(72.873)
181
181
Saldos al
31.12.07
MUS$
Saldos al
31.12.06
MUS$
-
(56.217)
(56.398)
-
(16.475)
(16.475)
-
(72.692)
(72.873)
g. Información sobre inversiones en el exterior:
Para las inversiones en el exterior de la Sociedad, no existen dividendos acordados, por las utilidades potencialmente remesables de los
ejercicios 2007 y 2006.
Durante los ejercicios 2007 y 2006 la Sociedad no ha contraído pasivos designados como cobertura de estas inversiones en el
exterior.
119
16. OTROS INGRESOS Y OTROS EGRESOS FUERA DE EXPLOTACIÓN
c. El detalle de los Otros ingresos fuera de explotación es el siguiente:
2007
MUS$
Servicios de gestión
Reverso provisión- Ecuador
Dividendos percibidos por inversión en otras sociedades
Otros ingresos
Totales
2006
MUS$
142
129
926
-
827
271
563
1.197
1.661
d. El detalle de los Otros egresos fuera de explotación es el siguiente:
2007
MUS$
2006
MUS$
Otros egresos por ajuste de inversiones
Otros egresos
(647)
(1.494)
(858)
Totales
(647)
(2.352)
17. DIFERENCIAS DE CAMBIO
Moneda
Activos (cargos) abonos:
Disponible
Deudores varios
Documentos y cuentas por cobrar empresas relacionadas
Otros activos
CLP
CLP
CLP
CLP
2007
MUS$
2006
MUS$
13
61
163
148
439
385
415
(6)
(157)
(181)
(562)
33
86
127
320
Total (cargos) abonos
(906)
566
(Pérdida) Utilidad por diferencia de cambio
(521)
981
Total abonos (cargos)
Pasivos y patrimonio (cargos) abonos:
Cuentas por pagar
Documentos y cuentas por pagar empresas relacionadas
Provisiones
Otros
CLP
CLP
CLP
CLP
CLP: Pesos Chilenos
120
(3)
(21)
18. ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO
El detalle del efectivo y efectivo equivalente es el siguiente:
2007
MUS$
Disponible
Depósitos a plazo
Totales
2006
MUS$
836
219
464
57
1.055
521
Transacciones de financiamiento y/o inversión que no generaron flujos de efectivo
- Durante 2007 se capitalizó parcialmente la cuenta por pagar a ENAP por MUS$56.000.
19. CONTINGENCIAS Y RESTRICCIONES
a. Juicios
a.1 Casa Matriz
Juicio Ordinario Laboral ante el 9º Juzgado Laboral de Santiago, Rol Nº 2142-2006. Se demanda indemnización por años de servicios
y otras prestaciones por M$35.000 (MUS$ 70,4) aproximadamente. Se dictó sentencia en primera instancia que reconoció la postura y
monto ofrecido por la Sociedad en el finiquito de M$5.000 (MUS$ 10,1) aproximadamente y rechazó el resto demandado. La demandante
apeló ante la Corte de Apelaciones de Santiago y Fiscalía prevé que la sentencia será confirmada en los términos expuestos. En consecuencia, no se estima necesario hacer provisión alguna.
a.2 Ecuador
a.2.1 Juicio iniciado contra el Servicio de Rentas Internas (SRI) por impuesto a la renta de 2000.
En 2000, Sociedad Internacional Petrolera Enap Ecuador S.A. (SIPEC) era socio de los Bloques 7 y 21, operados por Kerr Mc. Gee
(ahora Perenco). El Servicio de Rentas Internas (SRI) inició a todos los socios una fiscalización. En el caso de SIPEC se levantó un acta
que fue parcialmente aceptada por SIPEC, lo cual implicó un pago adicional de aproximadamente MUS$36,0. Sin embargo, todos los
socios del Bloque 7, incluido SIPEC, presentaron reclamo administrativo en contra de las actas. El SRI, desconociendo el contrato del
Bloque 7, pretende que para determinar el ingreso bruto sujeto a impuesto a la renta, se debía hacer una comparación mensual entre los
precios de venta de crudo, con el precio de referencia que es aquel fijado por PETROECUADOR para sus propias ventas. El operador
del bloque 7 hizo comparaciones anuales y el resultado de ello arrojó un ingreso mayor que fue distribuido entre los socios, para que
cada uno haga su declaración de impuesto a la renta.
El SRI negó el reclamo y eso obligó a SIPEC a iniciar un juicio la Segunda Sala del Tribunal Fiscal, juicio Nº23652. Actualmente se han
presentado las pruebas correspondientes. Adicionalmente, SIPEC solicitó la realización de una inspección contable. El informe ha sido
presentado ante el tribunal el 27 de julio de 2006.
Este litigio presenta una potencial contingencia de MUS$ 96,0 más intereses. Considerando lo imprevisible del resultado de cualquier litigio, la empresa no está en condiciones de hacer un pronóstico preciso de este juicio y no se ha constituido provisión para tal efecto,
dado que la administración y fiscalía estiman que es improbable que se genere algún egreso significativo para la empresa.
121
a.2.2 Juicio laboral en contra de las subcontratistas URAZUL, ARB, SAE y a SIPEC como contratante, en el que reclama indemnizaciones por el valor de MUS$ 170,0 que según el actor incluye indemnización por despido intempestivo, desahucio, 15% utilidades de los
años 2003, 2004, 2005, 2006 y 2007 y pago de horas suplementarias. SIPEC considera que no tiene ninguna obligación contractual con
el demandante.
a.2.3 Juicio laboral en contra de SIPEC, en el que se reclama indemnizaciones por el valor de MUS$ 33,6, que según el actor incluye indemnización y 15% utilidades de 2006. SIPEC considera que no tiene ninguna obligación contractual con el demandante.
Considerando lo imprevisible del resultado de cualquier litigio, la empresa no está en condiciones de hacer un pronóstico preciso para
estos juicios y no se ha constituido provisión para tal efecto, dado que la administración y fiscalía estiman que es improbable que se genere algún egreso significativo para la empresa.
a.2.4 En febrero de 2002, SIPEC vendió sus derechos en los Bloques 7 y 21. El SRI inició una auditoría de los bloques 7 y 21. En este
caso en particular, el SRI considera que a partir de ese año los consorcios debían presentar una declaración unificada de impuesto a la
renta, lo cual no fue hecho por los socios, quienes siguieron presentando declaraciones individuales.
Considerando lo imprevisible del resultado de la contingencia descrita, la empresa no está en condiciones de hacer un pronóstico preciso
del resultado de ésta y no se ha constituido provisión para tal efecto, dado que la administración y fiscalía estiman que es improbable
que se genere algún egreso significativo para la empresa.
b. Restricciones
La Sociedad no está sujeta a ningún tipo de restricción.
c. Garantías otorgadas por la Sociedad
Acreedor
la garantía
de
Petroecuador
Descripción
Tipo
de Fecha
garantía
expiración
Seriedad de la oferta por licitación de Stand by
Campos Marginales en Ecuador (US$
5.000).
5/01/00
Activos
comprometidos
Tipo
Valor
contable
MUS$
Indirecta
-
Saldos pendientes de
pago a la fecha de cierre
de diciembre
Liberación de garantías
31/1/00
31/1/00
31/1/00
Activos
31/1/009
Activos
31/1/010
MUS$
MUS$
MUS$
MUS$
MUS$
MUS$
MUS$
-
-
-
-
-
-
Siguiente
MUS$
-
-
d. Otras contingencias
d.1 Ecuador
d.1.1 Reclamo contra el SRI por Impuesto a la Renta 2001.
En febrero de 2002, SIPEC vendió sus derechos en los Bloques 7 y 21. El SRI inició una auditoría de los bloques 7 y 21. En este caso en
particular, el SRI considera que a partir de ese año los consorcios debían presentar una declaración unificada de impuesto a la renta, lo
cual no fue hecho por los socios, quienes siguieron presentando declaraciones individuales.
Considerando la imprevisibilidad del resultado de la contingencia descrita, la empresa no esta en condiciones de hacer un pronóstico
preciso del resultado de ésta y no se ha constituido provisión para tal efecto dado que la administración y fiscalía estiman que es improbable que se genere algún egreso significativo para la empresa.
122
d.1.2 Auditoría Dirección Nacional de Hidrocarburos.
Al año 2006, la Dirección Nacional de Hidrocarburos (DNH), inició un proceso de auditoría especial a las inversiones, costos y gastos de la
Sucursal en Ecuador por los años 2002, 2003 y 2004. Esta auditoría concluyó que existen gastos no deducibles, según el siguiente detalle:
Período
Concepto
Monto
MUS$
2002
Exceso de amortización Inversiones de producción
698
2003
481
2004
1.502
2004
Exceso de costos de operación honorarios
1.914
2004
Exceso de costos de operación Side Track
2.492
-------
Totales 7.087
La Sucursal ha presentado sus objeciones ante el Director Nacional de Hidrocarburos, quien las ha negado. Ante esta negativa, se presentarán las objeciones ante el Ministro de Energía y Minas, siendo ésta la última instancia administrativa. De la decisión del Ministro,
se podrá apelar al Tribunal de lo Contencioso Administrativo.
Cabe señalar que el Ministerio de Energía y Minas no puede imponer correctivos tributarios, por lo que sus informes y conclusiones serán
referenciales para cualquier acción que inicie el Servicio de Rentas Internas (SRI). A la fecha, el SRI no ha iniciado ningún proceso de
determinación por los conceptos mencionados anteriormente. No se ha constituido provisión para el efecto, dado que la administración
y fiscalía estiman que es improbable que se genere algún egreso significativo para la empresa.
d.1.3 Auditoría Dirección Nacional de Hidrocarburos Ejercicios 2005.
En 2007, la Dirección Nacional de Hidrocarburos (DNH), inició un proceso de auditoría especial a las inversiones costos y gastos de
Operación y Tasa de Servicios de la Sucursal de Enap Sipetrol S.A., por 2005.
De esta auditoría y a pesar de los argumentos de SIPEC que fueron aceptados en parte, la DNH concluyó que existen gastos no deducibles, de acuerdo al siguiente detalle:
Concepto
Monto
MUS$
Exceso de gastos financieros por intereses
1.743
Exceso de registro del Impuesto Renta
191
Exceso de cálculo de las amortizaciones de producción
959
Licencia software Petrel 61
-------
Totale
2.954
SIPEC ha presentado sus objeciones ante la DNH, quien las ha negado y las presentará nuevamente ante el Ministro de Energía y Minas,
quien es la última instancia administrativa. De la decisión del Ministro se podrá apelar al Tribunal de lo Contencioso Administrativo.
123
El Ministerio de Energía y Minas no puede imponer correcciones tributarias, por lo que sus informes y conclusiones serán referenciales
para cualquier acción que inicia el Servicio de Rentas Internas, SRI. El SRI no ha iniciado, hasta el momento, ningún proceso de determinación por los conceptos mencionados en este acápite.
d.1.4 Pago Auditorías Dirección Nacional de Hidrocarburos.
La Dirección Nacional de Hidrocarburos (DNH) ha enviado comunicaciones a SIPEC reclamando pago de MUS$ 60,0 por año por concepto de auditorías. Está pendiente definición del tema, ya que SIPEC considera no aplicables tales valores para los contratos de MDC
y PBH.
d.1.5 Reclamo Municipio de Quito, Impuesto 1,5 por mil de los activos totales.
El Municipio de Quito ha iniciado procesos de determinación del impuesto del 1,5 por mil a los activos totales por los años 2004 = US$
20.900; 2005 = US$ 56.729 y 2006 = US$ 124. 019. Las órdenes de determinación no fueron oportunamente notificadas a SIPEC se han
presentado excepciones a los juicios coactivos. Se encuentra en proceso la respuesta de la administración, impugnando el reclamo del
Municipio de Quito por no corresponder, dado que la totalidad del impuesto ya ha sido pagado en las Municipalidades de Orellana y
Joya de los Sachas, donde se encuentran los principales activos y la producción. Para el caso del Municipio de Quito no corresponde, ya
que sólo se encuentran nuestras oficinas administrativas.
Vista la debilidad de los argumentos expuestos por el Municipio de Quito, nuestros asesores legales en Ecuador ven una a alta probabilidad de obtener una absolución para la empresa, en este proceso de determinación de impuesto.
20. CAUCIONES OBTENIDAS DE TERCEROS
La Sociedad no presenta cauciones por proveedores y contratistas.
21. MONEDA NACIONAL Y EXTRANJERA
Los activos y pasivos en moneda extranjera y aquellos cuya reajustabilidad se encuentra expresada en dólares estadounidense al 31 de
diciembre de 2007 y 2006, son los siguientes:
124
Rubro
Moneda
Activos circulantes:
Disponible
2007
MUS$
2006
MUS$
Otros
$ no reajustables
Dólares
Dólares
Dólares
$ no reajustables
Dólares
Dólares
$ reajustables
Dólares
Dólares
Dólares
Activos fijos:
Activos fijos netos
Dólares
103.666
76.394
$ reajustables
Dólares
Dólares
Dólares
Dólares
241
278.396
7.664
226
52.669
2.282
271.562
7.664
408
120
$ no reajustables
$ reajustables
Dólares
308
463
508.457
1.010
3.132
427.604
509.228
431.746
Depósitos a plazo
Deudores por venta
Deudores varios
Otros activos:
Inversiones en otras sociedades
Total activos:
125
60
776
219
49.125
248
1.118
13.098
222
659
351
490
46
418
57
32.197
964
26.019
850
942
106
11.717
Pasivos circulantes:
Hasta 90 días
2007
Rubro
Obligaciones a largo plazo con
vencimiento dentro de un año
Cuentas por pagar
Acreedores varios
Provisiones
Retenciones
Impuesto a la renta
Impuesto diferido
Moneda
Monto
MUS$
Tasa
promedio
anual
%
Monto
MUS$
Tasa
promedio
anual
%
Monto
MUS$
Tasa
promedio
anual
%
2006
Monto
MUS$
50
75
11.161
69
51
$ no reajustable
Dólares
$ no reajustable
Dólares
$ no reajustable
Dólares
Dólares
Dólares
Dólares
535
107
1.564
8.509
526
1.015
6.271
316
-
UF
$ no reajustables
Dólares
50
2.769
27.430
41
3.537
34.760
157
-
126
-
30.249
38.338
157
126
-
41
123
7.304
429
75
2007
UF
$ no reajustable
Dólares
$ no reajustable
Dólares
Totales
7,70
-
90 días a 1 año
2006
217
1.138
2.186
7.182
582
850
6.462
401
11.348
-
Tasa
promedio
anual
%
7,70
-
157
-
7,70
-
126
-
7,70
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Pasivos a largo plazo:
Rubro
Provisiones
Total
Moneda
UF
1 - 3 años
Tasa
promedio
Monto
anual
MUS$
1.058
7,70
589
-
190
871
-
7,70
-
más de 10 años
Tasa
promedio
Monto
anual
MUS$
-
203.336
965
57
UF
Dólares
$ reajustable
1.058
203.393
965
589
919
190
871
2.008
205.416
1.508
1.061
2.008
126
919
-
7,70
5 a 10 años
Tasa
promedio
Monto
anual
MUS$
Dólares
$ reajustable
Dólares
-
5,86
3 a 5 años
Tasa
promedio
Monto
anual
MUS$
2.008
-
-
Rubro
Provisiones
Totales
Moneda
UF
1 - 3 años
Tasa interés
promedio
Monto
anual
M$
375
7,70
-
3 a 5 años
Tasa interés
promedio
Monto
anual
M$
443
195
-
7,70
-
5 a 10 años
Tasa interés
promedio
Monto
anual
M$
680
346
-
7,70
-
más de 10 años
Tasa interés
promedio
Monto
anual
M$
-
Dólares
$ reajustable
Dólares
184.167
75
3.316
-
UF
Dólares
$ no reajustables
375
184.242
-
443
195
680
346
3.316
184.617
638
1.026
3.316
-
22. SANCIONES
En el ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2007, la Sociedad, sus filiales, sus directores o administradores no han recibido sanciones
algunas por parte de entidades reguladoras y/o administrativas.
23. HECHOS POSTERIORES
Durante el período comprendido entre el 1 de enero de 2008 y la fecha de emisión de estos estados financieros, no han ocurrido hechos
posteriores que puedan afectar significativamente a los mismos.
24. MEDIO AMBIENTE
Durante 2007, la Sociedad y sucursales en el exterior han efectuado desembolsos de acuerdo a la normativa medio ambiental vigente en
los países respectivos, por un valor de MUS$1.589, los cuales corresponden principalmente a:
Concepto
Desembolsos
MUS$
Gastos medio ambientales unidades operativas
(1.589)
127
25. CONTRATOS DE ASOCIACIÓN
Explotación
El detalle de los proyectos de explotación es el siguiente:
Proyecto
Paraíso, Biguno, Huachito
Mauro, Davalos, Cordero
País
Ecuador
Ecuador
Operador
Enap Sipetrol S.A. Sucursal Ecuador
Enap Sipetrol S.A. Sucursal Ecuador
(a)
(a)
(a) Con fecha 7 de octubre de 2002, se firmó un contrato con la Empresa de Petróleos del Ecuador - PetroEcuador y su filial la Empresa
Estatal de Exploración y Producción de Petróleos del Ecuador - Petroproducción, para explotar y desarrollar los campos Paraíso, Biguno,
Huachito (PBH) y Mauro Dávalos Cordero (MDC), ubicados en la cuenca oriente de Ecuador. Por medio de este contrato de Servicios
Específicos, la Sociedad se comprometió a realizar las inversiones para el desarrollo de los campos por un valor estimado de MMUS$
90, que consideraban la perforación de 16 pozos (9 en PBH y 7 en MDC), la construcción de una estación de producción en MDC, adecuación de facilidades y un campamento. A la vez, adquirió el derecho de explotación y operación, asumiendo el 100% de los costos de
operación y administración de los campos.
Con fecha 08 de agosto de 2006, se suscribió un contrato modificatorio al contrato del campo MDC, celebrado con PETROECUADOR,
mediante el cual ENAP SIPEC se comprometió a ampliar el programa de inversiones que contempla la perforación de siete pozos y ampliar la facilidad de producción. Con estos nuevos pozos se certificarán reservas adicionales que permitirán incrementar las reservas actuales de 31.6 a 57.0 millones de bbl de petróleo crudo.
128
análisis razonado de los estados
financieros
I. Análisis Razonado de los Estados Financieros
A continuación se analizan los estados financieros de Enap Sipetrol S.A. correspondientes al ejercicio terminado el 31 de diciembre de
2007 para explicar las principales variaciones ocurridas respecto al igual período del año anterior.
Los principales rubros de activos y pasivos al 31 de diciembre de 2007 y 2006 son los siguientes:
31/12/2007
31/12/2006
MUS$
MUS$
Activo circulante
66.366
53.506
Activo fijo neto
103.666
76.394
Otros activos
339.196
301.846
Total activos
509.228
431.746
31/12/2007
31/12/2006
MUS$
MUS$
Pasivo circulante
30.406
38.464
Pasivo largo plazo
209.993
189.597
Total pasivo exigible
240.399
228.061
Patrimonio
268.829
203.685
509.228
431.746
Activos
Los Activos totales aumentaron un 17.9%, pasando de MUS$ 431.746 registrados a diciembre de 2006 a MUS$ 509.228 a igual fecha de
2007, lo que se explica principalmente por el incremento en un 24,0%, equivalente a MUS$ 12.860 de los activos circulantes, un alza de
un 35,7% equivalente a MUS$ 27.272 del activo fijo y un aumento de 12,37% equivalente a MUS$ 37.350 en otros activos.
El mayor valor de los activos circulantes se explica básicamente por un incremento de MUS$ 16.928 en deudores por venta de servicios petroleros correspondientes a la sucursal en Ecuador. Esta cuenta registra un valor a diciembre de 2007 de MUS$ 49.125, un 52.5% superior
a los MUS$ 32.197 a igual fecha de 2006. Otra cuenta que se incrementa es documentos y cuentas por cobrar a empresas relacionadas en
MUS$ 6.889. Esta cuenta registra un valor a diciembre de 2007 de MUS$ 13.098, un 111,0% superior a los MUS$ 6.209 a igual fecha de
2006. Este aumento se debe principalmente al incremento de desembolsos de la matriz por cuenta de sus filiales Sipetrol International S.A.
y Enap Sipetrol Argentina S.A.. Este aumento es compensado principalmente por la disminución de la cuenta otros activos circulantes en
MUS$11.227 producto de la realización del resultado del contrato de derivados mantenido por Enap Sipetrol S.A., el cual finalizó con fecha
31 de diciembre de 2007.
El incremento en el activo fijo, que pasó de MUS$ 76.394 en 2006 a MUS$ 103.666, se explica principalmente por el aumento en las construcciones y obras de infraestructura por MUS$ 33.400, que representa un incremento en un 33,92% y que corresponden a nuevas inversiones
en la sucursal Ecuador asociado al compromiso suscrito con Petroecuador para ampliar el programa de inversiones que contempla la perforación de siete pozos y las facilidades de producción.
Por otra parte, el total de otros activos creció en un 12,4% pasando de MUS$ 301.846 en diciembre de 2006 a MUS$ 339.196 a igual fecha
de 2007. En esta variación, la cuenta documentos y cuentas por cobrar a empresas relacionadas, es la que presenta un mayor aumento, por
MUS$ 32.739, debido a las necesidades de financiamiento de la filial Sipetrol International S.A. para sus operaciones en Egipto e Irán.
129
Pasivos y Patrimonio
El total de pasivos exigibles aumentó en MUS$ 12.338, pasando de MUS$ 228.061 a diciembre de 2006 a MUS$ 240.399 a igual fecha de
2007. Este aumento de pasivos se explica principalmente por el efecto neto entre la disminución de MUS$ 8.058 de pasivos circulantes
(20,9%), así como por el aumento de MUS$ 20.396 (10,8%) en el pasivo de largo plazo.
La disminución en los pasivos circulantes corresponde, mayoritariamente, a una disminución de la cuenta otros pasivos circulantes de MUS$
11.348, producto de la realización del contrato de derivados y a un aumento de las cuentas por pagar por MUS$ 3.809, producto de la ampliación de las operaciones en la sucursal de Ecuador.
Los pasivos de largo plazo aumentaron en MUS$ 20.396, lo que es consecuencia, principalmente, del incremento de MUS$ 19.169 en la
cuenta documento y cuentas por pagar con empresas relacionadas, correspondiente a operaciones de financiamiento de la matriz (ENAP)
con esta filial.
El patrimonio presentó una variación positiva de un 32,0% en los últimos 12 meses, pasando de MUS$ 203.685 a MUS$ 268.829 a diciembre de 2007. En 2007 se realizó un aumento de capital de MUS$ 56.000 mediante capitalizaciones de ENAP y la cuenta utilidades retenidas
tuvo un incremento de MUS$ 8.963, producto de las utilidades del ejercicio 2007, lo que sumados generan una variación patrimonial de
MUS$ 65.144 entre uno y otro ejercicio.
II: Principales tendencias:
INDICADORES DE LIQUIDEZ, ENDEUDAMIENTO Y ACTIVIDAD
Los principales indicadores financieros del balance relativos a liquidez y endeudamiento son los siguientes:
31/12/2007
31/12/2006
MUS$
MUS$
Liquidez corriente
2,18
1,39
Razón ácida (1)
2,17
1,39
Liquidez
Endeudamiento
Deuda corto plazo /Deuda total (%)
12,7
16,9
Deuda largo plazo/ Deuda total (%)
87,3
83,1
Razón de endeudamiento
0,89
1,12
Cobertura de gastos financieros (2)
3,33
6,44
509.228,00
431.746,00
Actividad
Total activos (MUS$)
Rotación de inventarios -
241,51
Permanencia de inventarios
-
1,12
(1) Corresponde al total de activos circulantes, menos las existencias y menos los gastos pagados por anticipado, dividido por el pasivo
circulante.
130
(2)La cobertura de gastos financieros se calcula como R.A.I.I.D.A.I.E sobre el total de gastos financieros.
El índice de liquidez mostró un aumento, pasando de 1,39 en diciembre de 2006 a 2,18 en diciembre de 2007, luego de un incremento del
activo circulante respecto del pasivo circulante, como consecuencia del mayor nivel de actividad en la sucursal de Ecuador, debido a la ampliación del contrato suscrito con Petroecuador y el aumento en el precio de mercado del crudo durante 2007.
El índice de endeudamiento fue de 0,89 para diciembre de 2007, siendo inferior a los 1,12 de diciembre de 2006 debido, principalmente,
al incremento patrimonial por capitalización de MUS$ 56.000 y la suspensión de distribución de dividendos, compensado en parte, por el
aumento en cuentas por pagar de corto plazo y documentos y cuentas por pagar con empresas relacionadas en el largo plazo.
En cuanto a la exigibilidad de la deuda total, un 12,7% es de corto plazo y un 87,3% es de largo plazo. Estos niveles son distintos al 2006,
ya que la ponderación de 16,9% es significativamente mayor que el ejercicio anterior, producto del incremento en los pasivos de largo plazo
relacionado con documentos y cuentas por pagar a empresas relacionadas.
La cobertura de gastos financieros disminuyó, pasando de 6,44 veces en diciembre de 2006 a 3,33 veces en igual fecha de 2007. Esta disminución en la cobertura está explicada principalmente por los menores resultados antes de impuestos que se presentaron en 2007 que se
reflejan en un menor R.A.I.I.D.A.I.E.
ESTADO DE RESULTADOS INDIVIDUAL
31/12/2007
31/12/2006
MUS$
MUS$
25.826
28.875
Gastos financieros
12.113
13.192
-4.647
30.116
R.A.I.I.D.A.I.E40.309
84.999
Utilidad después del 17% de impuestos
8.963
46.629
Utilidad después de impuestos
8.963
46.629
Rentabilidad (1)
%
%
Rentabilidad del patrimonio promedio
3,79
19,61
Rentabilidad del activo promedio
1,91
9,73
Rentabilidad de los activos operacionales (2)
17,14
17,27
(1) Los indicadores de rentabilidad sobre patrimonio y activos promedio muestran la utilidad para un ejercicio.
(2) Activos Operacionales = Activos Totales - Otros Activos Fijos - Otros Activos Circulantes - Impuestos Diferidos - Depósitos a Plazo Gastos Pagados por Anticipado - Otros Activos.
Resultado Operacional
El resultado operacional individual muestra una reducción de un 10,6% entre diciembre de 2006 y diciembre de 2007, pasando de MUS$
28.875 a MUS$ 25.826. Los ingresos de explotación tuvieron una reducción de un 11,6% (MUS$ 9.818), pasando de MUS$ 84.983 en di131
ciembre de 2006 a MUS$ 75.165 en 2007. Estos ingresos se vieron afectados negativamente por la realización de resultados del contrato
de derivados por MUS$ 13.277. De la misma forma, los costos de explotación se redujeron en un 14,8% (MUS$ 5.362), pasando de MUS$
36.266 en diciembre de 2006 a MUS$ 30.864 en 2007. Lo anterior afectó el margen de explotación que se redujo en un 9,1% (MUS$
4.456).
Los gastos de administración y ventas, por su parte, disminuyeron en MUS$ 1.407 pasando de MUS$ 19.882 en 2006 a MUS$ 18.475 en
2007. Lo anterior producto del mayor nivel de recupero de gastos de personal asignado a proyectos específicos, vía facturación en la Línea
de Negocios Exploración y Producción (E&P).
Resultado No Operacional
El resultado no operacional presenta una pérdida de MUS$ 4.647 a diciembre de 2007, comparado con una utilidad de MUS$ 30.116 en
igual período de 2006.
Parte importante de la variación del resultado entre ambos ejercicios, se debe a las menores utilidades netas por inversión en empresas relacionadas. En 2006 se presentó una utilidad neta de MUS$ 40.859 mientras que en 2007 existió una ganancia neta de MUS$ 4.326, explicado principalmente por una disminución en la producción de petróleo y gas proveniente de la filial Enap Sipetrol Argentina S.A. como
consecuencia de la paralización durante el ejercicio 2007 de la producción del proyecto Área Magallanes, a raíz de trabajos de mantenimiento programados. Esta disminución es compensada en parte por el incremento por otros conceptos menores por MUS$ 1.770 de otros
ingresos y egresos fuera de explotación, gastos financieros y diferencias de cambio.
La utilidad a diciembre de 2007, descontado el impuesto a la renta en el exterior y el de primera categoría en Chile (17%) alcanzó los
MUS$ 8.963, un 80,8% menor que la del 2006 (MUS$46.629). El menor resultado neto se explica principalmente por el menor resultado
no operacional, debido a los menores resultados netos en inversiones en empresas relacionadas.
III. Análisis del Valor Libro de los Principales Activos de la Sociedad
Diferencia entre valores económicos y de libros de los activos.
Diferencia entre valores económicos y de libros de los activos
Al 31 de diciembre de 2007, no se aprecian diferencias significativas entre los valores económicos y de libros de los principales activos de
la Sociedad. Sin embargo, es importante destacar que, de acuerdo con las normas de la Superintendencia de Valores y Seguros, las inversiones en sociedades filiales y coligadas se valorizan según el método de valor proporcional del patrimonio de las respectivas empresas.
SITUACIÓN DE MERCADO
Luego de una escalada casi continua a lo largo del año, el precio del petróleo crudo marcador internacional West Texas Intermediate (WTI)
finalizó el cuarto trimestre y el año 2007 a la baja. Partiendo de un precio promedio de US$54,1 por barril en enero, el precio subió hasta
un promedio máximo de US$94,7 por barril en noviembre, para caer a US$91,4 por barril promedio en diciembre. El alza del precio entre
enero y noviembre se interrumpió solamente en agosto, al estallar la crisis de las deudas hipotecarias “subprime” en el mercado financiero
de Estados Unidos, pero la tendencia alcista se retomó en septiembre.
A pesar de que no hubo ningún evento geopolítico ni catástrofe natural que afectara significativamente la oferta de petróleo, el aumento
casi continuo del precio durante el año se debió al sostenido aumento del consumo, derivado del rápido crecimiento de la economía mundial, que enteró en 2007 un período de cinco años de expansión sistemática, en el contexto de un débil crecimiento de la producción de petróleo. El consumo creció 1,1 millones de barriles por día mientras que la oferta sólo creció 0,3 millones de barriles por día, abasteciéndose
la diferencia mediante la desacumulación de inventarios. Factor principal del bajo crecimiento de la oferta fue la decisión de la OPEP de
132
reducir sus cuotas de producción por un total de 1,7 millones de barriles por día en dos etapas, a fines de 2006. Si bien la baja efectiva de
la producción de petróleo crudo de la OPEP fue de 0,3 millones de barriles por día, impactó fuertemente en el mercado debido al decepcionante crecimiento de la producción extra-OPEP, sólo 0,6 millones de barriles por día.
En diciembre, el precio bajó por segunda vez en el año, cuando el mismo alto nivel alcanzado el mes anterior provocó una corrección a la
baja por el temor a que este nivel -más las repercusiones a nivel global de la crisis hipotecaria antes mencionada- desencadenaran una recesión mundial. Al término de 2007 el WTI registró un precio promedio de US$72,2 por barril, mayor en 9% al de 2006 (US$66,0 por barril).
A su vez, los precios internacionales de los productos subieron en parte por la tendencia alcista del precio del crudo, pero hubo además factores propios que les dieron un impulso adicional. A mediados del año se registraron numerosas fallas en refinerías de petróleo ubicadas
en el medio oeste de Estados Unidos, las cuales llevaron la refinación al tope de su capacidad en el resto de ese país, justo en la temporada
de máximo consumo de gasolina y diesel vehicular (verano boreal), mientras que una gran demanda de diesel por parte de Sudamérica en
la misma época -debido a un invierno especialmente frío y seco en Argentina y Chile- se tradujo en un factor alcista adicional en los precios
de los productos, al captar parte de los excedentes del Caribe, Europa y Asia que podrían haber aliviado la situación en Estados Unidos. A
partir de fines del tercer trimestre de 2007, y ya pasado el verano en el hemisferio norte, los márgenes de refinación bajaron, debido a la
menor presión del mercado observada para la gasolina en Estados Unidos y para el diesel en Sudamérica.
En 2007, los precios promedio de los principales productos en la costa del Golfo de México fueron de US$86,4 por barril para las gasolinas
y de US$89,1 por barril para el diesel, comparado con promedios de US$77,6 y US$81,6 por barril, registrados en 2006.
IV. Principales Flujos de Efectivo
Los principales componentes del flujo neto de efectivo originado en cada ejercicio, son los siguientes:
31/12/2007
31/12/2006
MUS$
MUS$
-6.782
49.146
75.012
-76.400
-67.696
25.348
534
-1.906
Flujo neto (utilizado en) originado por actividades de inversión
Flujo neto del ejercicio
El flujo utilizado en actividades de la operación por MUS$ 6.782 fue inferior en MUS$ 55.928 al flujo del ejercicio 2006, el cual se explica,
principalmente, por una disminución de recaudación de deudores por venta por MUS$ 38.969, originado por la disminución de ingresos
por venta de crudo y gas de filiales y disminución en la recepción de dividendos de filiales y otros repartos percibidos por MUS$ 23.766.
Las actividades de financiamiento presentan un incremento de MUS$ 151.412, debido básicamente a un efecto de obtención de flujos por
MUS$ 209.559 proveniente de préstamos con empresas relacionadas, que ha significado MUS$ 47.155 más que el ejercicio 2006 y la aplicación de flujos en el pago de préstamos también a empresas relacionadas por MUS$ 134.547 y la capitalización de deuda con la matriz de
MUS$ 56.000, que no afectó los movimientos de flujo.
Las actividades de inversión muestran la aplicación de flujos utilizados en la incorporación de activos fijos por MUS$ 34.289 en el ejercicio
terminado al 31 de diciembre de 2007, monto superior en MUS$ 20.184 respecto de 2006, además de un incremento de MUS$ 23.389 en
préstamos documentados a empresa relacionadas, y una menor recaudación de otros préstamos a empresas relacionadas por MUS$ 20.184
durante el ejercicio 2007 y un incremento de MUS$ 748 de otros desembolsos de inversión.V.
133
Análisis de Riesgo y su Administración
Análisis de Riesgo de Mercado
Enap Sipetrol S.A. realiza directa o en asociación con terceros, fuera del territorio nacional, actividades de exploración, explotación o beneficio de yacimientos que contengan hidrocarburos.
Las actividades de Enap Sipetrol S.A. son realizadas en Argentina, Ecuador, Egipto e Irán, países donde explora y explota yacimientos de
petróleo.
La filial Enap Sipetrol Argentina S.A. actúa como operador con el 50% de participación en las concesiones de explotación de Area Magallanes y CAM-2A/Sur. En febrero de 2006 Enap Sipetrol Argentina S.A., YPF S.A. y ENARSA S.A. firmaron un acuerdo sentando las bases
del proyecto mediante el cual las partes se asociaron a traves de un Consorcio con el objeto de explorar, desarrollar y/o explotar en forma
conjunta las áreas E2 (ex CAM1) y CAM 3, en la Cuenca Austral, teniendo cada socio una participación de un tercio. En la Cuenca del
Golfo San Jorge, la Sociedad es titular y operador del 100% de la concesión de explotación del Área Pampa del Castillo siendo además socio
no operador, con una participación del 50% en la concesión de explotación del Área Campamento Central-Cañadón Perdido.
Actualmente existen restricciones por parte de la Secretaría de Energía, organismo que regula las exportaciones de crudo en Argentina.
Existe la obligatoriedad de ofertar a las 16 refinerías locales el petróleo crudo disponible antes de acceder al mercado externo, lo que hace
que no exista seguridad para posicionar nuestra producción en el mercado externo.
Con fecha 19 de noviembre de 2007 se publicó en el Boletín Oficial de la República Argentina la Resolución del Ministerio de Economía
Nº 394-2007. Esta modifica los valores de derechos de exportación para hidrocarburos e impacta el precio de venta al mercado local, ya
que su precio se sustenta en el concepto de paridad de exportación.
Las operaciones de la sucursal en Ecuador (SIPEC) se concentran en los campos Mauro Dávalos Cordero (MDC) y Paraíso, Biguno y
Huachito (PBH), en virtud del Contrato de Servicios Específicos para el Desarrollo y Confirmación de Reservas con la empresa estatal
ecuatoriana Petroecuador, con la cual se ha convenido que la totalidad de la producción es entregada a dicha sociedad a un precio establecido contractualmente.
En asociación con otras compañías, Enap Sipetrol S.A. opera las concesiones de los bloques North Bahariya, El Diyur y East Ras Qattara,
ubicados en el desierto occidental de Egipto. La producción de North Bahariya se entregó en diciembre de 2007, a EGPC, a un valor Brent
-3,05 US$/Bbl. Al cierre de los estados financieros el bloque North Bahariya está en proceso de venta. Hasta diciembre de 2007 se operó
el bloque El Diyur, fecha en la cual se vendió dicho bloque.
Las operaciones de la sucursal en Ecuador (SIPEC) se concentran en los campos Mauro Dávalos Cordero (MDC) y Paraíso, Biguno y
Huachito (PBH), en virtud del Contrato de Servicios Específicos para el Desarrollo y Confirmación de Reservas con la empresa estatal
ecuatoriana Petroecuador, con la cual se ha convenido que la totalidad de la producción es entregada a dicha sociedad a un precio establecido contractualmente el cual ha alcanzado, a diciembre de 2007, los 80,33 US$/Bbl.
En asociación con otras compañías, Enap Sipetrol S.A. opera las concesiones de los bloques North Bahariya, El Diyur y East Ras Qattara,
ubicados en el desierto occidental de Egipto. La producción de North Bahariya se entregó en diciembre de 2007, a EGPC, a un valor Brent
-3,05 US$/Bbl. Al cierre de los estados financieros el bloque North Bahariya está en proceso de venta. Hasta diciembre de 2007 se operó
el bloque El Diyur, fecha en la cual se vendió dicho bloque.
El crudo en Oriente mantiene en cierta medida su descuento, observándose un promedio en diciembre de WTI -13,01 US$/Bbl. Este precio
es acomodado en gran medida, a la gran demanda de ASIA (China y Sur Corea), ante el gran crecimiento del consumo de esos países, que
los lleva a complementar el suministro que reciben normalmente del Golfo Pérsico.
134
gestión ambiental y rse
estados f inancieros resumidos f iliales
2007
Estados Financieros Resumidos Sipetrol Argentina S.A.
Estados Financieros Resumidos Sipetrol International S.A.
Estados Fiancieros Resumidos Enap Sipetrol (Uk) Limited
Estados Financieros Resumidos Sociedad Internacional Pertrolera Enap Ecuador S.A.
Estados Financieros Resumidos Enap Sipetrol Brasil Ltda.
135
ENAP SIPETROL ARGENTINA S.A.
BALANCES GENERALES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2007 Y 2006
2007
2006
MUSD
MUSD
56.215 48.728
319.983 290.222
6.577 7.054
382.775 346.004
2007
2006
MUSD
MUSD
Total pasivo circulante
119.935 64.279
8.965 27.332
Total patrimonio
253.875 254.393
382.775 346.004
2007
2006
MUSD
MUSD
10.625
74.468
(4.836)
(4.384)
5.789 70.084
(6.307)
(31.741)
Itemes extraordinarios
-
-
-
-
(518)
38.343
Total otros activos
Total activos
Utilidad antes de impuesto a la renta e interés minoritario
Impuesto a la renta
136
ENAP SIPETROL ARGENTINA S.A.
2007
2006
MUSD
MUSD
54.144
88.990
17.500
(47.438)
(64.883)
(39.401)
6.761
2.151
-
-
Variación neta del efectivo y efectivo equivalente
6.761
2.151
Saldo inicial de efectivo y efectivo equivalente
5.106
2.955
11.867 5.106
Flujo neto utilizado en actividades de inversión
Flujo neto total del ejercicio
Efecto de la inflación sobre el efectivo y efectivo equivalente
Saldo final de efectivo y efectivo equivalente
137
SIPETROL INTERNATIONAL S.A.
2007
2006
MUSD
MUSD
60.864
20.632
20.649
45.269
Total otros activos
15.000
-
Total activos
96.513
65.901
2007
2006
MUSD
MUSD
16.781
23.391
57.155
25.411
Total patrimonio
22.577 17.099
96.513
65.901
2007
2006
MUSD
MUSD
(5.706)
(1.475)
11.347
3.446
5.641
1.971
Impuesto a la renta
(163)
(63)
-
-
-
-
5.478
1.908
138
SIPETROL INTERNATIONAL S.A.
2007
2006
MUSD
MUSD
6.041
4.692
32.660
(31.774)
(39.123)
28.055
(422)
973
-
-
(422)
973
3.937
2.964
3.515
3.937
139
ENAP SIPETROL (UK) LIMITED
2007
2006
MUSD
MUSD
1.488
2.731
-
-
Total otros activos
-
-
Total activos
1.488
2.731
2007
2006
MUSD
MUSD
255
1.139
-
-
Total patrimonio
1.233 1.592
1.488
2.731
2007
2006
MUSD
MUSD
(71)
294
(288)
217
(359)
511
Impuesto a la renta
-
(39)
-
-
-
-
(359)
472
140
ENAP SIPETROL (UK) LIMITED
2007
2006
MUSD
MUSD
(148)
(3.314)
-
3.081
-
-
(148)
(233)
-
-
(148)
(233)
168
401
20
168
141
SOCIEDAD INTERNACIONAL PETROLERA ENAP ECUADOR S.A.
2007
2006
MUSD
MUSD
7
10
-
-
Total otros activos
-
-
Total activos
7
10
2007
2006
MUSD
MUSD
18
17
-
-
(11) (7)
7
10
2007
2006
MUSD
MUSD
(4)
(4)
-
-
(4)
(4)
Impuesto a la renta
-
-
-
-
-
-
(4)
(4)
Total patrimonio
142
SOCIEDAD INTERNACIONAL PETROLERA ENAP ECUADOR S.A.
2007
2006
MUSD
MUSD
(4)
-
1
-
-
-
(3)
-
-
-
(3)
-
10
10
7
10
143
ENAP SIPETROL BRASIL LTDA.
2007
2006
MUSD
MUSD
18 19
-
-
Total otros activos
-
-
18 19
2007
2006
MUSD
MUSD
25 26
200 120
(207) (127)
18
19
2007
2006
MUSD
MUSD
Total activos
Total patrimonio
80
55
-
-
80 55
Impuesto a la renta
-
-)
-
-
-
-
80
55
144
ENAP SIPETROL BRASIL LTDA.
2007
2006
MUSD
MUSD
(80)
(29)
80
40
-
-
-
11
-
-
-
11
18
8
18 19
145
declaración de responsabilidad
Los abajo suscritos, miembros del Directorio y Gerente General de Enap Sipetrol S.A., en conformidad con las normas establecidas
por la Superintendencia de Valores y Seguros, declaran bajo juramento que la información contenida en la memoria correspondiente al ejercicio del año 2007, es veraz y completa.
Santiago, marzo de 2008

memoria anual 2007 : : Enap Sipetrol S.A.

Transcripción

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