ENERGÍA QUE MUEVE A CHILE

Memoria anual

2014

ENERGÍA QUE MUEVE A CHILE

Razón social: Empresa Nacional del Petróleo. Domicilio: Avenida Vitacura 2736 piso 10, comuna de Las Condes, Santiago de Chile. Rol Único Tributario: 92.604.000-6 Tipo de entidad: Empresa pública creada por la Ley 9.618 Propiedad: Estado de Chile Teléfono: (56-2) 280 3000 Fax: (56-2) 280 3199 / 280 3179 Código postal: 7550597 Web site: www.enap.cl Auditores externos: PricewaterhouseCoopers Registro de Valores: Nº 783, de la Superintendencia de Valores y Seguros, del 4 de octubre de 2002. Giro: Exploración, producción y comercialización de hidrocarburos y sus derivados. Principales Filiales: Enap Refinerías S.A. RUT: 87.756.500-9 Registro de Entidades Informantes Nº 95, de la SVS. Enap Sipetrol S.A RUT: 96.579.730-0 Registro de Entidades Informantes Nº 187, de la SVS, de acuerdo a la Ley 20.382. Información de contacto: Relación con inversionistas: [email protected]

ENAP - Memoria Anual 2014

ENERGÍA QUE MUEVE A CHILE

Memoria anual

2014

ENAP - Memoria Anual 2014

ÍNDICE 2014: UN AÑO DE AVANCES y aprendizajes PÁGINA 20

GESTIÓN DE PERSONAS Y ORGANIZACIÓN PÁGINA 54

ENTORNO DEL NEGOCIO PÁGINA 62

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Memoria Anual 2014 - ENAP

GESTIÓN CORPORATIVA PÁGINA 74

LÍNEAS DE NEGOCIO PÁGINA 130

ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS (IFRS) PÁGINA 206

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ENAP - Memoria Anual 2014

CARTA DEL PRESIDENTE DEL DIRECTORIO

E

l crecimiento de Chile en las últimas décadas es un hecho innegable. Para convertirnos en el país con el PIB per cápita más alto de Latinoamérica, tuvimos que hacernos cargo de un rápido crecimiento de la demanda por energía. Con la ventaja que otorga el paso del tiempo, podemos concluir que el marco normativo instaurado a comienzos de la década del ’80, que confió el desarrollo del sistema exclusivamente a la gestión privada, cumplió con el objetivo esencial de sostener el crecimiento de nuestra economía, pero, al mismo tiempo, se desentendió de otras variables muy importantes. Con esto quiero decir que la energía cumple un rol demasiado decisivo en el desarrollo del país y en la vida de las personas, como para que siguiera entregado únicamente a las fuerzas del mercado. Por eso, en este contexto, resulta tan importante la decisión y el compromiso del gobierno de la Presidenta Michelle Bachelet para robustecer y fortalecer a ENAP. El objetivo es contribuir para que ENAP cumpla un rol protagónico en la Agenda de Energía que le presentamos al país, considerando que se trata de una empresa que tiene una larga historia y enormes desafíos en el corto, mediano y largo plazo.

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“Es importante la decisión y el compromiso del gobierno de la Presidenta Michelle Bachelet para robustecer y fortalecer a ENAP”.

En el ejercicio 2014, ENAP logró ratificar sus buenos resultados del año anterior y alcanzó una utilidad de US$ 157 millones, situación que se compara positivamente con las utilidades por US$ 134 millones obtenidas en 2013. La aprobación del Plan Estratégico 20142025 refleja el interés por impulsar fuertemente el desarrollo de nuestra compañía. Se ha definido un agresivo plan de inversiones en nuestras tres líneas de negocios, el mejoramiento de los indicadores financieros y el desarrollo de proyectos que impulsan el gas natural, la geotermia, así como el incremento en la capacidad y desempeño de sus refinerías, para aumentar su capacidad de entregar combustibles al país. En cualquier parte del mundo las empresas públicas de energía juegan un rol estratégico. La regulación de los privados por sí solos no es suficiente para lograr acuerdos de largo plazo y cumplir con la política energética. El Estado, ejemplo, no puede quedarse de brazos cruzados

Memoria Anual 2014 - ENAP

si no hay suficiente oferta en generación eléctrica y al mismo tiempo soportar precios muy altos.

MÁXIMO PACHECO matte

Creemos en un rol más activo del Estado en la conducción y dirección estratégica de largo plazo del sector, conciliando objetivos económicos, ambientales y sociales, en pro del bien común y también para fijar reglas claras para todos. Esta convicción cruza toda la Agenda de Energía. Y estamos muy conformes con el grado de ejecución que estamos teniendo, porque el diseño de las políticas públicas no es algo trivial, sobre todo en este sector en Chile, donde el Estado ha seguido, por varias décadas, desde lejos el funcionamiento de la industria, sin dar su orientación y además con una escasa injerencia, salvo por ENAP, en el desarrollo y en el día a día del área energética de nuestro país.

Ministro de Energía Presidente del Directorio Empresa Nacional del Petróleo

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ENAP - Memoria Anual 2014

Operaciones de producción en Magallanes

Memoria Anual 2014 - ENAP

“Como Estado queremos promover el uso de nuestros recursos propios con el fin de reducir nuestra dependencia a la importación de combustibles”.

En Europa, tuvo que ocurrir el shock petrolero de 1973 para que sus países tomaran las riendas y adoptaran políticas públicas orientadas a una mayor independencia y autonomía energética.

Este nuevo involucramiento no significa que ENAP se convierta en un operador del sector eléctrico. Queremos dotar a ENAP de las facultades legales para poder “empaquetar” proyectos cuyo control y operación luego sean traspasados a

Hoy, en la Unión Europea, la participación estatal en la propiedad del parque de generación eléctrica es de un 45%. En Estados Unidos, aproximadamente un 20% de las centrales está en manos públicas. En China e India, que están creciendo fuertemente en este ámbito, la participación estatal supera el 60%.

privados. Esta fórmula ha resultado muy exitosa en Brasil y creemos que es una oportunidad para facilitar el aterrizaje de nuevos inversionistas.

En Chile, el feroz estancamiento en las inversiones del sector energético en los últimos años, que disparó los costos a niveles muy dañinos para las familias y las empresas, también encendió una alerta de emergencia estructural. Queremos nueva oferta. Queremos nuevos actores. Queremos y necesitamos más competencia en el sector eléctrico. Y queremos nuevas tecnologías. La ampliación del giro comercial de ENAP, que forma parte de un proyecto de ley ingresado al Parlamento en 2014, apunta justamente hacia ese objetivo. ENAP puede facilitar la llegada de esos actores, asociándose con empresas que quieren construir infraestructura de energía con un socio que conozca bien nuestro país.

Como Estado queremos promover el uso de nuestros recursos propios con el fin de reducir nuestra dependencia a la importación de combustibles. Esta condición nos hace vulnerables. El impacto que tuvo el corte del gas argentino a mediados de la década pasada nos debería servir a todos para entender la complejidad de no contar con un suministro seguro y oportuno y, al mismo tiempo, dimensionar el riesgo de no contar con una matriz debidamente diversificada. ENAP es una empresa que necesita ser un actor central en el desarrollo de nuestra estrategia energética. Chile es un país pobre en términos de sus recursos energéticos tradicionales. Prácticamente todos nuestros combustibles fósiles son importados, de manera tal que tenemos que buscar maneras de disminuir esa dependencia que tenemos. En el ámbito operacional, durante 2014 no tuvimos que lamentar nuevas fatalidades en las

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ENAP - Memoria Anual 2014

“ENAP es una empresa que necesita ser un actor central en el desarrollo de nuestra estrategia energética”. operaciones de la empresa, pero sí una serie de Accidentes con Tiempo Perdido, lo que demuestra que ENAP aún debe trabajar por la seguridad y el autocuidado de sus trabajadores.

Definitivamente, ENAP enfrenta enormes desafíos, que implican el trabajo y el compromiso de todos y cada uno de nosotros, tanto a nivel operativo como cultural.

También en el plano operacional, se destaca la firma del convenio entre ENAP y el Ministerio de Energía, orientado a impulsar un uso cada vez más eficiente de los recursos energéticos en las operaciones de la compañía. Entre los principales objetivos de este acuerdo está impulsar el uso eficiente de los recursos energéticos; fortalecer el sistema de gestión energética para alcanzar estándares internacionales; fomentar la utilización de sistemas y equipos eficientes energéticamente; incorporar el criterio de eficiencia energética en la evaluación y diseño de proyectos; así como sensibilizar y promover una cultura en el buen uso de la energía y la búsqueda constante de oportunidades de optimización.

Así podremos seguir contribuyendo al desarrollo energético de nuestro país, tan decisivo para el bienestar de nuestras familias y también para el funcionamiento de las industrias.

De este modo, ENAP se está anticipando a la implementación de las normas que se establecerán respecto de los grandes consumidores de energía en el proyecto de Ley de Eficiencia Energética que se enviará al Congreso en 2015.

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Aprovecho esta oportunidad para felicitar a todos los trabajadores y ejecutivos de ENAP, por su compromiso y buen trabajo profesional para alcanzar los importantes logros obtenidos en el año 2014.

MÁXIMO PACHECO MATTE Ministro de Energía Presidente del Directorio Empresa Nacional del Petróleo

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Tierra del Fuego

ENAP - Memoria Anual 2014

CARTA DEL gerente general

E

NAP ha decidido recuperar su rol estratégico en materia energética para Chile, y para ello hemos desarrollado un ambicioso Plan Estratégico 2014-2025 de ENAP, con visión de largo plazo, que junto con fortalecer y proyectar a la empresa hacia el futuro, considera un plan de inversiones superior a US$ 4.000 millones, que contempla proyectos en áreas estratégicas, cautelando siempre el patrimonio de la empresa. El año 2014 implicó un gran desafío para la gestión de ENAP. Creo que cumplimos, lo que nos posiciona para enfrentar los desafíos futuros con el profesionalismo y el compromiso acostumbrado. Durante el ejercicio 2014 ENAP logró su mejor resultado anual en los últimos cinco años, obteniendo una utilidad consolidada de US$ 157 millones y logrando un EBIDTA por sobre los US$ 600 millones por segundo año consecutivo. Estos resultados permitieron una mejoría significativa de la situación patrimonial de ENAP, aumentando el patrimonio de la empresa en US$ 315 millones para cerrar el ejercicio en US$ 546 millones. Nada de esto hubiera sido posible sin el esfuerzo, compromiso y dedicación a toda prueba de sus trabajadores, profesionales y ejecutivos. Esto demuestra que vamos por la senda correcta para cumplir nuestro objetivo de robustecer a ENAP y consolidar el rol estratégico que nos ha encargado

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“El año 2014 implicó un gran desafío para la gestión de ENAP. Creo que cumplimos, lo que nos posiciona para enfrentar los desafíos futuros con el profesionalismo y el compromiso acostumbrado”. el gobierno en la Agenda de Energía, lanzada por la Presidenta Michelle Bachelet en La Moneda, la que nos posiciona como una empresa pública clave para el desarrollo energético del país. La Agenda de Energía implica grandes y nuevos desafíos para ENAP, a la que se ha asignado un importante rol en la ejecución y desarrollo de la estrategia energética de Chile, y debemos asumirlos con responsabilidad, liderazgo y excelencia en nuestras actividades. Nuestros trabajadores, profesionales y ejecutivos han demostrado con creces que están preparados para enfrentar los retos que se avecinan. Se comprometieron a cumplir con las exigentes metas del Plan Estratégico 2014-2025 de ENAP, que pusimos en marcha hace algunos meses, y por eso hoy estamos satisfechos con los resultados conseguidos y seguimos mirando con optimismo el futuro, dispuestos a seguir avanzando en los grandes desafíos de competitividad y desarrollo que nos hemos propuesto.

Memoria Anual 2014 - ENAP

En el extremo sur de Chile, por ejemplo, continuamos fortaleciendo nuestro compromiso con Magallanes, profundizando la campaña exploratoria en la zona e invirtiendo US$187 millones en 2014 para tales propósitos. En la Línea de Negocio de Exploración y Producción, invertiremos más de US$ 300 millones en 2015 para continuar desarrollando una campaña agresiva de perforación y fracturamiento de pozos en Magallanes en reservorios convencionales y no convencionales, con el propósito de asegurar el suministro de gas en la Duodécima Región por los próximos 20 años. Del mismo modo, aumentamos la producción de crudo y gas en Magallanes, Egipto, Argentina y Ecuador. En este último país llegamos a una producción acumulada de 60 millones de barriles de petróleo, y en Argentina renovamos nuestro vínculo con YPF para aumentar la producción de gas en el Área Magallanes, en el sur del mencionado país.

MARCELO TOKMAN RAMOS Gerente General Empresa Nacional del Petróleo

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ENAP - Memoria Anual 2014

Refinería Bío Bío

Memoria Anual 2014 - ENAP

“Durante este año vimos además los frutos de una adecuada política de cobertura de todas nuestras compras de petróleo, la que demostró ser del todo efectiva”.

Este año también, se creó una nueva Línea de Negocio, Gas y Energía, iniciativa coherente con lo propuesto por la Agenda de Energía, en relación con aumentar y fomentar la participación del gas natural en la matriz energética del país, ya que se trata de un combustible limpio y amigable con el medioambiente En la Línea de Negocio de Refinación y Comercialización, nuestras refinerías aumentaron la producción de productos propios, y seguiremos esforzándonos para seguir mejorando la tasa de utilización de las mismas, sumado a la inversión programada en nuevos equipamientos y mejoras operacionales. Durante este año vimos además los frutos de una adecuada política de cobertura de todas nuestras compras de petróleo, la que demostró ser del todo efectiva, considerando la importante baja del crudo Brent durante el segundo semestre del año pasado.

Asimismo, en el ámbito financiero, junto con significativos avances en nuestros indicadores, en octubre emitimos exitosamente en el mercado

internacional un nuevo bono por US$ 600 millones a 10 años plazo para refinanciar

pasivos, consiguiendo la tasa de interés más baja de nuestra historia. Esto demostró que ENAP continúa siendo confiable para la banca internacional, como una empresa del Estado de Chile que tiene un papel relevante en la economía nacional. Quienes trabajamos en ENAP tenemos una clara visión de la gran responsabilidad que tiene nuestra empresa con el país: primero, la obligación de ser eficientes y lograr buenos resultados económicos; segundo, responderle al país como soporte energético; y tercero, actuar con responsabilidad social y ambiental, colaborando activamente con las comunidades que nos rodean y cuidando los bienes que pertenecen a todos los chilenos. Más allá de estos logros, lo que nos debiera llenar de orgullo es que en este período el Estado nos reconoció como una empresa clave para la seguridad energética de Chile. Tanto para ENAP, como también para mí en lo personal, la seguridad y la prevención de riesgos

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ENAP - Memoria Anual 2014

“Tanto para ENAP, como también para mí en lo personal, la seguridad y la prevención de riesgos son de la máxima relevancia. Uno de nuestros objetivos estratégicos de gestión es dar un salto significativo en esta materia”.

son de la máxima relevancia. Uno de nuestros objetivos estratégicos de gestión es dar un salto significativo en esta materia, disminuyendo los índices de accidentabilidad en nuestras operaciones tanto en Chile como en el extranjero. En la base de todo esto está, como pilar fundamental, la seguridad de nuestras trabajadoras y trabajadores, tanto propios como colaboradores, además de la de nuestros vecinos. En síntesis, la suma de logros y avances registrados durante 2014, nos demostró que transitamos por el camino correcto, pero que, indudablemente, aún queda mucho por hacer. ENAP debe ser un soporte

clave del desarrollo de Chile como una empresa eficiente y confiable, y que sea motivo de orgullo para todos los chilenos. Los invito a construir juntos una ENAP que sea la empresa de energía que nuestro país necesita.

MARCELO TOKMAN RAMOS Gerente General Empresa Nacional del Petróleo

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Memoria Anual 2014 - ENAP

Refinería Aconcagua

CAPÍTULO

Planta de regasificación Pemuco

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2014: UN AÑO DE

AVANCES y aprendizajes

ENAP - Memoria Anual 2014

hitos de la gestión 6 de enero

21 de febrero

ENAP anuncia perforación de 32 pozos en Magallanes

ENAP logra positivos resultados en fractura hidráulica en Magallanes

Equipo N°11.

Cabeza de pozo en Dorado Sur 12.

El año 2014 fue de incesante labor para el área de Perforaciones de Enap Magallanes. En el desarrollo de esta tarea, la empresa anunció que se trabajará en la perforación de un total de 32 nuevos pozos, 21 de gas y 11 de petróleo en la zona austral del país. El trabajo implica un gran despliegue logístico, con construcción de locaciones, movimiento de equipos y servicios complementarios, en una dinámica que requiere de un gran esfuerzo y compromiso de las casi 200 personas que se desempeñan en Perforaciones en Magallanes.

Positivos resultados arrojó la fractura hidráulica en el pozo para gas Dorado Sur 12, que Enap Magallanes lleva a cabo en el Bloque DoradoRiquelme, a 133 kilómetros al noreste de Punta Arenas. En lo productivo, se obtuvieron flujos comerciales de gas acordes con los volúmenes de arena inyectada, lo que desde el punto de vista exploratorio es muy relevante, ya que demuestra la productividad de la formación Springhill en reservorios de muy baja permeabilidad y a profundidades mayores.

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Memoria Anual 2014 - ENAP

24 de febrero

10 de abril

ENAP realiza primera venta de diesel industrial

Ministro Pacheco visita Refinería Bío Bío y Muelle Petrolero en San Vicente

Este combustible busca satisfacer la creciente demanda del segmento industrial.

P.Estay, C.Campos, C.Venegas, A.Navarro, M.Pacheco, J.Van Rysselberghe, J.Ulloa y M.Rivera.

Refinería Bío Bío trabajó durante meses para modificar sus procesos y producir el nuevo diesel industrial, que cuenta con concentraciones de azufre de entre 500 y 5.000 partes por millón (ppm), dependiendo del uso requerido. En octubre de 2014 se publicó en el Diario Oficial la modificación del decreto 60 que le permite a ENAP la producción y comercialización de diesel industrial en Chile, que busca satisfacer la creciente demanda del segmento industrial de fuentes fijas, cumpliendo con los más altos estándares de calidad y en concordancia con las nuevas exigencias ambientales vigentes en nuestro país.

En su primera visita a la Región del Biobío, el Ministro de Energía y Presidente del Directorio de ENAP, Máximo Pacheco, realizó un recorrido por Refinería Bío Bío y las instalaciones del Muelle Petrolero de la empresa en San Vicente. La autoridad valoró la infraestructura del muelle, que es un gran proyecto de inversión que permite mejorar la productividad, optimizar la eficiencia y mejorar el trabajo que hace ENAP, respecto de importar el petróleo que necesita el país para producir sus derivados, junto al rol de abastecimiento que juega Refinería Bío Bío para cumplir con los requerimientos de combustibles de nuestro país.

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ENAP - Memoria Anual 2014

9 de mayo

12 de mayo

ENAP realiza primera Feria de la Prevención, Medioambiente y Calidad de Vida

Marcelo Tokman asume como Gerente General de ENAP

Más de 20 expositores dieron vida a esta iniciativa que se realizó, por primera vez, en instalaciones del sector de contratistas de Refinería Bío Bío.

Con más de 20 expositores especializados, ENAP realizó la primera Feria de la Prevención, Medioambiente y Calidad de Vida en Refinería Bío Bío. Asimismo, en junio, la actividad se llevó a cabo por tercera vez en Refinería Aconcagua. La feria reunió a organismos como Mutual de Seguridad, ACHS, Carabineros de Chile, Senda, Codeff y empresas especializadas en la venta de artículos de seguridad propios de faenas industriales del rubro refinero.

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Marcelo Tokman, Gerente General de ENAP.

El economista Marcelo Tokman Ramos asumió como Gerente General de ENAP en reemplazo de Julio Bertrand Planella. El ejecutivo también cuenta con un Master y Ph. D. de la Universidad de California, Berkeley, y fue Coordinador General de Asesores y Jefe de Estudios de la Dirección de Presupuesto del Ministerio de Hacienda, luego fue nombrado como Ministro Presidente de la Comisión Nacional de Energía y fue el primer Ministro de la cartera de Energía, cuando ésta se conformó en febrero de 2010.

Memoria Anual 2014 - ENAP

19 de junio

17 de julio

Consejo Nacional de Seguridad distingue a ENAP

ENAP obtiene buenos resultados productivos en Magallanes

Omar Grandón y Ricardo San Martín.

Bloque Arenal en Tierra del Fuego

Refinería Aconcagua de ENAP obtuvo el premio Consejo Nacional de Seguridad (CNS), galardón que dicha entidad entrega anualmente a compañías del rubro minero, energético, industrial y metalúrgico, y a la cual ENAP está adherido. Como parte del proceso de selección, las estadísticas consideradas para otorgar la distinción son las relacionadas con el personal propio, y no incluyen a los contratistas. El CNS es una entidad sin fines de lucro, que agrupa a empresas de los rubros minero e industrial, y en el que participan además, universidades y el Ministerio de Salud.

ENAP alcanzó en el bloque Arenal, en Tierra del Fuego, una producción diaria de 450 mil metros cúbicos (m 3/día). Esta producción equivale al 22,5% de la producción diaria de gas de la empresa en la región, que a la fecha alcanza los 2 millones de m3/día, con lo que la empresa cumple su programa de actividades, asegurando el abastecimiento de gas a la XII Región. Durante la época invernal, el consumo de gas en Magallanes se sitúa en torno a 1,4 millón de m3/día, en promedio. Además de la producción del bloque Arenal, ENAP obtiene gas desde pozos convencionales en Tierra del Fuego, Continente y Costa Afuera.

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ENAP - Memoria Anual 2014

29 de julio

1 de agosto

ENAP firma convenio de Eficiencia Energética con el Ministerio de Energía

ENAP crea nueva Línea de Negocio de Gas y Energía

Máximo Pacheco y Marcelo Tokman.

Vista aérea del muelle del Terminal GNL Quintero

El convenio se firmó en el marco de la Agenda de Energía del Gobierno y busca impulsar un uso más eficiente de los recursos energéticos de ENAP, a través de la promoción de la gestión energética y la utilización de equipos eficientes. También establece la difusión de proyectos exitosos y de experiencias replicables para promover la sustentabilidad energética y el desarrollo del país. Entre los objetivos del acuerdo figura el compromiso por parte de ENAP de mejorar su desempeño energético, implementando programas de mediano y largo plazo que recojan las recomendaciones de auditorías energéticas independientes, ejecutadas por consultoras especializadas.

Liderada por el ingeniero civil Andrés Alonso, la Línea de Negocio de Gas y Energía se suma a Refinación y Comercialización (R&C) y a Exploración y Producción (E&P), constituyendo las tres Líneas de Negocio de ENAP. Gas y Energía va de la mano con la Agenda de Energía que lanzó el gobierno en mayo de 2014 la que, entre otros aspectos, busca ampliar la participación del Gas Natural, un combustible amigable con el medioambiente, en la matriz energética de Chile, para lo cual ENAP tendrá un rol preponderante.

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Memoria Anual 2014 - ENAP

5 de agosto

2 de septiembre

ENAP y ConocoPhillips estudiarán hidrocarburos no convencionales en Magallanes

Directorio de ENAP aprobó Plan Estratégico 2014-2025

David Jones y Marcelo Tokman.

Equipo ejecutivo de ENAP.

ENAP junto a la estadounidense ConocoPhillips firmaron un acuerdo técnico cuyo objetivo es realizar conjuntamente estudios geológicos, geofísicos y de ingeniería para dimensionar el potencial de hidrocarburos no convencionales en el área de Magallanes. ConocoPhillips aportará con su expertise técnico y tecnología en el desarrollo de los estudios para definir áreas de interés para la exploración y explotación de petróleo y gas natural no convencional. Se trata de una iniciativa adicional al esfuerzo que ya está desarrollando ENAP por reforzar la exploración y explotación de petróleo y gas no convencional en la región para asegurar el suministro de gas en el largo plazo en Magallanes.

El Directorio de ENAP aprobó el Plan Estratégico 2014-2025 para la compañía, presentado por su Gerente General, Marcelo Tokman, cuyo objetivo es desarrollar un histórico plan de inversiones y materializar proyectos que permitan recuperar el rol estratégico de ENAP en materia energética. El Plan Estratégico contempla, entre otras metas, duplicar el EBITDA de aquí al 2019, triplicar las inversiones anuales, con montos cercanos a los US$ 800 millones anuales, y aportar 940 MW a la matriz energética de aquí al 2025. Asimismo, propone impulsar la construcción de la primera central geotérmica en Sudamérica, demostrando el potencial de la geotermia en Chile. Para la Región de Magallanes se plantea abastecer con producción propia el 100% de la demanda de dicha zona.

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ENAP - Memoria Anual 2014

8 de septiembre

26 de septiembre

ENAP firmó contrato con Santander GBM para operaciones financieras

ENAP alcanza producción acumulada de 60 millones de barriles de petróleo en Ecuador

Yann Louvrier y Ariel Azar.

Enap SIPEC opera en Ecuador desde enero de 2003.

ENAP y Santander GBM firmaron un contrato por tres años para la realización de operaciones financieras de mesa de dinero, que implicará la compraventa de divisas, inversiones en el mercado nacional e internacional, por un monto anual aproximado de US$ 9.900 millones. ENAP es la empresa que registra los mayores movimientos de divisas en Chile, en este caso para respaldar las operaciones de importación de petróleo crudo y de combustibles para abastecer la demanda de estos productos en el país. Este contrato es un eslabón más en la cadena de negocios del Plan Estratégico 2014-2025, uno de cuyos pilares es el robustecimiento financiero de la compañía.

Luego de cinco renegociaciones exitosas con el estado ecuatoriano en los últimos años, se marcó un hito trascendente en la vida de ENAP en Ecuador (Enap SIPEC), tras alcanzar una producción acumulada de 60 millones de barriles de petróleo. Esta filial opera desde enero de 2003 los Campos Mauro Dávalos Cordero (MDC) y Paraíso-Biguno-Huachito (PBH), ubicados en la región Amazónica de ese país. El contrato suscrito en ese entonces contemplaba la confirmación de reservas, el desarrollo y la producción de petróleo hasta alcanzar un volumen conjunto de 51 millones de barriles. Para ello, desde 2003 a la fecha se han invertido más de US$ 300 millones orientados principalmente a actividades de sísmica, estudios, obras civiles, perforación, facilidades, generación, oleoductos y gestión ambiental y comunitaria.

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Memoria Anual 2014 - ENAP

21 de octubre

27 de octubre

ENAP logra hito de producción de gas no convencional en Tierra del Fuego

ENAP realiza exitosa colocación de bonos en mercados internacionales

El Equipo N°6 de ENAP operando en Tierra del Fuego.

David Jana (asesor del Directorio), Marcelo Tokman, Ariel Azar, María Luisa Aguayo y José Miguel Higueras.

Un trascendente hito logró ENAP en su producción de gas no convencional (tight gas) en el Bloque Arenal, en Tierra del Fuego, al alcanzar los 500 mil metros cúbicos día (m3/d). Este flujo de gas marca un hito en la exploración y producción de una capa, la Zona Glauconítica, completamente nueva en su aporte productivo de hidrocarburos en Magallanes, lo que ratifica que es posible alcanzar el compromiso planteado en el Plan Estratégico 2014-2025 de la empresa para la Región de Magallanes, de abastecer con producción propia el 100% de la demanda de la zona.

ENAP concretó una exitosa operación de emisión y colocación de bonos en los mercados internacionales por un monto de US$ 600 millones. El plazo de vencimiento de esta emisión es de 10 años, con pagos semestrales de intereses y amortización de capital al final de dicho período. La tasa de carátula de los bonos fue de 4,375% (“cupón”) y la tasa de emisión fue de 4,459% (“yield”), lo que corresponde a 220 puntos de margen o spread sobre el Bono del Tesoro a 10 años de los Estados Unidos de América. Esta colocación representa la menor tasa de interés y el mayor monto obtenido en la historia de la compañía, y es parte de los esfuerzos que ENAP está realizando para dar cumplimiento a su Plan Estratégico 2014-2025.

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ENAP - Memoria Anual 2014

17 de noviembre

2 de diciembre

ENAP e YPF extienden vínculo en Argentina para aumentar producción de gas

Expertos de Estados Unidos dictaron charlas sobre fracking en Punta Arenas

Marcelo Tokman y Miguel Galuccio.

La jornada de trabajo se realizó el 2 y 3 de diciembre.

El Gerente General de ENAP, Marcelo Tokman, y el presidente y CEO de YPF, Miguel Galuccio, firmaron en las oficinas centrales de YPF en Buenos Aires el acuerdo para extender la Unión Transitoria de Empresas (UTE), que ambas compañías comparten en partes iguales en el Área Magallanes, en el sur de Argentina. La extensión sienta las bases para la ejecución de un importante proyecto gasífero, a implementarse en etapas, destinando US$ 200 millones iniciales de inversión, monto que se irá ampliando a medida que se vayan concretando etapas posteriores del proyecto. Este plan llevaría la producción de gas desde los 2,4 millones de metros cúbicos día (MM m3/d) actuales a unos 4 millones m3/d en los próximos tres años.

Dos expertos estadounidenses en hidrocarburos no convencionales dictaron una serie de charlas en Punta Arenas, actividad impulsada por el Ministerio de Energía y el Departamento de Estado de Estados Unidos, con el apoyo de ENAP. Los expositores fueron Timothy Carr y Matt Lepore, quienes también tuvieron una intensa agenda de reuniones con ejecutivos, profesionales y dirigentes sindicales de ENAP en Magallanes. Los especialistas examinaron las principales características de los hidrocarburos no convencionales y revisaron las experiencias y prácticas implementadas por Estados Unidos (específicamente en el Estado de Colorado) en el desarrollo de este tipo de recursos, y su explotación mediante fracturación hidráulica (fracking).

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Memoria Anual 2014 - ENAP

16 de diciembre

29 de diciembre

ENAP capacita a pescadores para monitorear la Bahía de Quintero

Distinguen a ENAP por un millón de horas sin accidentes

Marcelo Baeza, de Refinería Aconcagua.

Marcela Prieto, Patricio Farfán, Oscal Leal y Rafael Oteíza.

En la sedes sindicales de los pescadores artesanales de las caletas de Horcón y Ventanas, ENAP dictó charlas de capacitación en monitoreo marítimo a los pescadores de la Bahía de Quintero, tras el derrame ocurrido el 24 de septiembre en el lugar. La iniciativa se enmarca en el convenio de cooperación que suscribió ENAP con ambas caletas y que establece que durante un período de cuatro a seis meses, los pescadores realizarán el monitoreo ambiental de la Bahía. Se estima que se recolectarán más de 100 muestras de agua de mar, en cinco diferentes puntos entre ambas caletas, las que se enviaron al laboratorio Silob Chile.

El trabajo en equipo, liderazgo y la gestión que Refinería Aconcagua de ENAP ha realizado en materia de seguridad, permitió a la empresa completar en septiembre de 2014 “un millón de horas persona sin Accidentes con Tiempo Perdido en el caso del personal propio”. Este logro fue reconocido por la Mutual de Seguridad de la Cámara Chilena de la Construcción, que le entregó a la filial de ENAP una distinción por este hito. Este reconocimiento demuestra el compromiso de la empresa con la seguridad y con hacer bien las cosas, lo que es el resultado del compromiso de todas las personas que integramos esta empresa.

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ENAP - Memoria Anual 2014

LA EMPRESA Perfil de la Empresa y Estructura La Empresa Nacional del Petróleo, ENAP, es una empresa líder en Chile, que opera de manera integrada en la producción, refinación y comercialización de hidrocarburos y sus derivados. Propiedad en un 100% del Estado chileno, la compañía cumple un rol estratégico en el abastecimiento de combustibles. Gracias a la venta de Gas Natural Licuado, que llega desde distintos mercados al terminal de Quintero, su papel se ha vuelto clave en el respaldo de la matriz energética del país. Sus operaciones en el extranjero incluyen la producción de crudo y gas en Ecuador, Egipto y Argentina, todas a través de alianzas con empresas líderes en el rubro petrolero. En Chile, ENAP opera a través de tres Líneas de Negocios: Exploración y Producción (E&P), que se

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encarga de gestionar la búsqueda y producción de hidrocarburos. La Línea de Exploración y Producción, además, tiene a su cargo la licitación y suscripción de Contratos Especiales de Operación Petrolera, (CEOP), que permiten a firmas del rubro asociarse con ENAP para la exploración de bloques ubicados en la Región de Magallanes. De esta Línea dependen, asimismo, las operaciones de la filial internacional, Sipetrol, que desarrolla todas las operaciones de ENAP en el exterior. En tanto, la Línea de Refinación y Comercialización (R&C) opera las Refinerías Aconcagua, Bío Bío y Gregorio, donde se procesa el crudo para transformarlo en combustible. Mientras que la Línea de Negocio de Gas y Energía (G&E), creada en agosto de 2014, tiene a su cargo el negocio del gas y su mayor presencia en la matriz energética del país, de acuerdo a la

Memoria Anual 2014 - ENAP

Cullen, Tierra del fuego

Agenda de Energía que lanzó el gobierno en mayo de 2014. La administración central de ENAP se realiza desde la Casa Matriz, ubicada en Santiago de Chile.

Constitución legal: propiedad y control de la Empresa La Empresa Nacional del Petróleo es de propiedad del Estado de Chile. Fue constituida conforme a la Ley N° 9.618, promulgada el 19 de junio de 1950. Sus estatutos fueron aprobados por Decreto 1.208, dictado el 10 de octubre de 1950, por el entonces Ministerio de Economía y Comercio. Opera como empresa comercial, con un régimen jurídico de derecho público y se administra en forma autónoma. Para ello, cuenta con patrimonio y personalidad jurídica propios, y se relaciona con

el Gobierno a través del Ministerio de Energía y del Ministerio de Hacienda, con este último para efectos presupuestarios. La Ley 9.618 ha sido modificada por diversas leyes posteriores. Su texto actualizado fue aprobado por el Decreto con Fuerza de Ley N° 1, de 1986, del Ministerio de Minería. La administración superior de ENAP radica en un Directorio compuesto por ocho miembros, encabezado por el Ministro de Energía, quien ocupa la Presidencia de éste. La Vicepresidencia es ejercida por el Vicepresidente Ejecutivo de la Corporación de Fomento de la Producción (CORFO), entidad que designa a tres directores. Los otros tres miembros del Directorio representan a las siguientes entidades privadas: Sociedad de Fomento Fabril, Sociedad Nacional de Minería y el Instituto de Ingenieros de Minas de Chile.

33

ENAP - Memoria Anual 2014

SÍNTESIS HISTÓRICA

La historia de la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) se encuentra estrechamente ligada al desarrollo de Chile y a su particular geografía. Si bien fue oficialmente creada por el Estado el 19 de junio de 1950, mucho antes ya auguraba convertirse en un activo estratégico para nuestro país. Antes de existir como empresa, un grupo de heroicos trabajadores de CORFO -liderados por el ingeniero Eduardo Simián- hizo brotar el primer chorro de crudo en Springhill, Tierra del Fuego, el 29 de diciembre de 1945. Fue el mismo equipo que encabezaba Simián, el que recomendaría la creación de una empresa que explotase comercialmente los pozos petroleros descubiertos en la zona austral. Así, desde sus comienzos, los trabajadores de una naciente ENAP darían cuenta de que su contribución al desarrollo de Chile sería más que la sola entrega de hidrocarburos. Con el paso de los años y habiéndose conformado un polo de desarrollo estratégico en Magallanes, que incluía el proceso de producción de combustibles líquidos y tratamiento del gas en pequeños volúmenes, en el área de Manantiales, la empresa estaba lista para su siguiente paso.

34

El 12 de noviembre de 1955, bajo la Presidencia de Carlos Ibáñez del Campo, se inauguró la Refinería de Petróleo de Concón, hoy Refinería Aconcagua. ¿Su objetivo? Producir combustibles a gran escala y comenzar a competir en el negocio de Refinación de tipo comercial e industrial. Una vez lograda una masa crítica de clientes en la zona central de Chile, se levantó una Planta de Almacenamiento en Maipú (1959), que se conectó a un poliducto para llevar los derivados del crudo hasta la Región Metropolitana. El 29 de julio de 1966, con la puesta en marcha de la segunda refinería de petróleo en Talcahuano, hoy Refinería Bío Bío, y la construcción de dos terminales de almacenamiento, ENAP declaró su mayoría de edad y se definió como una empresa dedicada a la exploración y explotación petrolera, además de refinación, almacenamiento y comercialización de combustibles. A partir de allí se sucedieron la creación del negocio de Logística y la transformación en un holding de empresas, en 1981. Una vez consolidadas sus distintas áreas de negocios, ENAP concretó su salida al exterior, con la creación de la Sociedad Internacional Petrolera S.A., en mayo de 1990,

Memoria Anual 2014 - ENAP

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Memoria Anual 2014 - ENAP

que años más tarde se denominó Sipetrol y que ha mostrado éxitos exploratorios en Ecuador, Argentina y Egipto. En 2004, las refinerías de la Quinta y Octava regiones, junto a la filial encargada del almacenamiento de combustibles, Emalco, se fusionaron en una sola empresa: Enap Refinerías S.A.

En 2011, se cumplió una nueva etapa en la utilización de este mecanismo: junto a Geopark, Wintershall e YPF, ENAP presentó solicitudes al Ministerio de Energía para cinco bloques, dos de los cuales se formalizaron y entraron en vigencia en noviembre de 2012.

En octubre de 2009, se inauguró el terminal de Gas Natural Licuado, GNL, en Quintero, fruto de la alianza con British Gas (BG), Endesa y Metrogas, lo que marcó un hito en el desarrollo de ENAP como una empresa integrada en el rubro energético. Hoy, el GNL que llega a Quintero ha ido ganando espacio en la matriz energética nacional, dando cuenta del rol de ENAP como una empresa clave en todas las etapas del negocio de la energía.

La inversión comprometida en los CEOP aumentará la actividad de exploración y producción de hidrocarburos en Magallanes. A su vez, mejorará el conocimiento del potencial exploratorio de la cuenca de esta parte del país, sumado a la generación de nuevos empleos, con todos los beneficios asociados para la Duodécima Región.

En los últimos años, esta compañía ha emprendido una fuerte campaña exploratoria en busca de nuevas reservas de petróleo y gas en Magallanes, a través de una política de alianzas denominada Contratos Especiales de Explotación Petrolera (CEOP), que se inició en 2007.

Del mismo modo, en los últimos años ENAP ha intervenido pozos de exploración a través de fracturas hidráulicas para producir gas no convencional en el Bloque Arenal, en Tierra del Fuego y en el bloque Dorado - Riquelme en la zona continental de Magallanes.

37

ENAP - Memoria Anual 2014

Magallanes

Memoria Anual 2014 - ENAP

ORGANIGRAMA

DIRECTORIO ENAP

GERENCIA DE COMPLIANCE

AUDITORÍA María Inés Garrido Sepúlveda

Alejandro Charme Chávez

GERENCIA GENERAL Marcelo Tokman Ramos

DIRECTOR EJECUTIVO Francisco Peralta Cortés

GERENCIA DE PLANEAMIENTO Y GESTIÓN Rodrigo Bloomfield Sandoval

GERENCIA DE ASUNTOS CORPORATIVOS Gabriel Méndez Serqueira

GERENCIA DE HSE Oscar Leal Choque

GERENCIA LEGAL Alfredo del Carril Caviglia

GERENCIA DE RECURSOS HUMANOS Pablo Velozo Alcaide

GERENCIA DE ADMINISTRACIÓN Y FINANZAS Ariel Azar Núñez

GERENCIA DE APROVISIONAMIENTO Georg Sternal Remmert

GERENCIA DE E&P GERENCIA DE ENAP SIPETROL S.A. Hesketh Streeter Evans

GERENCIA DE R&C GERENCIA ENAP REFINERÍAS S.A. Marc Llambías Bernaus

GERENCIA DE GAS Y ENERGÍA Andrés Alonso Rivas

39

ENAP - Memoria Anual 2014

Fechas de ingreso de los principales ejecutivos de ENAP RUT

Nombre

Profesión

Fecha en que asumió

16.654.431-9

Marcelo Tokman Ramos

Economista

12.05.2014

23.991.729-1

Hesketh Streeter Evans

Geólogo

16.04.2012

7.014.843-9

Marc Llambías Bernaus

Ingeniero Civil Industrial

01.10.2013

9.148.884-1

Andrés Alonso Rivas

Ingeniero Civil Industrial

01.08.2014

8.867.537-1

Pablo Velozo Alcaide

Abogado

01.09.2014

9.907.068-4

Gabriel Méndez Serqueira

Abogado

15.07.2014

23.687.801-5

Alfredo del Carril Caviglia

Abogado

12.05.2014

6.971.003-4

Ariel Azar Núñez

Contador Auditor

22.10.2014

14.662.064-7

Georg Sternal Remmert

Ingeniero Comercial

27.10.2014

9.584.826-5

Alejandro Charme Chávez

Abogado

01.09.2014

10.597.962-2

Oscar Leal Choque

Ingeniero Civil de Minas

15.05.2014

8.341.032-9

Rodrigo Bloomfield Sandoval

Ingeniero Civil Industrial

16.04.2012

8.541.023-7

Francisco Peralta Cortés

Ingeniero Comercial

01.07.2014

9.277.163-6

María I.Garrido Sepúlveda

Ingeniero Comercial

24.02.2009

Fechas de ingreso de los Directores (duración de 3 años) pudiendo ser reelectos indefinidamente. Nombre

Fecha de Ingreso Directorio

N° de Directorio

Máximo Pacheco Matte

25.03.2014

1.100

Eduardo Bitrán Colodro

25.03.2014

1.100

Ramón Jara Araya

28.10.2004

934

Fernán Gazmuri Plaza

20.08.2013

1.091

Fidel Miranda Bravo

30.04.2014

1.102

Jorge Bande Bruck*

30.04.2014

1.102

Fernando Ramírez Pendibene

22.03.2012

1.067

Jorge Fierro Andrade

22.03.2012

1.067

*Renunció al directorio con fecha 16 de diciembre de 2014. **En 2014 no hubo desembolso por asesorías contratadas.

40

Memoria Anual 2014 - ENAP

Santiago

ENAP - Memoria Anual 2014

DIRECTORIO PRESIDENTE DEL DIRECTORIO Máximo Pacheco Matte Economista Ministro de Energía RUT: 6.371.887-4

VICEPRESIDENTE DEL DIRECTORIO Eduardo Bitrán Colodro Ingeniero Civil Industrial Vicepresidente Ejecutivo de la Corporación de Fomento de la Producción (Corfo) RUT: 7.950.535-8

42

Memoria Anual 2014 - ENAP

DIRECTORES

FERNANDO RAMÍREZ PENDIBENE Ingeniero Civil Instituto de Ingenieros de Minas de Chile RUT: 7.876.527-5

RAMÓN JARA ARAYA Abogado RUT Nº 5.899.198-8 Designado por Sociedad Nacional de Minería (Sonami)

FERNÁN GAZMURI PLAZA Ingeniero Comercial RUT Nº 4.461.192-9 Designado por Sociedad de Fomento Fabril

JORGE FIERRO ANDRADE Técnico Operador Plantas Químicas. RUT N° 9.925.434-3 Designado por la Corporación de Fomento de la Producción (CORFO)

Fidel Antonio Miranda Bravo Director Ingeniero Comercial Corporación de Fomento de la Producción RUT: 6.923.830-0

Jorge Bande Bruck * Director Economista Corporación de Fomento de la Producción RUT: 5.889.738-2

*Renunció al directorio con fecha 16 de diciembre de 2014.

43

ENAP - Memoria Anual 2014

DIRECTORIOS DE ENAP REFINERÍAS S.A. Y ENAP SIPETROL S.A.

PRESIDENTE DEL DIRECTORIO Eduardo Bitrán Colodro Ingeniero Civil Industrial RUT: 7.950.535-8

VICEPRESIDENTE DEL DIRECTORIO Marcelo Tokman Ramos

DIRECTORES FERNÁN GAZMURI PLAZA Ingeniero Comercial RUT Nº 4.461.192-9

FERNANDO RAMÍREZ PENDIBENE Ingeniero Civil en Minas RUT N° 7.876.527-5.

Economista RUT: 16.654.431-9

Fidel Miranda Bravo Ingeniero Comercial RUT: 6.923.830-0

JORGE FIERRO ANDRADE Técnico Operador Plantas Químicas. RUT N° 9.925.434-3

Jorge Bande Bruck* Economista RUT: 5.899.738-2 *Renunció al directorio con fecha 16 de diciembre de 2014.

44

Memoria Anual 2014 - ENAP

Remuneraciones a plana ejecutiva Las remuneraciones pagadas en 2014 a la plana ejecutiva superior de ENAP y filiales ascendieron a $ 3.557.121.463. Los cargos considerados en la mencionada suma corresponden a 34 posiciones gerenciales existentes al 31 de diciembre de 2014: Gerente General, Gerentes de Líneas de Negocio, Gerentes de ENAP Casa Matriz, Gerentes en Magallanes y de las filiales Enap Refinerías S.A. y de Enap Sipetrol S.A.

Indemnizaciones En 2014, la empresa pagó a sus ejecutivos superiores indemnizaciones por años de servicios por un monto de $ 260.600.553.

Sistema de renta variable ENAP cuenta con un Sistema de Renta Variable (SRV) que aplica a sus ejecutivos. Los factores que se toman en cuenta en el modelo para la determinación del incentivo son los resultados de la empresa, el nivel de cumplimiento de las metas individuales y de área, y adicionalmente un factor conductual individual.

ENAP - Memoria Anual 2014

Memoria Anual 2014 - ENAP

DIETAS DE LOS DIRECTORES RUT

NOMBRE

CIFRAS EN PESOS 2014

CARGO

CIFRAS EN PESOS 2013

4.461.192-9

Gazmuri Plaza, Fernán Ramiro

Director

2.966.778

1.820.081

4.643.327-0

Krause Lubascher, Rodolfo

Director

-

5.094.020

5.899.738-2

Bande Bruck, Jorge Arturo

Director

6.163.063

-

6.923.830-0

Miranda Bravo, Fidel Antonio

Director

5.355.015

-

7.033.701-0

Díaz Vergara, Carlos Antonio

Director

2.871.291

6.870.214

7.246.745-0

Morandé Lavín, Felipe Guillermo

Director

2.047.103

7.927.282

7.876.527-5

Ramírez Pendibene, Fernando Gustavo

Director

8.781.616

4.654.286

9.925.434-3

Fierro Andrade, Jorge René*

Director

9.013.780

8.408.302

37.198.646

34.774.185

TOTAL

*En su rol de empleado de la filial Enap Refinerías S.A., este Director percibió una remuneración equivalente a $ 58.216.106, y por concepto de viáticos y viajes $ 18.327.352. * Los demás directores no han percibido remuneraciones. * No se contemplan directores suplentes.

DIRECTORES PERÍODO 2013 RUT

Nombre

Cargo

Profesión

Inicio de cargo

Término

6.066.143-K

Jorge Bunste Betteley

Presidente

Ingeniero Comercial

03-04-2012

11-03-2014

6.375.408-0

Hernán Cheyre Valenzuela

Vicepresidente

Ingeniero Comercial

29-03-2010

11-03-2014

7.033.701-0

Carlos Díaz Vergara

Director

Ingeniero Comercial

26-12-2011

24-04-2014

4.643.327-0

Rodolfo Krause Lubascher

Director

Ingeniero Civil Químico

01-06-2008

01-08-2013

4.461.192-9

Fernán Gazmuri Plaza

Director

Ingeniero Comercial

01-08-2013

A la fecha

5.899.198-8

Ramón Jara Araya

Director

Abogado

28-10-2004

A la fecha*

7.246.745-0

Felipe Morandé Lavín

Director

Economista

14-02-2011

25-03-2014

7.876.527-5

Fernando Ramírez Pendibene

Director

Ingeniero Civil en Minas

07-03-2012

10-03-2015

9.925.434-3

Jorge Fierro Andrade

Director

Técnico Operador Plantas Químicas

28-02-2012

A la fecha

* Ha sido renovado desde su nombramiento el 2004

47

ENAP - Memoria Anual 2014

PRODUCTOS ENAP

Combustibles

Productos Industriales gas licuado de petróleo Propano Butano

Petroquímicos y Gas Natural

gasolinaS Gasolina 97 Oct bajo RVP/Olefinas (RM*) Gasolina 93 Oct bajo RVP/Olefinas (RM*) Gasolina 97 Oct (RP**) Gasolina 93 Oct (RP**) Gasolina Aviación (100/130)

diesel Diesel Grado A1 Diesel B Diesel B2 Diesel Antártico Diesel Marino

kerosenes Kerosene Doméstico kerosene de Aviación Jet A1

petróleos combustibles Fuel Oil N° 6 Combustible Marino IFO 380 Combustible Marino IFO 180 petroquímicos Etileno Propileno

solventes Aguarras Xileno Gasolina Blanca Solvente para Minería

Azufre

asfaltos Impermeabilizantes Cemento Asfáltico

gas natural Gas Natural Industrial y Domiciliario Gas Natural Licuado (GNL)

petróleo crudo

gas natural

* Región Metropolitana ** Resto del País

Memoria Anual 2014 - ENAP

Laboratorio Refinería Aconcagua

ENAP - Memoria Anual 2014

EL PROCESO DEL PETRÓLEO 1

EXPLORACIÓN

2

PRODUCCIÓN

3

LOGÍSTICA DE TRANSPORTE

4

REFINACIÓN

5

DISTRIBUCIÓN

EQUIPO DE PERFORACIÓN

1

BOMBA DE BALANCÍN

CAMIONES SÍSMICOS

2 OLEODUCTO

GAS PETRÓLEO

Memoria Anual 2014 - ENAP

3

4

5

BUQUES PETROLEROS

DEPÓSITO DE PETRÓLEO CRUDO

HORNO

TORRE DE DESTILACIÓN

ENAP - Memoria Anual 2014

PRESENCIA INTERNACIONAL

Ecuador

Egipto Bloque East Ras Qattara

Argentina

Ecuador Bloque MCD y PBHI Bloque 3J

Egipto

Chile Casa Matriz Santiago Refinería Aconcagua Refinería Bío Bío Plantas Maipú, San Fernando y Linares ENAP en Magallanes Isla de Pascua. Terminal Vinapu de almacenamiento de combustible

Chile

Memoria Anual 2014 - ENAP

Argentina Sipetrol of. en Buenos Aires Sipetrol of. en Río Gallegos Sipetrol of. en Comodoro Rivadavia Cuenca Austral Marina: - Bloque Área Magallanes - CAM 2-A Sur - E2 (ex CAM 1-CAM 3) Cuenca Golfo San Jorge: -Bloque Campamento Central - Cañadón Perdido -Bloque Pampa del Castillo - La Guitarra

CAPÍTULO

02

GESTIÓN DE PERSONAS Y ORGANIZACIÓN

ENAP - Memoria Anual 2014

Magallanes

Memoria Anual 2014 - ENAP

GESTIÓN DE PERSONAS Y ORGANIZACIÓN

Gestión de talentos en ENAP Como parte de la estrategia de desarrollo y retención de talentos claves en ENAP, todas las Unidades de Negocio en Chile y el extranjero de la empresa realizaron un levantamiento para identificar el potencial de desarrollo de ejecutivos, jefes y profesionales. El objetivo de esta iniciativa fue identificar el potencial de crecimiento de personas claves, definir mapas de

sucesión para cargos críticos, y establecer medidas orientadas a la retención de personas talentosas. En total participaron 748 personas en esta iniciativa considerando la gestión 2013 y 2014.

Desarrollo y Capacitación Durante 2014 la tasa de capacitación fue de 3,7; distribuyéndose de la siguiente manera por Unidad de Negocio:

Tasa de capacitación UNIDAD DE NEGOCIO

TASA

REFINERÍA ACONCAGUA Y DAO

5,7%

REFINERÍA BÍO BÍO

6,4%

ENAP MAGALLANES

1,7%

ENAP SANTIAGO Y SIPETROL

2,2%

Fuente: Recursos Humanos ENAP. * La tasa de capacitación se entiende como el total de horas de capacitación en relación al total de horas trabajadas.

Durante el 2014 se desarrollaron capacitaciones transversales apoyando diversos procesos, donde destaca la capacitación a través de monitores internos en el programa SafeStart, como también capacitación en Gestión de Proyectos, en la línea de fortalecer las Direcciones de Gestión de Proyectos locales y corporativa.

Innovación y Gestión del Conocimiento En el ámbito de la Gestión del Conocimiento, la gerencia de Recursos Humanos, en conjunto con las demás gerencias, diseñó y desarrolló varios programas de formación internos, que están orientados a reforzar los conocimientos del negocio.

57

ENAP - Memoria Anual 2014

Sísmica, Tierra del Fuego

Fueron relatados por ejecutivos y profesionales de ENAP, quienes traspasaron su experiencia y conocimiento experto en distintas materias. Por ejemplo, se realizaron: El Taller de Política Comercial, en contexto de Investigación de la Fiscalía Nacional Económica sobre el Mercado de Combustibles Limpios para el área comercial, Curso sobre Contratos Especiales de Operación Petrolera (CEOP) y Normativas Medio Ambientales para el área de auditoría y el Curso de Introducción a la Exploración y Producción de Hidrocarburos para diferentes trabajadores de Enap Santiago y Enap Sipetrol, entre otros.

transferencia de capacidades integrales para innovar, la generación de una masa crítica de líderes en las Unidades de Negocio de la empresa y la creación de un portafolio de proyectos, para incorporar en ENAP una cultura alineada con la estrategia, agregando valor con aquellas iniciativas que se definan. En este marco, el proyecto se focaliza en la Seguridad de las Personas específicamente en la Línea de Negocio de Refinación y Comercialización (R&C). Considerando esta iniciativa, se realizaron las siguientes actividades: 1. Con el nuevo equipo de trabajo, intraemprendedores y sponsors que apoyan el proyecto, se continuó

En cuanto a la Gestión de la Innovación, se continuó trabajando en el Proyecto InnovaChile CORFO para la “Incorporación de Capacidades Integrales para la Gestión de la Innovación”, cuyos objetivos son la

58

el trabajo de los cinco equipos (definidos por Comités de Innovación) en la implementación de soluciones concretas a los desafíos levantados en el tema de la Seguridad de las Personas.

Memoria Anual 2014 - ENAP

2. Se trabajó en las tres etapas del proyecto planificadas, que tienen que ver con la generación y perfilamiento de las soluciones con propuestas concretas presentadas para su validación en Comité Local de Innovación, preparación del plan de prototipos para su ejecución, la evaluación de sus resultados y el desarrollo piloto para cada Modelo. 3. Los resultados de todo este trabajo fue presentado en mayo a la última instancia de validación, el Comité de Innovación de ENAP, con el objeto de recibir retroalimentación y nuevos lineamientos para la continuidad del proyecto en la empresa. En el ámbito del desarrollo de las Asistencias Técnicas y Redes de Colaboración, que contribuyen al posicionamiento en los sistemas de ciencias y tecnologías, tanto nacionales como internacionales, la gerencia de Recursos Humanos recibió a una delegación de ejecutivos de la empresa “Oil an Gas

Natural Gas Corporation” (ONGC) de India, quienes estaban realizando estudios de Diploma de Oil and Gas en el Indian Institute of Management Calcutta, para así conocer las mejores prácticas de la Industria. En cuanto a la relación con Arpel (Asociación Regional de Empresas de Petróleo y Gas Natural para América Latina y el Caribe), se continuó participando en el Comité de Gestión de Talento Humano y Gestión del Conocimiento, con el fin de concretar las iniciativas comprometidas para 2014, que incluyó la participación de ENAP en al menos dos equipos de trabajo, referidos a la gestión sindical y a la base de datos de candidatos para el sector de Petróleo y Gas de Latinoamérica. Además, ENAP participó activamente en la reunión anual del citado Comité, que se realizó en Lima, Perú, durante agosto de 2014.

59

ENAP - Memoria Anual 2014

Refinería Bío Bío

Refinería Bío Bío

Memoria Anual 2014 - ENAP

DOTACIÓN ENAP Ejecutivos y trabajadores ENAP Línea de negocio E&P

Gerente

Jefe Depto. / Director

Prof. especializado

11

45

3

ENAP Santiago ENAP Magallanes

1

ERSA Bío Bío

1

14

Trabajador

Total

1346

1405

6

6

944

959 1

Sipetrol

7

4

39

53

Sipetrol Argentina

1

12

3

214

227

Sipetrol Ecuador

1

8

111

120

Sipetrol Egipto

1

6

32

39

R&C

8

32

15

1392

1447

ENAP Santiago

4

13

2

41

60

ERSA Aconcagua

3

6

8

638

655

97

99

1

9

5

608

623

Gerencias ENAP

19

60

25

357

461

ENAP Santiago

13

41

18

102

174

1

2

5

98

106

ERSA DAO ERSA Bío Bío

2

ENAP Magallanes

ERSA Aconcagua

2

ERSA DAO

2

1

1

ERSA Bío Bío

1

4

1

81

87

ENAP Magallanes

1

6

1

58

66

18

27

43

3096

3321

Sipetrol TOTAL

3

6

42

140

Según Unidad de Negocio

ENAP Santiago

Gerente

Jefe Dpto./ Director

Prof. Especializado

Trabajador

Total

21

55

20

153

249

ENAP Magallanes

2

22

1

1007

1032

ERSA Aconcagua

4

10

13

736

763

ERSA DAO

0

3

0

97

100

ERSA Bío Bío

2

14

6

689

711

10

10

3

57

80

Sipetrol Argentina

1

12

0

214

227

Sipetrol Ecuador

1

8

0

111

120

Sipetrol Egipto

1

6

0

32

39

42

140

43

3096

3321

Sipetrol

Total ENAP

61

CAPÍTULO

03

ENTORNO DEL NEGOCIO

ENAP - Memoria Anual 2014

ENTORNO DEl NEGOCIO

SITUACIÓN DE MERCADO AÑO 2014 Evolución de oferta y demanda mundiales De acuerdo a estimaciones preliminares del Departamento de Energía de los Estados Unidos (“Short Term Energy Outlook”, January 2015), en 2014 el consumo mundial de petróleo alcanzó los 91,4 millones de barriles por día (MM bpd), aumentando 0,9 MM bpd con respecto a 2013. Con dicho aumento, el consumo mundial de petróleo completó su quinto año de expansión desde la Gran Recesión, acumulando un crecimiento de 6,3 MM bpd en relación al nivel de 2009. El crecimiento se debió al dinamismo del consumo en las naciones en desarrollo, que aumentó en 1,2 MM bpd, contrastando con la

disminución de 300.000 barriles por día (bpd) del consumo en la Organización para la Cooperación y Desarrollo Económico (OECD), afectada aún por los efectos de la recesión en Europa y por un menor consumo de Japón, que continuó retornando a operaciones centrales eléctricas nucleares paralizadas en 2011, desplazando generación termoeléctrica con petróleo. Según la misma fuente, la oferta mundial de petróleo fue de 92,2 MM bpd en 2014, creciendo en 2,0 MM bpd en relación al nivel observado en 2013. El aumento se explica principalmente por el crecimiento de la oferta en Norteamérica (1,8 MM bpd), gracias al desarrollo de la producción de petróleo no convencional (shale/tight oil) en Estados Unidos, mientras que la OPEP mantuvo constante su oferta y el resto del mundo aportó un crecimiento de 200.000 bpd.

MERCADO MUNDIAL DE PETRÓLEO 2014-2013 (Cifras en millones de barriles diarios) 2014

2013

Variación

DEMANDA

90,4

90,5

0,9

OECD

45,8

46,1

- 0,3

No-OECD

45,6

44,4

1,2

OFERTA

92,2

90,2

2,0

Norteamérica

21,2

19,4

1,8

Resto No-OPEP

35,0

34,8

0,2

6,1

6,1

0,0

29,9

29,9

0,0

0,8

-0,3

LGN y Condensados OPEP Crudo OPEP VARIACIÓN INVENTARIOS

Fuente: Departamento de Energía, Estados Unidos, “Short Term Energy Outlook January 2015”.

64

Memoria Anual 2014 - ENAP

Magallanes

ENAP - Memoria Anual 2014

En el caso de la OPEP, la gran caída de la producción en Libia (-450.000 bpd) en 2014, logró ser compensada completamente por mayor oferta de Irak e Irán, registrándose cambios muy menores en la producción de los demás países miembros. El exceso de producción sobre consumo durante 2014 se tradujo así en una acumulación de inventarios de 800.000 bpd a nivel mundial.

Precio del Petróleo Crudo: visión general Durante 2014, el precio del petróleo crudo marcador mundial Brent alcanzó un promedio de 99,4 dólares por barril (US$/bbl) en la Bolsa

Intercontinental de Londres, disminuyendo así 8,6% con respecto al promedio de 2013 (108,7 US$/bbl). La baja en el precio del petróleo crudo en 2014, en relación a 2013, se debió, en parte, al vigoroso aumento de la producción mientras que el crecimiento de la demanda se fue debilitando a medida que se avanzaba en el año, con una economía china mostrando indicadores de una desaceleración más rápida de lo previsto mientras que en Europa el estancamiento de la actividad económica hizo caer el consumo, lo que no logró ser compensado por mayor actividad económica en Estados Unidos y Japón. Así el precio que subió de 107,8 US$/bbl, a comienzos de enero, hasta un máximo anual de 115,1 US$/bbl a mediados de junio, entró luego en una

Precio diario BRENT (ICE) en 2014 Isis irrumpe en el norte de Irak

US$/bbl

120 116

Isis contenido; síntomas de desaceleración economía china A. Saudta rebaja sus precios; la siguen otros productores del Golfo Pérsico

112 108 100

Enero-Mayo: crudo invierno (boreal) y bajos inventarios mantienen el precio alto en una banda 106-110 US$/bbl

96

27-nov: OPEP decide mantener meta de producción en 30MMbpd

Agosto-Septiembre: sorpresiva alta producción de Libia y Nigeria

92 88 84 80 68 64 58 52

28/Ene

25/Feb

25/Mar

Fuente: Intercontinental Exchange (ICE).

66

22/abr

20/may

17/jun

15/jul

12/ago

09/sep

07/oct

4/nov

02/Dic

31/Dic

Memoria Anual 2014 - ENAP

tendencia descendente. Esta tendencia descendente se aceleró a partir de octubre, cuando Arabia Saudita y los demás exportadores del Golfo Pérsico decidieron bajar sus precios oficiales para Asia y otros mercados para mantener su participación de mercado, abandonando su tradicional conducta de reducción de la producción para sostener el precio. El precio cerró el año a 57,3 US$/bbl.

Precio del Petróleo Crudo: evolución a lo largo del año Desde enero y hasta comienzos de junio el precio del Brent tuvo un comportamiento relativamente estable, fluctuando en una banda de 106 a 110 US$/ bbl. Pero a mediados de junio, la irrupción en Irak desde Siria de una radical milicia armada islamista, el ISIS (Estado Islámico en Irak y Siria), que logró rápidos avances conquistando parte importante del norte de Irak, hizo escalar el precio hasta un máximo de 115,1 US$/bbl, ante la perspectiva de un colapso del gobierno iraquí. Sin embargo hacia mediados de julio, contenido el avance arrollador del ISIS, con inventarios creciendo sostenidamente y con las expectativas económicas más pesimistas debido a la desaceleración de China y el estancamiento de Europa, el precio comenzó a debilitarse, invirtiendo de ascendente a descendente su tendencia dominante. En agosto y septiembre, importantes aumentos de la producción en Nigeria, Libia y Angola agudizaron la tendencia declinante del precio del Brent, que cerró septiembre a 94,7 US$/bbl. En octubre, cuando se daba por descontado que la OPEP –o al menos los países árabes del Gofo Pérsico– reducirían su producción para dar soporte el precio, sorpresivamente Arabia Saudita anunció

una rebaja de los precios de noviembre para sus clientes en el Asia, medida que fue replicada unos días después por Irán y otros exportadores árabes del Golfo Pérsico. Esta fue una potente señal de que Arabia Saudita estaba dejando su tradicional rol de “productor bisagra” (swing producer) y que el Reino, en un dramático cambio de política, se había decidido por mantener su participación de mercado. Las rebajas de los exportadores del Golfo Pérsico se profundizaron al mes siguiente, ampliándose a otros mercados, culminando el 27 de noviembre en Viena, en que la OPEP como un todo acordó mantener su producción meta conjunta en 30 MM bpd. Dado que no hubo bajas importantes de la producción en el resto del mundo, los inventarios continuaron creciendo y debilitando el precio del Brent, que cayó a 85,9 US$/bbl a fines de octubre; a 70,2 US$/bbl a fines de noviembre, para cerrar el año a 57,3 US$/bbl.

Precio de los Productos en la Costa del Golfo En el mercado internacional de la costa estadounidense del Golfo de México (Costa del Golfo, en adelante), los precios de los distintos combustibles disminuyeron en 2014 en relación a 2013, siguiendo la pauta declinante del precio del crudo Brent, aunque las bajas de precios de los principales productos fueron proporcionalmente menores, lo que se tradujo en márgenes de refinación algo mayores que los del año anterior. Durante 2014 el precio de la gasolina promedió 107,2 US$/bbl, bajando así en 5,2% con respecto a 2013. La prohibición de exportar la producción de crudo estadounidense les permitió a las refinerías de la Costa del Golfo contar con materia prima local a menor costo y operar a una alta tasa de ocupación

67

San Vicente.

ENAP - Memoria Anual 2014

de su capacidad, incrementando substancialmente la oferta de gasolina, a pesar del menor precio. En el caso del precio del diesel, el promedio 2014 fue 114,4 US$/bbl, esto es, 8,2% menor al promedio de 2013. Además de la alta producción de las refinerías de la Costa del Golfo, nuevas refinerías y ampliaciones en Rusia y el Asia Pacífico aumentaron la oferta de diesel a nivel mundial, lo que hizo caer el precio de este producto, debilitado demás por el feble desempeño de la economía europea, su mayor mercado.

Por su parte, el precio del fuel oil Nº 6 registró un promedio de 82,8 US$/bbl durante 2014, con una baja de 11% con respecto a 2013. El precio cayó así proporcionalmente más que el precio del petróleo crudo, debido a la reducción del consumo en transporte marítimo, por menores importaciones de petróleo de Estados Unidos y por crecientes restricciones a su consumo en algunas zonas costeras en Norteamérica y Europa, mientras que las altas tasas de refinación en Estados Unidos incrementaron la oferta.

Precio del BRENT y de combustibles en costa del Golfo 2014 130,0

Diesel

120,0

Gasolina Brent

110,0

Fuel Oil Nº6 US$/bbl

100,0 90,0 80,0 70,0 60,0 50,0 40,0

ENE

Fuente: ICE, Bloomberg.

68

FEB MAR ABR MAY JUN

JUL AGO

SEP OCT NOV DIC

Memoria Anual 2014 - ENAP

Mercado Nacional Durante 2014, el consumo nacional de productos refinados del petróleo alcanzó los 18,16 millones de metros cúbicos, equivalentes a 312.975 barriles por día (bpd), disminuyendo un 1,6% en relación al año anterior. La disminución del consumo se explica por el impacto de mayores precios al usuario final y por una desaceleración de la actividad económica. Así, de acuerdo a estimaciones preliminares de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo (OECD), el PIB de Chile se expandió en 1,9% en 2014, contrastando con el crecimiento de 4,1% en 2013. De particular importancia parece haber sido una menor producción del sector minería del cobre, un gran demandante de combustibles derivados del petróleo, de acuerdo a estimaciones preliminares del Consejo Minero. Al analizar la variación del consumo por producto en relación a 2013, se aprecian comportamientos muy disímiles, destacándose las disminuciones del consumo de Gas Licuado de Petróleo (GLP), kerosene, diesel, petróleo combustible y productos industriales, contrastando con el aumento del consumo de gasolina. El consumo total de diesel disminuyó un 1,3%, a 9,06 millones de metros cúbicos (156.140 bpd), afectado por un alza de 4,3% de su precio real (la variación del precio menos la tasa de inflación) y por una menor actividad minera. A pesar de la baja, el diesel mantuvo su condición de producto de mayor consumo entre los combustibles derivados del petróleo.

Argentina

ENAP - Memoria Anual 2014

El consumo nacional de gasolina vehicular fue el segundo mayor en volumen, con 4,04 millones de metros cúbicos (69.593 bpd), creciendo 0,4% en relación al nivel de 2013. Debido a una alta elasticidadingreso de la demanda por gasolina, el efecto del crecimiento del ingreso de los consumidores asociado al mayor PIB, superó el impacto negativo sobre la demanda del aumento de 4,8% del precio real de este combustible. El Gas Licuado de Petróleo (GLP) se constituyó en el tercer producto más importante en cuanto a consumo, con 2,23 millones de metros cúbicos (38.406 bpd), registrando una caída de 0,7% respecto del año anterior. En este caso, el menor consumo se explica por un aumento del precio real de 0,8% y por pérdidas de mercado al gas natural.

El consumo de kerosene disminuyó un 1,5%, a 1,31 millones de metros cúbicos (22.589 bpd). Dentro del total, el kerosene de aviación, que representa un 90% del consumo, cayó marginalmente en 1%, mientras que el kerosene de uso doméstico cayó 5,9%, afectado por un aumento de 8,4% de su precio real. El consumo de fuel oil disminuyó 8,9% y alcanzó 1,07 millones de metros cúbicos (18,436 bpd). El consumo de fuel oil en usos industriales cayó en 12,0% (101.000 m3), mientras que las ventas de fuel oil como combustible marino en los puertos del país disminuyeron en 1,0% (3.000 m3). Finalmente, el consumo de productos industriales -solventes, olefinas (materias primas básicas para la industria petroquímica) y productos asfálticos-, totalizó 0,45 millones de metros cúbicos (7.812 bpd), con una disminución de 8,6% respecto de 2013.

Consumo nacional 2014 Mm3

2013 Mm3

Variación 2014/2013

Gas licuado de petróleo

2.229

2.244

-0,7%

Gasolina vehicular

4.039

4.024

0,4%

Kerosene

1.311

1.331

-1,5%

Diesel

9.062

9.183

-1,3%

Petróleo Combustible

1.070

1.174

-8,9%

453

496

-8,6%

18.164

18.452

-1,6%

Consumo Nacional

Productos industriales y otros TOTAL

Fuente: ENAP.

70

Memoria Anual 2014 - ENAP

DAO San Fernando

Trabajadores ENAP

Torre Equipo 6, Magallanes

ENAP - Memoria Anual 2014

Vista aérea Refinería Bío Bío

Ventas Las ventas totales llegaron a 11,41 millones de m3 (196.599 bpd), levemente inferiores al año anterior. Esta disminución se explica principalmente por el menor nivel de ventas de exportación, que bajaron de 1,0 millones de m3 en 2013 a 0,28 millones de m3 en 2014, vale decir, una disminución del 71,3% y, por el menor nivel de ventas al mercado nacional, que bajaron de 11,67 millones de m3 en 2013 a 11,13 millones de m3 en 2014. Los productos con mayor participación en las ventas de ENAP correspondieron a gasolina y diesel, con una incidencia de 36% y 38%, respectivamente.

Ventas al Mercado Nacional

nacional de GLP, de 21,1% en 2013, a 17,9% en 2014. No obstante, gracias a la producción de dicha Planta de Alquilación, ENAP aumentó su participación de mercado en la gasolina, de mucho mayor valor que el GLP. Entre las ventas nacionales, nuevamente el producto más vendido fue el diesel, con 4,30 millones de m3 (73.995 bpd) y una participación de mercado de 47,4%, inferior al 51,9% de participación registrado en 2013. El segundo producto con mayor venta fue la gasolina vehicular, con 4,08 millones de m3 (70.236 bpd) y una participación de mercado de 100,9%, superando la participación de 99,5% lograda en 2013.

Las ventas al mercado nacional fueron de 11,13 millones de m3 (191.717 bpd), con una participación de mercado de 61,3%, dos puntos porcentuales menos que en 2013.

La participación de mercado de ENAP puede exceder de 100%, debido a que el exceso sobre el consumo nacional puede explicarse por un aumento en los inventarios de los distribuidores.

En la menor participación de mercado incidió en forma importante una baja en las ventas de GLP (- 75.000 m3), debido, en parte, a una menor

En orden de magnitud de las ventas, los volúmenes siguientes corresponden al petróleo combustible, con 1,15 millones de m3 (19.799 bpd) y una participación

disponibilidad para la venta de butano de las refinerías, al destinarse parte de la producción a carga en la Planta de Alquilación de Refinería Aconcagua. Esto ocasionó una baja de la participación en el mercado

de mercado de 107,4%; el kerosene, con 0,92 millones de m3 (15.770 bpd) y una participación de mercado de 69,8%; el GLP, con 0,40 millones de m3 (6.869 bpd) y una participación de mercado de

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Memoria Anual 2014 - ENAP

17.9%. Finalmente, los productos industriales, con 0,29 millones de m3 (5.048 bpd) y una participación de mercado de 64,6%. Del volumen de venta total en el mercado nacional, 10,14 millones de m3 (174.686 bpd) correspondieron a producción propia, lo que representa el 88,9% del total vendido. El 11,1% restante, 1,27 millones de m3 (21.913 bpd), fue abastecido principalmente

con importaciones y también, en menor cuantía, con compras a terceros nacionales.

Exportaciones Las exportaciones de ENAP llegaron a 0,28 millones de metros cúbicos de productos derivados del petróleo, lo que equivale al 2,4% de la producción total de sus refinerías.

VENTAS Y PARTICIPACIÓN DE MERCADO DE ENAP EN 2014 (cifras en Mm3) Consumo nacional de combustibles y ventas de ENAP en 2013 y 2014 Consumo Nacional

Cifras en Mm3

2014 Mm3

2013 Mm3

Ventas Nacionales ENAP 2014 Mm3

2013 Mm3

Participación de Mercado 2014 Mm3

2013 Mm3

Exportaciones ENAP (**) 2014 Mm3

Variaciones 2014 / 2013

2013 Mm3

Consumo Nacional

Ventas Nac. ENAP

Gas Licuado

2.229

2.244

399

474

17,9%

21,1%

46

24

-0,7%

-15,9%

Gasolina Vehícular

4.039

4.024

4.076

4.003

100,9%

99,5%

80

99

0,4%

1,8%

Kerosene

1.311

1.331

915

888

69,8%

66,7%

1

7

-1,5%

3,1%

Diesel

9.062

9.183

4.295

4.768

47,4%

51,9%

97

410

-1,3%

-9,9%

Petróleo Combustible

1.070

1.174

1.149

1.204

107,4%

102,6%

42

228

-8,9%

-4,6%

453

496

293

335

64,6%

67,6%

17

119

-8,6%

-12,6%

18.164

18.452

11.127

11.672

61,3%

63,3%

283

987

-1,6%

-4,7%

Prods.Indust./Otros (*)

Total

(*) Incluye Propileno, Etileno, Naftas, Solvente y Asfaltos, entre otros. (**) Exportaciones incluyen ventas Offshore principalmente a Perú.

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CAPÍTULO

04

GESTIÓN CORPORATIVA

ENAP - Memoria Anual 2014

DESARROLLO SUSTENTABLE ENAP aspira a ser reconocida como una empresa líder en materia de desarrollo sustentable, considerado uno de los pilares de su Plan Estratégico. Para alcanzar este gran desafío, la compañía aborda su actividad a partir de una serie de marcos normativos y de buenas prácticas, entre ellos, la Política Corporativa de Sustentabilidad, la Política de Comunidades y las Políticas de Salud, Seguridad y Medioambiente. La gerencia de HSE (por Health, Safety & Environment) tiene la responsabilidad de velar específicamente por el cumplimiento de las Políticas de Salud, Seguridad y Medioambiente

76

de la empresa, definiendo los estándares y apoyando a las Líneas de Negocio en la gestión sostenible de sus operaciones. Como parte de esta importante misión, esta gerencia debe asegurar la implementación de la Estrategia de Seguridad, Salud Ocupacional y Medioambiente en los términos y plazos establecidos, alineando el desempeño a las mejores prácticas de la industria. Cabe señalar que, a partir de 2014, el área de Comunidades perteneciente a esta gerencia pasó a integrar la gerencia de Asuntos Corporativos, por lo cual HSE concentró sus esfuerzos en los ámbitos de Salud, Seguridad y Medioambiente.

Memoria Anual 2014 - ENAP

Hitos en Salud, Seguridad y Medioambiente En junio de 2014 se lanzó la Estrategia HSE para el período 2014-2018, con el objetivo de alcanzar estándares comparables a los de las mejores empresas petroleras del mundo. Este lineamiento estableció los siguientes objetivos específicos orientados a una Operación Sustentable:

Salud: Asegurar el control de enfermedades profesionales y de trabajadores expuestos a agentes peligrosos para la salud.

Seguridad: Reducir el número y gravedad de los accidentes (en 2018 se deberá alcanzar el nivel de empresas petroleras seguras a nivel mundial).

Medioambiente: Mantener y asegurar la licencia ambiental para operar y crecer. Como parte de los objetivos trazados para la gerencia HSE, en el marco de la Estrategia HSE 20142018, destaca el haber logrado cero fatalidades en todas las operaciones durante 2014, un hito que no se alcanzaba desde 2010. Asimismo, se redujo el Índice de Frecuencia de accidentes en un 12%, respecto del período anterior. Además, en las operaciones de las filiales en Argentina, Egipto y Ecuador no se registraron accidentes graves.

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ENAP - Memoria Anual 2014

Magallanes

Memoria Anual 2014 - ENAP

Durante 2014 se reforzó el Programa SafeStart de Autocuidado, que se aplicó con éxito en todas las operaciones de ENAP en Chile. Del mismo modo, se mejoró el proceso de investigación de los accidentes laborales a través de la plataforma TapRoot, que permite analizar sus causas raíces. En esta misma línea, se robusteció el Sistema de Gestión de Incidentes (SGI), que permite hacer seguimiento a las acciones correctivas. En 2014 también se trabajó en el apoyo a la implementación de la estrategia de HSE en el Comité Bipartito de Seguridad (empresa-trabajadores), en el que participan tres representantes de la Federación Nacional de Trabajadores del Petróleo y Afines de Chile (Fenatrapech) y tres de la Federación de Profesionales, Técnicos y Supervisores de ENAP (Fesenap). Esta instancia analizó las mejoras requeridas en la aplicación de la estrategia, incluyendo la gestión de los comités paritarios. Entre los frutos de esta labor, cabe destacar que

Por otra parte, y junto con el área de Abastecimiento, en 2014 se lanzó la Metodología de Gestión HSE en Procesos de Abastecimiento, para evaluar a los contratistas sobre la base de criterios de Salud, Seguridad y Medioambiente. Sin duda, una iniciativa alineada a las mejores prácticas y principios internacionales en materia de sustentabilidad. Además, a fines de 2014 comenzó el desarrollo del Proyecto Estructural de Seguridad (PES), cuyo objetivo es, por una parte, implementar estándares de trabajo para aquellas labores de alto riesgo, a través de procedimientos transversales en la empresa; y, por otra, establecer una nueva modalidad de Inducción Corporativa, que considere éstos y otros nuevos estándares de la industria. Esta labor se extenderá hasta el primer semestre de 2015. Posteriormente, se aplicará a todas las personas que se integren a la empresa y, asimismo, se hará un proceso de nivelación con todos los trabajadores de ENAP.

Avances en Eficiencia Energética

el Comité Paritario Continente y el Comité Paritario Costa Afuera de Magallanes recibieron -en el mes de diciembre de 2014- la Certificación Bronce que otorga la Mutual de Seguridad, la cual acredita que ambos poseen una estructura con responsabilidades definidas, donde cada una de las partes cumple con las diferentes funciones asignadas, manteniendo registros que evidencian objetivamente la ejecución de las actividades planificadas. Cabe señalar que esta importante acreditación fue recibida en enero de 2015 por el Comité Paritario Área Central y en febrero por el Comité Paritario Tierra del Fuego.

El desafío de la eficiencia energética constituye un tema país en el que ENAP se encuentra profundamente comprometida como empresa estatal. Es así como, en el marco de la Agenda de Energía del actual gobierno, ENAP y el Ministerio de Energía firmaron un convenio de cooperación para promocionar el uso eficiente de los recursos energéticos, especialmente en lo que se refiere al consumo de hidrocarburos. Este acuerdo contempla realizar una auditoría energética, para diagnosticar los consumos de las refinerías de ENAP; implementar un sistema de gestión de la energía y determinar los índices que permitan medir los logros en eficiencia.

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ENAP - Memoria Anual 2014

En este sentido, durante 2014 hubo avances significativos. Tanto en Refinería Aconcagua (ERA) como en Refinería Bío Bío (ERBB), se iniciaron los reportes de indicadores energéticos a jefes de departamento, jefes de división, entre otros funcionarios, con el objetivo de informar y reforzar la concientización sobre el uso eficiente de la energía. Asimismo, se implementó un reporte mensual con información de Costo Marginal, Distribución de Suministros, Consumos e Índices de Energía. En este último aspecto, se inició la elaboración de un informe semanal que incorpora el consumo energético diario e indicadores energéticos, tales como IIE (Índice de Intensidad de Energía), que permite comparar el consumo energético de ENAP con respecto a los estándares de consumo identificados por la empresa estadounidense Solomon, los que se estiman en base a los promedios mundiales de empresas del rubro; y el IEE (Índice de Eficiencia Energética), calculado como la energía requerida para producir un m3 de producto valioso [BTU/m3]. En esta misma línea de trabajo, a fines de 2014 se inició el levantamiento de información para el desarrollo del Estudio Solomon. Este estudio, que se realiza cada dos años en ambas refinerías, corresponde a un benchmarking que, como se ha señalado, permite comparar a las distintas refinerías a nivel mundial en aspectos energéticos, operativos y económicos, entre otros. El resultado de este estudio, que se espera para el segundo semestre de 2015, entregará las principales brechas de nuestras operaciones y recomendaciones, con el fin de direccionar la estrategia de ahorro energético para ambas refinerías.

Refinería Aconcagua

Memoria Anual 2014 - ENAP

Humedales, Magallanes

Mejoramiento en la recuperación de LPG en Refinería Aconcagua En términos operativos, se logró aumentar la recuperación de LPG (Liquid Petroleum Gas), que es uno de nuestros productos valiosos, disminuyendo su contenido en el fuel gas de la refinería. Lo anterior se logró mejorando la recuperación de LPG en el tail gas de la unidad de Cracking, que es el principal aportador de LPG al sistema de fuel gas. La disminución observada en el contenido de LPG en el tail gas fue desde valores del orden del 15% a valores cercanos al 7%, lo que generó una disminución en nuestra matriz de fuel gas de aproximadamente un 2% en el contenido de LPG.

Recuperación de purgas de calderas Asimismo, durante el 2014, se habilitó en Refinería Aconcagua un recipiente acumulador ubicado en el área de suministros (F-276), que tiene como objetivo recuperar el vapor que se purga continuamente de las calderas. El beneficio de este

proyecto es recuperar este vapor, actualmente venteado a la atmósfera, para reutilizarlo en las unidades de proceso. Se espera que este sistema se encuentre completamente operativo en marzo de 2015, lo que permitirá cuantificar el ahorro efectivo generado por esta iniciativa.

Economizadores de las Calderas en Refinería Bío Bío En el marco de un mejoramiento energético desarrollado por Refinería Bío Bío, se elaboró el proyecto de Economizadores de las Calderas B-1001 y B-1002 de la Planta de Suministros, los cuales entraron en servicio en marzo de 2014. Dichos economizadores permiten recuperar gran parte del calor sensible contenido en los gases de combustión y transferirlo al agua de alimentación. El mayor aprovechamiento del calor liberado en las calderas permitió reducir el consumo de combustible y emisiones atmosféricas.

81

ENAP - Memoria Anual 2014

Desde marzo de 2014 a la fecha, ya se aprecian mejoras en la eficiencia energética: la instalación de los economizadores aumentó en un 6% aproximadamente la eficiencia de ambas calderas por el aprovechamiento térmico de los gases de combustión. Esto generó una disminución de alrededor de 0,36 MMBTU por tonelada de vapor generado, lo que representa un 15% de ahorro energético. El términos económicos, y considerando que el precio del gas natural bordea los US$ 12/MMBTU, una caldera en servicio permanente con generación de 15 ton/h se traduce en un ahorro aproximado de US$ 500 millones al año.

ENAP renueva su compromiso con la conservación y uso racional de humedales Respondiendo al llamado y compromisos que alientan tratados internacionales como el Convenio de Biodiversidad Biológica y la Convención de Ramsar sobre los humedales, para que las empresas asuman nuevos roles y lideren procesos que promuevan la conservación de estos ecosistemas críticos, ENAP viene ejecutando su Programa de Uso Racional de Humedales, que tiene como objetivo promover la conservación efectiva de aquellos humedales insertos en áreas de influencia de sus operaciones. Durante 2014 se continuó dando soporte a las campañas de investigación científica practicadas por investigadores chilenos y canadienses en el sitio Ramsar Bahía Lomas (Magallanes), sobre la especie de ave migratoria Playero Ártico (Calidris canutus rufa), actualmente en peligro. Adicionalmente, se ha promovido la construcción de capacidades para conservación mediante el patrocinio y apoyo técnico al “Curso de Biodiversidad y Conservación

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de Humedales”, que dicta la Facultad de Ciencias de la Universidad Santo Tomás. Este programa está dirigido a representantes de servicios públicos, municipalidades y empresas, así como a profesionales de diversas disciplinas y estudiantes universitarios, entre otros. Ya en su edición número catorce, el curso ha logrado formar a más de 800 personas. Asimismo, se ha convocado a actores claves para la puesta en marcha de la “Mesa para la conservación efectiva del Humedal Desembocadura Río Aconcagua”, junto a la Ilustre Municipalidad de Concón y el Ministerio de Medio Ambiente.

Bajo impacto ambiental en operaciones de fracking El proceso de fracturación hidráulica es una técnica de estimulación de pozos de hidrocarburos, que consiste en realizar una inyección sostenida de un fluido a alta presión en el pozo. Esta presión, sumada a los productos químicos del fluido, provoca la ruptura de la roca del yacimiento, con el aumento de la permeabilidad de la roca y el área de contacto del yacimiento. De esta forma, se generan nuevos canales y tasas de flujo del pozo, con lo cual se incrementa su productividad. Este proceso, que permite la obtención de gas no convencional, está dando respuesta a la urgente necesidad de este insumo energético por parte de los habitantes de Magallanes. Así, la fractura hidráulica es un proceso que seguirá permitiendo dar continuidad al principal componente de la matriz energética de la región y cada una de sus etapas ha sido diseñada, ejecutada y controlada de acuerdo con los más altos estándares para garantizar la seguridad tanto de la población, como del entorno.

Memoria Anual 2014 - ENAP

Trabajos de limpieza en la Bahía de Quinteros

El enfoque sustentable en cada una de estas labores ha estado presente en los distintos proyectos tramitados por ENAP y aprobados en el Servicio de Evaluación Ambiental.

Compromisos internacionales ENAP adhiere formalmente a Pacto Global de Naciones Unidas desde el 24 de enero de 2007. Este acuerdo internacional promueve diez principios universales en materia de derechos humanos, laborales, cuidado del medioambiente y prácticas anti corrupción. La compañía ha cumplido con difundir anualmente su comunicación de progreso a esta red, que también tiene representación local en Chile, utilizando como principal canal su Reporte de Sustentabilidad.

Derrame en la Bahía de Quintero En la madrugada del miércoles 24 de septiembre, uno de los buques que prestan servicios a ENAP vertió accidentalmente 22 mil litros de petróleo en la Bahía de Quintero, en circunstancias en que el Buque Tanque LR Mimosa se encontraba amarrado a la Monoboya de ENAP, siendo tratado desde la popa por el remolcador de altamar Puyehue, el que ejerció un

tiro excesivo, cortando las espías de amarre. Desde el primer momento, ENAP desplegó todos sus recursos humanos y técnicos con el objetivo de contener la emergencia, e inició el diálogo con organizaciones de pescadores artesanales de las caletas de Horcón, Ventanas, Embarcadero y Caletas Unidas. La relación con todas estas organizaciones fue de entendimiento y cooperación. Cabe señalar que los pescadores que participaron de las labores de limpieza de la Bahía de Quintero percibieron una remuneración por parte de ENAP. Además, se les entregó 200 mil pesos para la limpieza de motores a los propietarios de 52 embarcaciones empleadas en las tareas descritas, y 1,2 millones a 13 goletas para la limpieza de sus cascos. Sin perjuicio de no tener responsabilidad en los hechos, atendido a que estos tuvieron lugar en nuestras instalaciones, se activó de inmediato el Plan de Contingencia Marítimo Fluvial de ENAP, que contempla las acciones de contención que fueron desplegadas en las primeras horas luego de ocurrido el derrame del Buque Tanque LR Mimosa. Luego de eso, ante la inacción de las empresas dueñas del remolcador y de la nave involucrada, Enap Refinerías S.A. activó las fases de limpieza y mitigación.

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ENAP - Memoria Anual 2014

Jorge Santander, Edmundo Piraino, Marc Llambías, Marcelo Tokman y Rodrigo Vargas trabajando en terreno durante el derrame de Quintero.

El plan de contingencia implementado por ENAP consideró dos fases y un Plan de Manejo Ambiental, que se describen a continuación: Primera Fase: Control y Confinamiento En primer lugar, fueron contratadas cuatro empresas especialistas y 250 personas para las faenas de barrido (se llegó a un peak de 1.200 personas trabajando en el control de la emergencia). Paralelamente, se desplegaron 2 mil metros de mangas absorbentes y se utilizaron 1.500 metros de barreras de contención. Asimismo, se contó con la colaboración de 757 pescadores en las labores de control y recolección de arena contaminada, y fueron contratadas 18 lanchas para el despliegue de barreras. Segunda Fase: Limpieza y Remediación Posteriormente, se procedió a la limpieza, normalización y recuperación de zonas y recursos de las áreas afectadas. Las labores de limpieza de

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las bahías fueron realizadas con la colaboración de pescadores de Quintero, Horcón, Loncura y Ventanas (750 personas y 98 botes). También se realizaron inspecciones de los sectores afectados para gestionar la limpieza inmediata. En forma paralela, se tomaron muestras de agua y sedimentos para análisis. Cabe señalar que en todo momento ENAP mantuvo vigilancia terrestre y marítima en la zona, para actuar en caso de hallazgos. Plan Medioambiental Este plan consideró el manejo y disposición de los residuos generados por las labores, cumpliendo la normativa vigente. La disposición final se realizó en instalaciones de la Planta Pudahuel de Hidronor. Además, se implementó el Protocolo de Rescate de Avifauna con el SAG y Sernapesca, estableciéndose la derivación de las especies afectadas al Hospital

Memoria Anual 2014 - ENAP

Clínico Veterinario de la Universidad Santo Tomás, en Viña del Mar. ENAP invirtió 15 millones de pesos en ampliar las instalaciones para la recepción y tratamiento de las aves. Finalmente, se dio continuidad a la toma de muestras -básicamente, agua y sedimentos- para el análisis de laboratorios independientes y certificados, a cargo de IAL Ambiental. En forma paralela, se encargaron estudios al Laboratorio SILOB y la Universidad de Valparaíso. El incidente del derrame ha derivado en un profundo análisis y revisión del alcance de las áreas de control por parte de ENAP, con miras a establecer nuevos criterios para los contratistas que tienen a cargo las maniobras operativas.

Emanaciones asociadas a olores en Refinería Bío Bío

moderna planta recuperadora de azufre, que debiera estar en funciones en 2017. Paralelamente, se llegó a un acuerdo con la comunidad de Hualpén, vecina al complejo industrial, en desarrollar un programa liderado por la Intendencia Regional, que busque avanzar en un plan maestro para apoyar la relocalización de 290 familias y desarrollar diversas iniciativas tendientes a mejorar la calidad de vida de los habitantes de la comuna de Hualpén.

Resoluciones de Calificación Ambiental Durante 2014, en el grupo de empresas ENAP (en Chile) se sometieron 17 proyectos al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA), obteniéndose sus respectivas Resoluciones de Calificación Ambiental (RCA), las que alcanzaron un total de 268.

En octubre de 2014 se registró una falla en la planta recuperadora de azufre en Refinería Bío Bío, lo que derivó en emanaciones molestas que afectaron a vecinos de las poblaciones El Triángulo y 18 de Septiembre, en la comuna de Hualpén.

A continuación, un resumen de las RCA por Operación:

Cabe precisar que las emanaciones no superaron los rangos establecidos por la normativa vigente, en ningún elemento contaminante, y en ningún momento estuvo en riesgo la salud de las personas ni el medioambiente. Esto fue ratificado por las mediciones realizadas por las estaciones de monitoreo de la red de calidad del aire de Refinería Bío Bío, a la que tiene acceso y es supervisada por las autoridades. Independiente de lo anterior, ENAP está trabajando tanto en la adopción de medidas adicionales a las que aplica habitualmente, como en la evaluación de alternativas tecnológicas para reforzar la seguridad operativa, entre cuyos proyectos se considera la construcción de una

• Refinería Aconcagua: 25 Resoluciones de Calificación Ambiental.

• ENAP Magallanes: 225 Resoluciones de Calificación Ambiental.

• Refinería Bío Bío: 18 Resoluciones de Calificación Ambiental. Cabe señalar que, durante 2014, la autoridad visitó las operaciones de ENAP en Chile, cursándose 11 Sumarios Sanitarios en Refinería de Bío Bío, los que se relacionan principalmente con molestias de la comunidad asociadas al tema de los olores. Como se mencionó anteriormente, dicha situación está siendo subsanada con iniciativas de uso de nuevas tecnologías y un trabajo asociativo con las autoridades y la comunidad. 85

ENAP - Memoria Anual 2014

COMUNIDADES Relacionamiento con Comunidades en Chile La relación con las comunidades requiere de una gestión sistemática y continua, pues se ha convertido en un factor estratégico de creciente complejidad e importancia para las organizaciones en general, especialmente, la industria extractiva. Durante 2014, se implementaron distintas actividades derivadas de la Política de

Relacionamiento Comunitario de ENAP, cuyo plan estratégico contempla tres ejes de inversión social: Educación, Cultura y Deporte. A continuación se mencionan las principales acciones ejecutadas en cada una de las operaciones en Chile.

ReFINERÍA ACONCAGUA Acuerdo con la Comunidad de Concón:

una serie de medidas de mitigación, la mayoría de ellas relacionadas con la operación de Refinería

Uno de los logros más relevantes en cuanto a la relación con los grupos de interés fue que -en marzo de 2014- se puso fin al conflicto

Aconcagua.

Entrega de Becas:

entre Refinería Aconcagua y las comunidades representadas por la Municipalidad de Concón, que habían presentado un recurso de protección para detener la construcción del proyecto Central de Ciclo Combinado y Planta Cogeneradora. Este acuerdo fue posible a partir de un proceso de diálogo con la comunidad, que incluyó una mesa de trabajo con expertos, vecinos del proyecto y representantes de ENAP, incluyendo su gerente general. En dicha instancia se escuchó a la comunidad y se analizaron los aspectos técnicos y ambientales del proyecto, comprometiéndose

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Durante 2014 se entregaron 15 becas universitarias y/o técnicas. Este beneficio está

Memoria Anual 2014 - ENAP

enmarcado en el Eje de Educación de ENAP y tiene como objetivo contribuir con el acceso a la educación superior para jóvenes en situación de vulnerabilidad socioeconómica. Esta iniciativa apoyó a estudiantes provenientes de hogares de escasos recursos de Concón, Quintero y Puchuncaví.

Programa Educativo de Robótica:

Este proyecto también contempló la participación de los estudiantes en la competencia de robótica educativa First Lego League 2014, que se realizó a nivel regional, con una final nacional en la que fueron seleccionados estudiantes de Magallanes apoyados por ENAP. Por otra parte, Refinería Aconcagua organizó dos cursos gratuitos para la comunidad en Casa Abierta ENAP en Concón: Cocina Internacional y Emprendimiento.

Radio Casa Abierta ENAP en Concón

Esta iniciativa se aplicó de manera transversal en todas las operaciones locales, junto a la Fundación Spark Talents. Se trata de una propuesta didáctica basada en LEGO Mindstorms, que utiliza robots armables y programables, con el objetivo de desarrollar el conocimiento y estimular la utilización de nuevas tecnologías, en docentes y estudiantes. Al mismo tiempo, este proyecto busca potenciar habilidades integrales en los niños, mediante la resolución de problemas, la creatividad, la comunicación, el trabajo en equipo, la capacidad de innovación y emprendimiento. En el caso de Concón, se implementó en las escuelas Oro Negro y Puente Colmo.

El 12 de noviembre radio Casa Abierta ENAP inició sus transmisiones vía streaming (audio y video), con el objetivo de crear un nuevo espacio de participación y diálogo en Concón. En su parrilla de contenidos hay quince programas de realización propia y una decena de segmentos musicales. La iniciativa es parte de la Política de Responsabilidad Social Empresarial de ENAP y es un canal de vinculación directo entre nuestra empresa y las comunidades vecinas. La radio funciona las 24 horas y se encuentra ubicada al interior de Casa Abierta ENAP, en un espacio especialmente acondicionado para el proyecto, que cuenta con equipamiento profesional, además de un equipo técnico y periodístico de apoyo, que asegura las mejores condiciones para el desarrollo de la programación.

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ENAP - Memoria Anual 2014

ReFINERÍA BÍO BÍO Becas Asistenciales de Arancel: En 2014 se benefició a siete estudiantes de la Universidad Técnica Federico Santa María y trece de la Universidad de Concepción. Se trata de jóvenes provenientes de hogares de bajos ingresos pertenecientes a las comunas de Hualpén y Talcahuano, que estudian carreras afines al quehacer de refinería.

Programa Educativo de Robótica:

Este proyecto se ejecutó en la Escuela República del Perú, en Hualpén, y en el Colegio San Vicente, de Talcahuano.

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Convenios con Pescadores de Sindicatos N°1 y N°2 de Caleta de San Vicente, en Talcahuano: El convenio tiene como propósito vincularse con las comunidades locales vecinas a nuestras instalaciones y consistió en el aporte de dos containers oficina y su equipamiento, uno para cada sindicato, los que se entregaron en diciembre de 2014.

Convenios con Cuerpo de Bomberos de Hualpén y Cuerpo de Bomberos de Talcahuano:

Tienen por objeto establecer los términos en que se regulará la colaboración entre Refinería Bío Bío y estas instituciones, para brindar apoyo coordinado a labores de combate y control de emergencias que pudieran tener lugar, y a requerimiento de Refinería Bío Bío, incluye actividades de capacitación, entrenamientos y simulacros.

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Consultoría para el plan proactivo de relación con comunidades de Refinería Bío Bío: Durante 2014, se contrataron los servicios de Consultoría en Sostenibilidad de Ernst & Young, para levantar una Línea de Base Estándar IFC, Análisis de Entorno, Mapa de grupos de Interés y Estudio de Percepción, con el objetivo de contar con una propuesta para la Estrategia de Gestión Comunitaria, que considere la formulación de planes de relacionamiento con las comunidades vecinas. Otras iniciativas a las que Refinería Bío Bío dio continuidad en 2014 fueron el Programa Deportivo y los Talleres sobre sistema de Respuesta

a Emergencias para comunidades vecinas; actividades de auspicio y apoyo a la Expo BíoVida de la Seremi del Medioambiente y a la Universidad de Concepción, con ocasión de su 95° aniversario y encuentro con la comunidad. CEIA, Centro de Educación e Información Ambiental: La empresa continuó apoyando las actividades de este espacio de encuentro abierto a la comunidad, que funciona en alianza con la Municipalidad de Hualpén. Ubicado en la población El Triángulo, muy cerca de la refinería. En este centro tienen lugar charlas, talleres, asambleas y reuniones con dirigentes sociales y vecinos. Además, cuenta con conexión a Internet gratuita.

ENAP MAGALLANES Sensibilización en Eficiencia Energética: Con el objetivo de educar a la población en el uso eficiente del gas, la gerencia de Enap Magallanes apoyó la iniciativa del Sindicato de Trabajadores destinada a presentar la comedia teatral “Si Gas para Chile”. La pieza fue montada por la compañía regional “Pata Elefante” en el Teatro Municipal, en la Escuela Argentina, en la Escuela 18 de Septiembre, en el Teatro Municipal, en el Cine de Cerro Sombrero y en la Escuela Bernardo O’Higgins de Porvenir. En esta misma línea de trabajo, ENAP y el Centro de Estudios de Recursos Energéticos de

la Universidad de Magallanes hicieron entrega del folleto “¡Ilumínate en tu colegio! Conoce los sistemas de iluminación”, a todos los establecimientos educacionales de Punta Arenas dependientes de la Corporación Municipal. Este material contiene información sobre aspectos técnicos de iluminación y recomendaciones sobre el buen uso de la energía.

Becas universitarias: Se becó a siete estudiantes de la Universidad de Magallanes (UMAG), que presentan un buen rendimiento académico, cursan carreras afines al sector energético (Ingeniería Civil en Electricidad, Mecánica y Química) y que han demostrado esfuerzo personal para la finalización de sus estudios.

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ENAP - Memoria Anual 2014

Lego League desarrollado en Punta Arenas, en noviembre de 2014, lo que le permitió participar en la competencia nacional desarrollada en diciembre en Santiago.

Libro de arqueología:

Por primera vez ENAP entregó en Magallanes esta beca que cubre el costo total del arancel del último año de carrera.

Programa Educativo de Robótica:

Enap Magallanes y Methanex entregaron a los establecimientos educacionales de Punta Arenas el libro “Construyendo Futuro en Territorio Aónikenk: Arqueología en el Bloque DoradoRiquelme, Magallanes”. Este aporte cultural fue fruto del trabajo conjunto de profesionales de Enap Magallanes y Methanex, para incentivar el conocimiento de la historia y costumbres de los primeros habitantes de nuestra Patagonia.

Taller de geología a niños del Programa Explora:

En Magallanes, este proyecto favoreció a 30 alumnos de Tercero a Octavo Básico y a docentes líderes de la Escuela de Cerro Sombrero, en Tierra del Fuego. Fruto del trabajo realizado en el año, la Escuela de Cerro Sombrero se adjudicó el primer lugar en el Concurso Regional del First

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Por undécimo año consecutivo, el geólogo de ENAP, Alejandro Pérez, colaboró con el Campamento Científico Escolar que llevaron a cabo el Programa Explora de Conicyt y la Universidad de Magallanes, entre el 6 y el 11 de enero de 2014.

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El profesional dictó el taller “La geología que nos rodea”, que consideró clases teóricas y salidas a terreno a Pali Aike, Río de las Minas, Fuerte Bulnes y el sector playa de Chabunco, donde 30 estudiantes de enseñanza básica y hasta tercero medio conocieron los atractivos geológicos del territorio magallánico, comprendiendo así la dinámica de la formación de la Tierra.

Segunda Etapa SafeStart en colegios:

desempeño en el campo laboral y, al mismo tiempo, generar oportunidades de capacitación laboral, empleo y aprovisionamiento a nivel local.

Visitas guiadas al Museo Salesiano: Este programa de ENAP convocó, al igual que en 2013, a las empresas que cuentan con una muestra permanente en el Pabellón de la Energía del Museo Salesiano Maggiorino Borgatello, en Punta Arenas. En 2014 el museo recibió cerca de 60 jóvenes conscriptos del Regimiento Chorrillos, que se encuentran terminando la enseñanza media en el Ejército y provienen principalmente de la VI y VII regiones.

Carnaval de Invierno:

Gracias al buen resultado de la experiencia piloto, en 2014 se decidió ampliar la cantidad de alumnos participantes a un total de 160 (80 del Instituto Don Bosco y 80 del Liceo Industrial de Punta Arenas), quienes accedieron a los contenidos del curso que reciben todos los trabajadores de Enap Magallanes. El objetivo de este aporte de Enap Magallanes a los liceos técnico-profesionales es colaborar en el proceso educativo de los alumnos, entregándoles una herramienta de gran utilidad para su futuro

Después de siete años, Enap Magallanes volvió a ser parte del Carnaval de Invierno en Punta Arenas. Con la murga “Carnaval de Luces”, se obtuvo el primer lugar en esta categoría contemplada por la tradicional actividad, que reúne a más de 40 mil personas durante dos días.

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Relacionamiento con Comunidades EN Filiales Internacionales

Enap Sipetrol Argentina Enap Sipetrol Argentina lleva adelante una serie acciones que tienen como propósito vincular a la compañía con sus principales públicos de interés, localizados en las áreas de influencia donde la empresa desarrolla sus operaciones. En este sentido, durante 2014 la compañía llevó a cabo acciones relacionadas con el medio ambiente, el desarrollo profesional, la educación y la vinculación directa con los stakeholders prioritarios. En lo que respecta a iniciativas con temáticas medioambientales, durante 2014 se comenzó a trabajar fuertemente en la Pingüinera de la Reserva Provincial Cabo Vírgenes. El plan de trabajo está estructurado en dos etapas, la primera concluyó en octubre de 2014 y consistió en una serie de acciones de mejora en el Estacionamiento,

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Sendero y Mirador Turístico de la Pingüinera; y la segunda etapa, a finalizar durante 2015, implica el mejoramiento y puesta en marcha del Centro de Rehabilitación y el Centro de Interpretación de la Pingüinera, para lo cual ya se avanzó con un relevamiento pormenorizado de las necesidades de dichos centros, las especificaciones técnicas y se inició el proceso de licitación. El trabajo con la Pingüinera implica un acercamiento con el Consejo Agrario Provincial, ente del cual depende el área, y con toda la comunidad local. En el ámbito del desarrollo profesional, en noviembre de 2014 Enap Sipetrol Argentina participó y auspició el IX Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos que se realizó en la ciudad de Mendoza. Esta actividad se lleva a

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cabo cada tres años y es la más importante de la región en estas materias. En forma paralela a este certamen, se organizaron una muestra industrial y comercial, sesiones técnicas, cursos previos al Congreso, visitas a terreno y actividades sociales. Representantes de la compañía formaron parte de esta experiencia que, según las estadísticas, contó con una de las mayores concurrencias de las últimas ediciones. En el área de Educación, la compañía lanzó durante 2014 un programa de Pasantías, con el objetivo de brindar una primera oportunidad de ingresar al mercado laboral a estudiantes universitarios avanzados de diferentes comunidades en las que la compañía desarrolla sus actividades. Las pasantías son coordinadas por medio de la Universidad Nacional de la Patagonia Austral (UNPA) y la Universidad Nacional de la Patagonia San Juan Bosco (UNPSJB), dos de los planteles más importantes de la zona, generando una alianza muy provechosa para ésta y otras acciones futuras. Finalmente, en lo que respecta a la vinculación con los stakeholders más importantes de la organización, Enap Sipetrol Argentina participó, en mayo de 2014, de la Exposición Comercial e Industrial de Comodoro Rivadavia. Además de posibilitar el relacionamiento con los principales grupos de interés locales, la participación en este evento permitió que la compañía diera a conocer la importancia que le asigna al cuidado del medioambiente y las comunidades, por medio de su Sistema de Gestión de Integridad Operacional (SGIO). Durante la muestra, se interactuó con periodistas, estudiantes, pares de la industria, empresas Pymes, autoridades, funcionarios

y público en general. Se trató de un espacio de intercambio muy provechoso, especialmente para los ejecutivos de la empresa, que tuvieron la oportunidad de encontrarse con las más altas autoridades provinciales que visitaron la muestra, entre ellas, el Gobernador y Ministro de Hidrocarburos de Chubut, así como el Cónsul de Chile destinado en Comodoro Rivadavia. Asimismo, como miembro del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG), Enap Sipetrol Argentina participó durante 2014 del Proyecto de Investigación e Innovación en el Área Tecnológica denominado “Recuperación Mejorada de Petróleo” (Enhaced Oil Recovery, EOR, por sus siglas en inglés), que integra el Convenio Marco de Cooperación suscrito en 2009 por el Ministerio de Ciencia, Tecnología e Innovación Productiva de la Nación y el IAPG. Además, la empresa tuvo activa participación en importantes comisiones de trabajo, como por ejemplo: Asuntos Legales, Relaciones Institucionales y Medioambiente, entre otras. Enap Sipetrol Argentina trabaja en el apoyo constante a cuatro actores de relevancia para las operaciones donde realiza sus actividades: destacamentos de bomberos de las localidades cercanas a sus operaciones, la Universidad de la Patagonia Austral (UNPA), el Consejo Agrario Provincial de Santa Cruz (CAP) y el Gobierno de Santa Cruz. Además, abastece de Gas Natural a la Estancia Monte Dinero, a la Prefectura Naval Argentina (PNA) y a la Armada Argentina de la localidad de Faro Vírgenes, en el sur de ese país. Junto con aportar a la creación de valor compartido con los stakeholders, estas acciones también se orientan a robustecer la reputación de Enap Sipetrol Argentina, entendida como licencia social para operar.

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ENAP - Memoria Anual 2014

ENAP Sipetrol Ecuador, ENAP SIPEC

El trabajo de Relaciones Comunitarias de Enap SIPEC contribuye de manera significativa al desarrollo de la operación en el Bloque Mauro Dávalos Cordero (MDC). Con el objetivo de fortalecer la gestión, se realizó una reestructuración del enfoque de las relaciones cotidianas con las comunidades, concibiéndola más allá de la negociación y socialización de nuevos proyectos, como una vía concreta para contribuir al beneficio y desarrollo de las comunidades del Área de Influencia Directa. La sistematización de las actividades para establecer un trabajo coherente y continuo ha sido posible con la aplicación de una matriz de Marco Lógico que evalúa permanentemente los cumplimientos, a la vez que garantiza su eficacia y eficiencia. A continuación, se describen los principales logros y acciones del año 2014.

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Área Educación Entre los aportes realizados por Enap SIPEC se cuentan la entrega de becas a 16 estudiantes beneficiarios de este proceso, mochilas y útiles escolares a alumnos de las Unidades Educativas del área de Influencia Directa y materiales para el mantenimiento de cinco de éstas. Con la finalidad de contribuir a la disposición final de los desechos diarios producidos en las escuelas, además se entregaron Puntos Ecológicos para su recolección. En el marco de las acciones de Responsabilidad Social de Enap SIPEC, también se desarrolló el Proyecto Enapito en la Comunidad, que está dividido en dos etapas:

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“El Club de Enapito”: Instancia que tiene por objetivo educar a niños en temas de prevención en salud y socialización de valores humanos, a través de títeres, juegos, dinámicas grupales, zancos y malabares en las escuelas de las cinco comunidades del área. “Enapito”: Colección de 12 CD grabados en Alta Definición para difundir temas de Nutrición, Salud, Higiene, Cuidado del Medioambiente, Huerto Escolar y valores. Estas colecciones se pusieron a disposición de los niños y niñas de los centros educativos, acompañados de una guía didáctica para los docentes. Apoyo en Salud: El apoyo con las brigadas médicas y odontológicas de Enap SIPEC en cada una de las comunidades del área de influencia directa e indirecta es permanente con atención preventiva.

Apoyo en Salud: El apoyo con las brigadas médicas y odontológicas de ENAP SIPEC en cada una de las comunidades del área de influencia directa e indirecta es permanente con atención preventiva.

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ENAP SIPETROL EGIPTO

Auspicio al torneo de Fútbol de las Empresas de Petróleo y Gas En el marco del Programa de Responsabilidad Social Corporativa que promueve la compañía, y por sexto año consecutivo, Enap Sipetrol Egipto apoyó el Torneo de Fútbol para las Empresas de Petróleo y Gas, que se realiza durante el mes sagrado del Ramadán. Este año, Enap Sipetrol Egipto fue el patrocinador en categoría platino de este torneo, que es el principal evento social del sector y en el que participan las más prestigiosas empresas, tanto públicas como privadas.

Contribución a la comunidad Junto a otras compañías vecinas, la empresa participó en labores destinadas a limpiar, pintar y plantar el área alrededor de sus instalaciones. Asimismo, continuó entregando su contribución social al orfanato local.

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Encuentro multicultural El 27 de febrero de 2014, la Embajada de Chile en El Cairo participó en la celebración del 11° Día Internacional, evento organizado por el centro Sawy Culturewheel, con el objetivo de difundir la cultura de distintos países a nivel intercontinental. Con el apoyo de Enap Sipetrol, los colaboradores de la embajada compartieron con los invitados información valiosa sobre historia y cultura de Chile, así como algunos regalos para conmemorar el acontecimiento. El equipo de la embajada chilena estuvo encabezado por el Embajador y el Cónsul de Chile en El Cairo, además de funcionarios diplomáticos. En representación de Enap Sipetrol Egipto, asistió Sayed Rezk, gerente general de la empresa.

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Enap SIPETROL Egipto

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Sísmica Magallanes

PREMIOS Y DISTINCIONES 6 de febrero

19 de junio

SENDA certificó a Refinería Bío Bío como Espacio Laboral Preventivo

Consejo Nacional de Seguridad distingue a ENAP

Con la presencia de trabajadores de distintas áreas de la empresa y en instalaciones de la compañía, Refinería Bío Bío fue certificada por el Servicio Nacional para la Prevención y Rehabilitación del consumo de Drogas y Alcohol, SENDA, como Espacio Laboral Preventivo del Consumo de Drogas y Alcohol en su nivel inicial. Esta certificación es un reconocimiento al intenso trabajo desarrollado por la empresa, liderado por un equipo coordinador preventivo, conformado por trabajadores de distintos estamentos de la empresa, en el marco del Acuerdo de Colaboración suscrito entre la refinería y Senda, en 2013 para implementar el Programa Trabajar con Calidad de Vida.

Refinería Aconcagua de ENAP obtuvo el premio Consejo Nacional de Seguridad (CNS), galardón que dicha entidad entrega anualmente a compañías del rubro minero, energético, industrial y metalúrgico, y a la cual ENAP está adherido. Como parte del proceso de selección, las estadísticas consideradas para otorgar la distinción son las relacionadas con el personal propio, y no incluyen a los contratistas. El CNS es una entidad sin fines de lucro, que agrupa a empresas de los rubros minero e industrial, y en el que participan además, a universidades y el Ministerio de Salud. El CNS destaca anualmente a aquellas compañías que sobresalen en función de los programas y los resultados obtenidos en el ámbito de la prevención de riesgos.

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Memoria Anual 2014 - ENAP

29 de julio

29 de diciembre

ENAP firma convenio de Eficiencia Energética con el Ministerio de Energía

Distinguen a ENAP por un millón de horas sin accidentes

El convenio se firmó en el marco de la Agenda Energética del Gobierno y busca impulsar un uso más eficiente de los recursos energéticos de ENAP, a través de la promoción de la gestión energética y la utilización de equipos eficientes. También establece la difusión de proyectos exitosos y de experiencias replicables para promover la sustentabilidad energética y el desarrollo del país. Entre los objetivos del acuerdo figura el compromiso por parte de ENAP de mejorar su desempeño energético, implementando programas de mediano y largo plazo que recojan las recomendaciones de auditorías energéticas independientes, ejecutadas por consultoras especializadas.

El trabajo en equipo, liderazgo y la gestión que Refinería Aconcagua de ENAP ha realizado en materia de seguridad, permitió a la empresa completar en septiembre “un millón de horas persona sin Accidentes con Tiempo Perdido en el caso del personal propio”. Este logro fue reconocido por la Mutual de Seguridad de la Cámara Chilena de la Construcción, que le entregó a la filial de ENAP una distinción por este hito. Este reconocimiento demuestra el compromiso de la empresa con la seguridad y con hacer bien las cosas, lo que es el resultado del compromiso de todas las personas que integramos esta empresa.

2 de octubre ENAP recibe Premio Transparencia Corporativa 2014 ENAP recibió el segundo lugar del Premio Transparencia Corporativa 2014, ranking que por quinta vez organizó Chile Transparente y la Universidad del Desarrollo, con el patrocinio de KPMG, y que elabora la consultora Inteligencia de Negocios. La Empresa Nacional del Petróleo, junto a Codelco y Zofri, encabezó el ranking de las estatales más transparentes del país. Marcelo Tokman, Gerente General de ENAP, recibió la distinción a nombre de la empresa de manos de José Antonio Viera-Gallo, presidente de Chile Transparente. Jose Antonio Viera-Gallo y Marcelo Tokman.

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ENAP - Memoria Anual 2014

Trabajadores Enap Refinerías S.A.

GERENCIA DE COMPLIANCE (ÉTICA Y CUMPLIMIENTO) La gerencia de Compliance reporta al directorio de ENAP, a través de su Comité de Auditoría, Riesgo y Ética, y desde su creación, en 2012, su objetivo ha sido gestionar el compromiso que la empresa ha asumido con las buenas prácticas en los negocios, la ética y el cumplimiento de las normas que debe adquirir toda empresa socialmente responsable. De esta forma, la misión es entregar el camino para que la empresa y todas las personas que pertenecen a ella, se identifiquen con los valores de ENAP y con la necesidad de desarrollar las buenas prácticas en todos los ámbitos en que interactúa la compañía, es decir, los trabajadores, las comunidades, los contratistas, los proveedores, los clientes, las autoridades y la sociedad en general. Consecuente con lo anterior, el rol de esta gerencia es principalmente preventivo, y busca a través de su Programa de Compliance, fortalecer la cultura ética de la organización y desarrollar acciones

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que permitan generar un ambiente favorable que se identifique con los valores de la empresa y el cumplimiento de la normativa vigente. ENAP, en el desarrollo de sus actividades, debe velar por las buenas prácticas y el cumplimiento de las normas, para de esta forma ser reconocida como una empresa responsable, transparente y sustentable, y que todos quienes trabajan en ella se sientan orgullosos de pertenecer a la organización. Durante 2014, las principales actividades de la Gerencia de Compliance fueron: 1. Gestión e investigación de la Línea de Consultas y Denuncias ENAP Responde

Se recibieron 99 casos, correspondientes a 41 consultas y 58 denuncias. Las materias más consultadas y/o denunciadas tuvieron relación con temas relativos a conflictos de intereses,

Memoria Anual 2014 - ENAP

aspectos laborales, resguardo de patrimonio y no discriminación.

al Gerente de Compliance de ENAP. Actualmente la empresa se encuentra en el proceso de certificación de su Modelo de Prevención de Delitos, el cual se enmarca dentro de los deberes de dirección y supervisión que exige la legislación chilena.

2. Difusión del Código de Ética en ENAP y en Enap Sipetrol Argentina

Se continuó con la capacitación del Código de Ética en las distintas Unidades de Negocio en Chile. Durante agosto se dio comienzo a tales actividades en Enap Sipetrol Argentina, realizándose a todos los trabajadores y en todas las Unidades de Negocio.

4. Nuevo Gerente

A partir de septiembre se incorporó como nuevo gerente de Compliance el abogado Alejandro Charme Chávez, quien liderará todos los proyectos y desafíos de esta gerencia.

3. Implementación y desarrollo del Modelo de Prevención de Delitos

5. Nueva Política de Conflicto de Intereses y Política de Regalos, Invitaciones y Beneficios





Durante el transcurso del año, la gerencia de Compliance comenzó con la implementación y el desarrollo del Modelo de Prevención de Delitos, cuyo alcance comprende a ENAP Casa Matriz y sus filiales. El directorio designó como encargado de prevención de delitos y oficial de cumplimiento

En diciembre, el directorio de ENAP ratificó la Política de Regalos, Invitaciones y Beneficios existente y la gerencia de Compliance desarrolló una aplicación online para hacer las declaraciones respectivas. Además, se aprobó una nueva Política de Conflicto de Intereses.

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ENAP - Memoria Anual 2014

Consultas y denuncias año 2014 Total consultas y denuncias

99

Denuncias Consultas

58

41

Canales de consultas y denuncias Enero a Diciembre 2014

3,03% Teléfono

4,04% 13,13%

Carta

Presencial

19,19% Web

60,61% Email

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Memoria Anual 2014 - ENAP

Materiales de consultas y denuncias enero a diciembre 2014* 35

Conflictos de interés

31

Resguardo de Patrimonio e información

30 25

28

No discriminación / Equidad/ Privacidad.

24

Aspectos laborales

21

Otros

20

Gestión

15

Seguridad

15

Comunidades

10

7

5

2

0

1

* La cantidad de conductas no necesariamente coincide con la cantidad de casos, dado que una misma situación puede involucrar una o más conductas.

Consultas y denuncias terminadas y en investigación año 2014

79%

Terminados 78 casos

21%

Investigación 21 casos

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ENAP - Memoria Anual 2014

DAO Maipú.

Memoria Anual 2014 - ENAP

ENAP - Memoria Anual 2014

GESTIÓN INTEGRAL DE RIESGOS ENAP, durante el primer semestre de 2014, continuó trabajando sobre el modelo de gestión integral de riesgos, vigente desde 2012. A partir de junio del mismo año, dada la llegada del nuevo Gerente General, las distintas Líneas de Negocio y gerencias transversales presentaron y validaron sus principales riesgos, planes de mitigación y el nivel de ejecución de los mismos. Recibieron retroalimentación y propuestas de mejora, las que se fueron poniendo en práctica en el transcurso del año.

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Con una mirada hacia el 2015, los desafíos apuntan a mejorar la Gestión Integral de Riesgos, identificando los distintos niveles de madurez que existen en las Líneas de Negocio y gerencias transversales, y definir e implementar un plan de trabajo que nos permita ir cerrando paulatinamente las brechas identificadas, y lograr un grado de madurez similar a nivel ENAP. De esta forma contribuiremos al cumplimiento de los objetivos definidos en el Plan Estratégico de ENAP.

Memoria Anual 2014 - ENAP

Magallanes

ENAP - Memoria Anual 2014

FACTORES DE RIESGO DE MERCADO

ENAP participa en la exploración y producción de hidrocarburos a través de su filial Enap Sipetrol S.A. y, en la refinación, transporte, almacenamiento y comercialización de los productos derivados del petróleo a través de Enap Refinerías S.A. La refinación y comercialización de sus productos en Chile representa una parte substancial de las operaciones de ENAP. Enap Refinerías S.A. lidera el abastecimiento del mercado nacional con una participación de mercado que históricamente ha fluctuado entre el 70 y el 80%. La empresa accede al mercado internacional para el suministro de petróleo crudo y productos, situación que le permite asegurar el abastecimiento y el cumplimiento de sus compromisos comerciales. El abastecimiento de petróleo crudo de Enap Refinerías S.A. se obtiene mayoritariamente de Sudamérica y el Mar del Norte, siendo los principales proveedores Brasil, Colombia, Ecuador, Argentina y el Reino Unido. Las refinerías de la compañía cuentan con las instalaciones necesarias para la recepción y el almacenamiento de esta materia prima. En cuanto al origen de las importaciones de productos refinados, durante el último año éstos provinieron principalmente de Estados Unidos. El negocio de Enap Refinerías S.A. consiste principalmente en la compra de crudos en el mercado internacional para su refinación y posterior venta de los productos así elaborados en el mercado doméstico, de acuerdo a su política de precios de paridad de importación. El margen de refinación

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se encuentra afecto a la fluctuación de los precios internacionales del petróleo crudo, de los productos refinados y al diferencial entre ambos (margen internacional o “crack”). Considerando un nivel de refinación promedio de 72 millones de bbl al año, una variación de US$ 1/bbl en el crack tendría, si permanece el resto constante (ceteris paribus), un impacto en resultados de U$ 72 millones en una dirección u otra. Como estrategia central para enfrentar el riesgo de variación del margen de refinación, ENAP ha orientado sus inversiones al incremento de su flexibilidad productiva y de la calidad de sus productos. Hasta ahora no se han contratado derivados financieros para fijar el margen de refinación, pero se están monitoreando permanentemente los niveles de precio ofrecidos por el mercado. Los riesgos relevantes para el negocio están esencialmente en el margen de refinación y en las fluctuaciones de precios en los mercados internacionales de crudo y productos, debido al tiempo que transcurre entre el momento de la compra (embarque) de los crudos y la venta de los productos refinados a partir de éstos. Para cubrir este último riesgo, se efectúan coberturas del tipo Time Spread Swaps. Dichas estrategias de cobertura son complementadas con el uso de contratos de venta swap de productos refinados. Dada la alta volatilidad del precio del crudo, la administración ha continuado con la política de contratación de coberturas que permitieran minimizar el impacto de eventuales bajas repentinas y significativas en el

Memoria Anual 2014 - ENAP

precio del crudo, considerando el ciclo del negocio de refinación, por el desfase entre los precios de venta de los productos y el costo del crudo refinado. No obstante lo anterior, es importante mencionar que estos instrumentos por su naturaleza y forma de operar, protegen de las variaciones de precios del crudo, pero no aseguran en un 100% la eliminación de efectos en resultados producto de la volatilidad en la compra de materia prima.

Adicionalmente, la compañía ha efectuado operaciones del tipo swap de diferencial, el cual tiene por objetivo fijar el precio de aquellos embarques indexados a los marcadores WTI ó DTD al marcador Brent ICE. En cada licitación de compra de petróleo crudo, la decisión de comprar una u otra alternativa ofrecida se toma en base a un modelo de optimización que toma en cuenta, entre otras variables, un margen de refinación proyectado sobre el marcador Brent ICE.

Tipo de cambio USD Observado 630.00 620.00 610.00 600.00 590.00 580.00 570.00 560.00 550.00 540.00 530.00 520.00 510.00 500.00

ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

T/C Observado Fuente: ICE, Bloomberg.

109

ENAP - Memoria Anual 2014

Por lo anterior, al adjudicar una licitación de petróleo crudo a una oferta denominada en marcador WTI ó DTD es de relevancia asegurar que el diferencial entre el dicho marcador y el Brent ICE en el momento que se tomó la decisión de compra no se deteriore en forma significativa, con el fin de mantener el criterio de optimización que primó al momento de adjudicar la compra de dicho crudo. El tipo de cambio es otro de los factores de riesgo del negocio debido a que parte importante de los ingresos son en pesos y los pasivos en dólares. Este factor se ve minimizado por la política de cobertura de tipo de cambio de cuentas por cobrar y de precios de productos basada en la paridad de importación indexada en dólares, situación que se analiza en forma periódica para mantener una posición competitiva, considerando la libertad de precios y de importación que existe en Chile. El valor razonable, de los contratos forward de moneda, es calculado tomando como referencia a los tipos de cambio forward actuales de contratos con similares perfiles de vencimiento.  El valor razonable del swap de diferencial, es calculado utilizando las tablas de contratos de futuros de los marcadores relevantes (WTI Nymex, DTD Brent o ICE Brent).

Síntesis de resultados ENAP alcanzó una utilidad al 31 de diciembre de 2014 de US$ 157 millones, lo que se compara positivamente con la utilidad alcanzada al 31 de diciembre de 2013 de US$ 134 millones (variación de US$ 23 millones). Este mejor resultado se genera por una mejor gestión en el resultado no operacional y efectos positivos en impuestos. El EBITDA generado al 31 de diciembre de 2014 fue de US$ 621 millones, lo

110

cual se compara con los US$ 678 millones generados al 31 de diciembre de 2013. Cabe destacar que el resultado y EBITDA del 2014 se lograron a pesar de una serie de hechos que afectaron negativamente la performance financiera de ENAP. Dentro de los eventos que generan este menor resultado y EBITDA el 2014 respecto del 2013, se encuentran; mayor costo en abastecimiento región de Magallanes, menores costos netos (precios de compra) por cambio de contrato con BG, dividendos y ganancia de capital del negocio Primax a fines de 2013. Es importante mencionar que el 15 de mayo de 2014, la empresa tomo la decisión de detener las operaciones de la planta de Etileno, a partir de lo cual comenzaron a generarse ahorros en los costos de operación en Refinería Bío Bío. El patrimonio de ENAP alcanzó los US$ 546 millones al 31 de diciembre de 2014, incrementándose en US$ 315 millones respecto al 31 de diciembre de 2013, producto de la utilidad del ejercicio, abono en resultados acumulados de US$ 109 millones por efectos de la reforma tributaria y abono neto del ejercicio en reservas de cobertura por US$ 49 millones.

Estado de resultados INGRESOS La disminución en los ingresos por venta de productos propios de R&C (US$ 606 millones), se explica principalmente por la reducción del precio internacional de los productos, lo cual repercute en la fijación de precios en el mercado local. El precio de venta promedio de productos propios

Memoria Anual 2014 - ENAP

disminuyó desde 123,2 US$/Bbl a 115,9 US$/ Bbl (5,9%). A su vez la variación en volumen tal como se explica más adelante, es marginal entre un año y otro. Con respecto a la venta de producto importados de R&C (Diesel, Gasolinas y Petróleo Combustible), éstas totalizaron una venta de 1.247 Mm3 en el año 2014, lo cual se compara con los 2.189 Mm3 del ejercicio anterior, esta disminución de un 43% se explica por menor demanda de diesel por parte de las empresas termoeléctricas y una baja en la demanda de gasolinas. Los ingresos por venta en E&P se incrementaron en US$ 51 millones explicado principalmente por mayores ingresos por crudo y servicios petroleros en Ecuador. Los ingresos asociados a la compensación que cubre el menor valor que se obtiene de las ventas de gas producido en la Región de Magallanes, ascendió a US$ 55 millones (US$58 millones por el año 2013). Esta cifra, que es consecuencia de la aprobación de la Ley de Presupuestos, es inferior al costo de venta real, que asciende a US$ 105,3 millones. COSTOS DE VENTAS En línea con la baja en los ingresos, los costos de ventas de ENAP al 31 de diciembre de 2014 disminuyeron en US$ 1.280 millones, manteniendo el margen de beneficio bruto en 5%, al igual que para el año 2013. La baja en el costo de venta (US$ 1.280) se explica principalmente por la variación de los siguientes conceptos:

ENAP - Memoria Anual 2014

El costo de compra de crudo disminuyó US$ 650 millones (9,4%) lo que se explica por una baja en el precio del costo promedio de la materia prima que pasó de 107,1 US$/bbl durante el año 2013 a 97,9 US$/bbl durante el año 2014, lo que se debió a la caída del precio internacional y a la optimización del proceso de compra de crudo. Por otra parte, se observó una disminución en los metros cúbicos vendidos desde 10.343,9 Mm3 al 31 de diciembre de 2013 a 10.277,4 Mm3 al 31 de diciembre de 2014. Respecto al menor costo de compra de productos importados, tal como se indicó precedentemente, la baja es consecuencia tanto de los menores precios como del menor volumen de venta. MARGEN PRIMO El Margen Primo Unitario se mantuvo en línea con el año anterior en 15,6 US$/bbl, lo cual está asociado al comportamiento de los márgenes internacionales para productos derivados del petróleo durante el año. MARGEN BRUTO El Margen bruto al 31 de diciembre de 2014 fue de US$ 479 millones, lo que representa una variación negativa de US$ 94 millones con respecto al año anterior. El Margen Bruto de R&C muestra una caída de US$ 24 millones, que se origina en la operación de la Línea en la Región de Magallanes, ya que la operación de Enap Refinerías a nivel de margen bruto se mantuvo sin variación. En la Línea de Exploración y Producción, el Margen Bruto muestra una caída de US$ 70 millones.

Bío Bío

Memoria Anual 2014 - ENAP

Esta caída se explica principalmente por: menores ingresos en Enap Magallanes por menor venta de raw product; mayores costos de producción en Argentina y Magallanes: mayores costos en la compras de gas a terceros para el abastecimiento en la región de Magallanes; todo compensado con mayores ingresos en Egipto como consecuencia del éxito de la campaña de exploración en el activo East Ras Qattara en 2014. VARIACIONES OTROS RUBROS El rubro Otras Ganancias (Pérdidas) disminuyó de un ingreso por US$ 126 millones al 31 de diciembre de 2013 a un ingreso por US$ 2 millones al 31 de diciembre de 2014, debido fundamentalmente a los efectos de la venta de la inversión en Perú (Primax) registrada en el 2013. El rubro Otros Gastos por Función disminuyó desde US$ 90 millones a US$ 41 millones al 31 de diciembre de 2014 (54,4%). Los estudios geológicos disminuyeron US$ 16 millones, ya que fueron incurridos en 2013 asociados al Bloque 3J (Ecuador), los pozos secos de exploración y abandonos disminuyeron en US$ 39 millones debido a una mayor probabilidad de éxito. Los costos de distribución disminuyeron US$ 20 millones por menores costos asociados a fletes marítimos. Los costos financieros, por su parte, tuvieron una disminución de US$ 18 millones (9,1%) al pasar desde US$ 197 millones a US$ 179 millones al 31 de diciembre de 2014, debido principalmente a la disminución de la deuda que mantiene ENAP en préstamos bancarios en US$ 18 millones.

La Participación en las Ganancias y (Pérdidas) de asociadas disminuyó en US$ 11 millones al 31 de diciembre de 2014, debido a menores resultados de la cartera de inversiones en empresas asociadas y a que en al año 2013 se reconocían en esta línea los resultados de la operación de Primax en Perú. El concepto Diferencia de Cambio reflejó una pérdida de US$ 8 millones al 31 de diciembre de 2014, lo que se compara con la pérdida de US$ 25 millones al 31 de diciembre de 2013. Este valor refleja una compensación entre el costo de las coberturas de cuentas por cobrar y la depreciación del peso chileno que afectó los saldos acreedores del balance. Las coberturas de cuentas por cobrar consisten en contratos forward que permiten fijar el tipo de cambio a futuro, en previsión del riesgo de pérdida por las cuentas por cobrar a clientes, denominadas en pesos. El rubro Impuesto a la Renta reflejó un beneficio fiscal de US$ 87 millones al 31 de diciembre de 2014, lo que se compara con el gasto de US$ 74 millones obtenido al 31 de diciembre de 2013. ACTIVOS Al 31 de diciembre de 2014 el total de activos presenta una disminución de US$ 617 millones con relación al existente al 31 de diciembre de 2013. Esta disminución se genera principalmente por las variaciones experimentadas en los saldos de los siguientes rubros: - El rubro Inventarios refleja una disminución de US$ 560 millones (43%) con respecto al 31 de diciembre de 2013. Las principales variaciones son el efecto de:

113

ENAP - Memoria Anual 2014

Enap Sipec

• El menor valor del Inventario de Crudos para refinación ascendente a US$ 373,4 millones, explicado principalmente por una disminución en el volumen de inventarios, que baja desde 854,1 Mm3 en diciembre de 2013 a 730,1 Mm3 (14,5%) al 31 de diciembre de 2014, complementado con el efecto de una disminución de los precios internacionales del crudo, según valores unitarios comentados precedentemente. Adicionalmente, al 31 de diciembre de 2014 se ha ajustado el valor contable del crudo al valor neto realizable lo cual corresponde a su valor de reposición, por un valor de US$ 123 millones, el que tiene su compensación total a través de las operaciones de cobertura efectuadas por la empresa, y que se ven reflejadas en el rubro Costo de Ventas. • El menor valor del Inventario de Productos, ascendente a US$ 193,2 millones, explicado por un menor precio en el costo unitario de las 114

existencias que disminuye de 116,5 US$/bbl a 87,8 US$/bbl (24,7%), compensado en parte por el aumento en el volumen de inventario de productos, que sube de 812,1 Mm3 al 31 de diciembre de 2013 a 901,6 Mm3 (11,0%) al 31 de diciembre de 2014. Adicionalmente al 31 de diciembre de 2014 se ha ajustado el valor contable de los productos al valor neto realizable, por un valor de US$ 72 millones, el que tiene su compensación total a través de las operaciones de cobertura efectuadas por la empresa y que se ven reflejadas en el rubro Costo de Ventas. - Una disminución de US$ 315 millones (67,2%) en la cuenta Efectivo y Efectivo Equivalentes a consecuencia de la posición de cierre diferentes en ambos años. - Una disminución de US$ 294 millones (29,5%) en la cuenta Deudores Comerciales y Otras Cuentas

Memoria Anual 2014 - ENAP

por Cobrar Corrientes respecto a diciembre de 2013, principalmente en el rubro Deudores por Ventas. Esta disminución se explica por menor precio promedio nominal, estimado a partir de los precios unitarios netos de venta de los meses de diciembre de 2014 y diciembre de 2013 de los productos propios y productos comprados de un 26,2% (118,3 US$/ bbl v/s 87,2 US$/bbl). Lo anterior se ve compensado por: - El aumento en la cuenta Otros Activos Corrientes de US$ 211 millones (5.275,0%) respecto a diciembre 2013, corresponde a una posición activa de los derivados de coberturas, principalmente Time Spread Swap-TSS. - Un aumento de US$ 201 millones (35,9%) en el rubro Activos por Impuestos Diferidos principalmente producto de la aplicación de la Reforma Tributaria

que modifica el sistema de tributación de la renta e introduce diversos ajustes en el sistema tributario, lo que generó un cargo por US$ 113 millones, y por efecto del aumento del activo diferido asociado a la diferencias temporales durante el ejercicio. - El aumento de US$ 116 millones (4,4%) en el rubro Propiedades, Planta y Equipo, neto se explica principalmente por un efecto compensado entre las adiciones que sumaron US$ 522 millones, de los cuales corresponden US$ 400 millones a inversiones en E&P, menos los gastos por depreciación que ascendieron a US$ 373 millones y otros movimientos por US$ 33 millones. PASIVOS Al 31 de diciembre de 2014 los Pasivos en su conjunto disminuyeron en US$ 932 millones (15,4%) con relación a los Pasivos vigentes al 31

115

ENAP - Memoria Anual 2014

Argentina

de diciembre de 2013. Las principales variaciones corresponden a: - Las Cuentas por Pagar Comerciales y Otras Cuentas por Pagar, disminuyeron en US$ 803 millones (52,4%) principalmente debido a la disminución de las cuentas con proveedores extranjeros y acreedores varios extranjeros por pago de compra de crudo. - El nivel de Otros Pasivos Financieros (Corrientes y No Corrientes) disminuyó en US$ 71 millones (1,8%). Los Pasivos Financieros Corrientes disminuyen US$ 27 millones, mientras los Pasivos Financieros No Corrientes lo hicieron en US$ 44 millones. La principal modificación de la composición de la deuda, respecto al 31 de diciembre de 2013, corresponde a la amortización del capital del Bono 144-A con vencimiento en marzo de 2014, por un monto de US$ 150 millones; a la emisión y colocación de Bono 144- A en el mercado estadounidense en octubre de 2014, a una tasa de interés de 4,375% anual

116

por un monto de US$ 600 millones destinados al refinanciamiento de pasivos, y el reconocimiento de una deuda de US$ 93 millones como contraprestación por la prórroga del contrato de UTE en el Área de Magallanes (Argentina). PATRIMONIO - El Patrimonio de la empresa aumentó en US$ 315 millones (136,6%) al 31 de diciembre de 2014 respecto al 31 de diciembre de 2013, producto del resultado del ejercicio de US$ 157 millones, más los efectos de la reforma tributaria por US$ 109 millones, los cuales de acuerdo con las disposiciones del Oficio Circular Nº 856 de la SVS de fecha 17 de octubre de 2014, se contabilizaron con efecto en resultados acumulados y abono neto del ejercicio en reservas de cobertura por US$ 42 millones de cambios en otros resultados integrales, que corresponden principalmente al reconocimiento del resultado devengado por coberturas de crudo (TSS).

Memoria Anual 2014 - ENAP

Política de Dividendos / Utilidad Distribuible El Fisco de Chile, a través del Ministerio de Hacienda, puede ordenar el traspaso a Rentas Generales de la Nación, anticipos y/o utilidades generadas por ENAP, de acuerdo con lo establecido en el artículo 29 del Decreto Ley 1.263, de 1975. Posteriormente el Ministerio de Hacienda mediante Oficio N°1292 de fecha 15 de julio de 2012 y Oficio N°1125 de fecha 20 de mayo de 2013, en virtud de la situación financiera que atraviesa la empresa, resolvió autorizar una política de distribución de utilidades con el objetivo de contribuir a la estabilidad y recomposición del patrimonio de la

compañía, lo que consiste en mantener la revisión anual de la situación financiera de la empresa, para decidir si corresponde autorizar la capitalización de las utilidades de las filiales y de la matriz, en tanto se mantenga la situación de pérdida tributaria. La política de reparto de dividendos de las sociedades filiales de Empresa Nacional del Petróleo, se basa en las instrucciones impartidas en el Oficio N° 526 de fecha 3 de julio de 2006, del Ministerio de Hacienda, el cual establece el traspaso del 100% de las utilidades anuales de éstas. Durante 2014, el Ministerio de Hacienda, de acuerdo a Oficio N°2150/ 2014, resolvió suspender para los años 2014 y 2015 la política de distribución del 100% de las utilidades de las filiales de ENAP.

117

ENAP - Memoria Anual 2014

Política de Dividendos año 2014 de las Filiales de ENAP

que ascienden a US$1.199 millones al 31 de diciembre de 2013.

Enap Refinerías S.A., en la 33° Junta Ordinaria de Accionistas, celebrada el 30 de abril de 2014, los accionistas dejaron constancia que no procede la distribución de dividendos, hasta que la Sociedad absorba las pérdidas acumuladas

Enap Sipetrol S.A., en la 24° Junta Ordinaria de Accionistas, celebrada el 30 de abril de 2014, los accionistas, aprobaron por unanimidad no repartir las utilidades del ejercicio 2014 como dividendos a los accionistas.

Dividendo pagado al fisco Año

Unidad definitiva del ejercicio anterior MMUS$

Anticipo de utilidades del ejercicio MMUS$

Total de traspaso MMUS$

2014

0,0

0,0

0,0

2013

0,0

0,0

0,0

2012

0,0

0,0

0,0

2011

0,0

0,0

0,0

2010

0,0

0,0

0,0

2009

0,0

0,0

0,0

2008

38,3(*)

0,0

38,30

2007

0,0

0,0

0,0

2006

56,4

0,0

56,40

2005

0,0

0,0

0,0

2004

1,97

95,3

97,30

2003

4,36

146,1

160,50

2002

2,34

70,0

72,36

2001

0,62

59,8

72,36

2000

8,28

62,3

80,60

(*) Con cargo a utilidades de años anteriores efectuadas mediante el mecanismo de compensación que autorizó el Decreto 148, con fecha de enero de 2008.

118

Memoria Anual 2014 - ENAP

Con fecha 9 de abril de 2014, el Ministerio de Hacienda, según Oficio Ord. N° 733, autorizó a la filial Enap Sipetrol S.A. capitalizar las utilidades correspondiente al ejercicio 2013, por un monto de MUS$ 115.492, cuyo traspaso al Fisco fue transitoriamente suspendido mediante Ord. N° 1590 del año 2013.

Reparto de dividendos de las filiales de ENAP Enap Refinerías S.A., en su 33° Junta Ordinaria de Accionistas, celebrada el 30 de abril de 2014, acordó por unanimidad dejar expresa constancia que no procede la distribución de dividendos con cargo a las utilidades obtenidas por la Sociedad durante el ejercicio correspondiente al año 2013, en razón de que la Sociedad registra pérdidas acumuladas que exceden el monto de dichas utilidades. (Artículo 78 Ley 18.046 de Sociedades Anónimas). Enap Sipetrol S.A. en su 24° Junta Ordinaria de Accionistas, celebrada el 30 de abril de 2014, acordó por la unanimidad de los accionistas no repartir las utilidades generadas por el ejercicio económico 2013 y autorizó capitalizar 100% de dichas utilidades, lo cual se materializó en Junta Extraordinaria de Accionistas, celebrada con fecha 24 de junio de 2014.

Refinería Bío Bío.

ENAP - Memoria Anual 2014

Enap Sipec

Memoria Anual 2014 - ENAP

Aprovisionamiento La gerencia de Aprovisionamiento cumple un rol de apoyo estratégico al logro de los objetivos de las diferentes Líneas de Negocio de ENAP. Prestar un servicio

de excelencia a las Líneas de Negocio en términos de seguridad, calidad, oportunidad y costo es lo que establece el norte para las actividades de esta gerencia.

1.200 1.107

48

104

955

1.000 E&P

800

CORP

600

R&C

463 61 583

400 200



Total

Ecuador

Argentina

Chile

Montos en millones de USD. Excluye compras de crudo.

ENAP realizó compras de bienes y contrataciones de servicios por un total de US4 1.107 millones en 2014.

desarrolló e implementó, en conjunto con la gerencia de HSE, una nueva metodología de “Gestión de HSE en Procesos de Abastecimiento”. Los elementos

Más de un 75% del monto total corresponde a contrataciones de servicios, y el porcentaje restante, corresponde a compras de bienes. Durante 2014 la gerencia de Aprovisionamiento realizó además un conjunto de iniciativas especiales:

Seguridad Considerando la gran importancia del tema Seguridad y prevención de accidentes para ENAP, se

principales de esta política son el análisis detallado de riesgos asociados con la compra del servicio o bien, así como la incorporación sistemática y consecuente de criterios de HSE en la selección inicial de un proveedor y en la evaluación de desempeño del proveedor durante la vigencia del contrato. El equipo de Aprovisionamiento toma un papel muy activo en alinear a los contratistas con ENAP en su preocupación y esfuerzos por proteger

121

ENAP - Memoria Anual 2014

adecuadamente la salud y seguridad de los trabajadores y el cuidado del medioambiente. En este contexto, Aprovisionamiento realizó un número significativo de reuniones bilaterales y encuentros multilaterales con los proveedores de la empresa durante 2014.

iniciativas concretas para realizar tales potenciales y obtener beneficios en términos de optimizar capital de trabajo, fortalecer el control y la gestión de inventarios, asegurar adecuada disponibilidad y niveles óptimos de stocks, así como seguir mejorando la seguridad de las bodegas.

Gestión Integral de Proveedores

TICA

En el segundo semestre de 2014, Aprovisionamiento definió un modelo de Gestión Integral de Proveedores, el cual busca fomentar el desarrollo de alianzas estratégicas con proveedores críticos con alto impacto en el negocio. Sobre la base de este modelo, y trabajando en conjunto con los proveedores críticos, ENAP espera capturar beneficios relevantes durante los próximos años en términos de mejoras en Seguridad, innovación tecnológica, reducción de costos, eficiencia operativa y realización de sinergias.

Durante el primer trimestre de 2014 se realizó la planificación estratégica de la subgerencia de Tecnologías de la Información, Comunicación y Automatización (TICA), la cual fue validada por el Comité Estratégico y de Sustentabilidad de ENAP, reposicionando a TICA como una unidad estratégica de la empresa, que contribuye a la sustentabilidad de los negocios de ENAP, mediante la Innovación, optimización de los procesos de negocio y la implementación de Tecnología para la transformación del negocio.

PyMEs

Esta nueva visión, permitió generar un mapa de ruta para TICA, con objetivos de corto y largo plazo alineados con el Plan Estratégico 20142025 de ENAP, además se le confirió los roles de “gobernabilidad”, “asesoramiento” y “servicios”, imprescindibles para lograr los objetivos trazados,

Las pequeñas y medianas empresas son un elemento muy importante en el desarrollo de las actividades de ENAP. Reconociendo esta importancia, la empresa está comprometida con seguir desarrollando sus relaciones con PyMEs en lo que se refiere a compras de bienes y servicios. Aprovisionamiento está elaborando diferentes iniciativas específicas al respecto, las cuales se implementarán durante 2015.

Gestión de inventarios En el marco de su responsabilidad para todas las bodegas de materiales y repuestos de ENAP, Aprovisionamiento realizó en 2014 un análisis y benchmarking exhaustivo de su gestión de inventarios, identificando potenciales de optimización y elaborando

122

por medio de los cuales TICA debe robustecer, desarrollar y asegurar la disponibilidad de los sistemas de información y tecnología que soporten al negocio en tres ámbitos de acción: • Optimizar procesos operativos y resguardar la confiabilidad y vida útil de los activos. • Asegurar la disponibilidad y seguridad de la información para la toma de decisiones. • Operar de forma segura las instalaciones, con el debido cuidado por las personas y las comunidades.

Memoria Anual 2014 - ENAP

INFRAESTRUCTURA Para establecer bases tecnológicas que soporten la actividad de los negocios y los desafíos que TICA enfrentará en su nuevo rol estratégico, se desarrollaron un conjunto de iniciativas en el ámbito de la infraestructura tecnológica, entre las cuales se destacan:

Nueva plataforma de procesamiento de datos analíticos en memoria Por medio de un acuerdo estratégico desarrollado durante 2014, se ha programado la implementación de una nueva plataforma de procesamientos de datos analíticos en memoria (Hana), la cual permitirá acceder y gestionar grandes volúmenes de datos, sobre un vector de tiempo varias veces más veloz que la actual resolución. Esta plataforma será la base tecnológica para robustecer y optimizar los sistemas y aplicaciones existentes, así como los planificados en el roadmap de TICA, dentro de las cuales está la Planificación de Recursos Empresariales (ERP por sus siglas en inglés), Sistema de Información de producción (PI), Certificación de datos de laboratorio (LIMS), Nómina de Recursos Humanos, entre otros.

Actualización de SAP Durante el 2014 se inició la actualización (upgrade) de SAP, la cual finalizará el 2015 en conjunto con la implantación de Hana, logrando importantes sinergias.

Robustecimiento de la infraestructura tecnológica Se robustecieron las plataformas de los Sistemas de Información de Plantas (PI), existentes en las refinerías

de ENAP. Además se integró al sistema corporativo, los sistemas PI de refinerías y los colectores de datos de los oleoductos y almacenes, disponiéndolos en la nube Empresarial ENAP, facilitando el acceso y explotación de la información para la generación de conocimiento e inteligencia de negocio. Se mejoraron los servicios de redes de comunicación, por medio de la incorporación de tecnología de última generación, lo que permitió la optimización de las capacidades de los enlaces de comunicación y mejora en la cobertura en las zonas en que ENAP tiene presencia. Se destacan la ampliación de los servicios para las áreas de exploración en la Isla de Tierra del Fuego, que permitirán montar servicios que ayuden a la seguridad y productividad de los trabajadores.

Nuevo modelo de atención servicios usuarios Mejorar la atención de los servicios usuarios es uno de los focos definidos en la planificación estratégica, para lo cual TICA, durante 2014, trabajó en el desarrollo y modelo de una Mesa de Servicios integral. Dentro de los objetivos más importantes están mejorar la gestión de conocimiento, realizar una gestión proactiva a partir del monitoreo total de la infraestructura, por medio de un único sistema estandarizado que permita mejorar la integridad de la información y servicios.

PROYECTOS Durante 2014 se desarrollaron iniciativas con foco en la sustentabilidad y en la agregación de valor, las más destacadas son:

123

ENAP - Memoria Anual 2014

Herramientas para balance de crudos y productos: TICA está realizando la implementación, en conjunto con la gerencia de R&C, de una herramienta integrada de Contabilidad de la Producción para toda la compañía, que optimizará el registro de movimientos de balances de crudos y productos, de acuerdo a las mejores prácticas de la industria. La nueva plataforma permite disponer de la información estandarizada, confiable y oportuna para los procesos de logística de inventario de crudos y productos y para la gestión operativa de programación y control. Este proyecto se desarrolla por etapas: el año 2014 se realizó el diseño y la configuración de la primera refinería (Aconcagua) y el DAO. Durante 2015 se proyectan los primeros logros en estas unidades, para continuar con Refinería Bío Bío y Magallanes. En 2016 estará implementado el modelo corporativo.

Automatización de patios de cargas: La implementación conjunta con la gerencia de Logística, del módulo SAP LE-TRA (Logistic Execution Transport), en Patios de Carga de Maipú, San Fernando, Linares, Aconcagua, Bío Bío y Pemuco, mejoró el control y gestión de la entrega de producto de las plantas de Enap Refinerías, permitiendo la integración y trazabilidad del proceso logístico de las ventas por patio de carga. Los próximos pasos consideran la instalación de sistemas de gestión conectados directamente a los instrumentos presentes en los patios de carga, con el fin de lograr un grado mayor de automatización.

124

Sistema de Información E&P: TICA como parte del comité de telemetría participo en el diseño y actualización de la red de telemetría para el proyecto Arenal. En conjunto con la gerencia de Operaciones de E&P Magallanes, se llevó a cabo el diseño y estrategia para el reemplazo del sistema de gestión de producción de Magallanes. Asimismo se trabajó en el desarrollo de tableros de Inteligencia de Negocios, que tienen como objetivo servir de fuente de información para la gestión y producción de E&P.

Sistema de Radiocomunicaciones Digital: TICA en su rol asesor y de servicio, desarrolló un proyecto conjunto con la Línea de Negocio de R&C, para abordar uno de los pilares estratégicos de Enap Refinerías, “La sustentabilidad como factor crítico”. Esta iniciativa se hace cargo de la actualización de la plataforma de radiocomunicaciones, la cual era obsoleta y con poca cobertura, siendo reemplazada por una plataforma de última generación que garantiza una alta disponibilidad de las comunicaciones radiales, incorporando funcionalidades que apoyan la seguridad de las personas (geolocalización, hombre caído y trabajador solitario), seguridad de la información (encriptación, desvinculación de radios del sistema ante perdida o extravío e identificador de llamada), y proporcionando cobertura acorde a las necesidades actuales.

Memoria Anual 2014 - ENAP

DAO Maipú

Alianzas Estratégicas con Proveedores: En este ámbito se llevaron adelante alianzas estratégicas con proveedores de tecnología que permitirán implantar durante 2015 soluciones tecnológicas que apalanquen la eficiencia en la producción y el consumo energético, además de modelar y desarrollar sistemas predictivos, que permitan y ayuden a mejorar la seguridad de las personas y los activos.

Seguros Durante 2014, ENAP y su filial Enap Refinerías S.A., mantuvieron suscritos contratos de seguros de Incendio para dar cobertura a sus instalaciones,

edificios, maquinarias, existencias, perjuicios por paralización y otros bienes físicos, con las aseguradoras ACE Seguros S.A. y Compañía de Seguros Generales Penta Security S.A. Adicionalmente, y dentro de las principales pólizas de seguros de ENAP y filiales vigentes en 2014, se encuentran las pólizas de Responsabilidad Civil y Transporte contratadas con la Compañía de Seguros Generales Penta Security S.A.; seguros de Salud Catastrófico para ejecutivos y trabajadores, contratados con Euroamerica Seguros de Vida S.A.; y seguros para fletamento de naves (“Protection & Indemnity”), con Gard P&I Ltd.

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ENAP - Memoria Anual 2014

PROPIEDADES Y EQUIPOS POR FILIAL

Línea de Negocio de Exploración y Producción Magallanes ENAP posee campamentos de producción e instalaciones de servicios en las localidades de Cerro Sombrero y Cullen, en isla Tierra del Fuego; y en Posesión, Gregorio, Cabo Negro-Laredo y la comuna de Punta Arenas, en el continente. Asimismo, tiene concesiones para la exploración y explotación de yacimientos de petróleo y gas natural en esta Región, que se encuentran distribuidas geográficamente en tres áreas: isla Tierra del Fuego, continente y aguas del Estrecho de Magallanes. La empresa cuenta con una extensa red de oleoductos, gasoductos y poliductos en la Región de Magallanes (aproximadamente 4.000 kilómetros), con sus respectivas servidumbres. Estos ductos transportan crudo y gas natural desde las áreas de producción hasta las plantas de procesamiento de gas, Refinería Gregorio, terminales y centros de almacenamiento y distribución, tanto en isla Tierra del Fuego como en el continente. Sus instalaciones industriales abarcan también plantas de procesamiento de gas en Cullen y Posesión, una planta de fraccionamiento en Cabo Negro y Refinería y Terminal Gregorio; un complejo portuario y astillero en el Parque Industrial de

126

Cabo Negro-Laredo; además de dos edificios administrativos en Punta Arenas.

Filial Enap Sipetrol S.A. La Filial internacional de ENAP, Enap Sipetrol S.A., cuenta con los siguientes activos: Argentina Participación en los bloques del Área Magallanes (50%), CAM 2 A Sur (50%); Pampa del Castillo-La Guitarra (100%); y Campamento Central-Cañadón Perdido (50%). A su vez, participa en estudios de exploración en territorio argentino, en el bloque E2 (33,3%), ex CAM 1 y CAM 3. Ecuador Enap SIPEC tiene contratos de servicios específicos para la exploración y producción de crudo en los campos Mauro Dávalos Cordero (MDC) y Paraíso, Biguno, Huachito e Intracampos (PBHI), de la región amazónica ecuatoriana, cuya operación está a cargo de Enap SIPEC, que controla el 100% de estos activos. Además existe actividad de exploración y explotación petrolera en el bloque exploratorio 3 Jambelí, ubicado en el Golfo de Guayaquil, con una superficie de 4.000 km2. Egipto Enap Sipetrol en Egipto participa en actividades de exploración y producción en el bloque East Ras Qattara, donde posee el 50,5% de participación.

Memoria Anual 2014 - ENAP

Línea de Negocio de Refinación y Comercialización Refinería Aconcagua En esta refinería, las principales plantas de procesamiento de petróleo crudo y cargas complementarias son: Topping y Vacío I, Topping y Vacío II, Visbreaking, Cracking Catalítico, Reformación Catalítica Continua, Hidrocracking, MildHidrocracking (MHC), Desulfurizadorade Gasolina de Cracking (HDG), Hidrotratamiento de Diesel, Isomerización, Complejo de Alquilación, Planta de DIPE, Plantas de Azufre y Complejo de Coquización Retardada. Además, existen plantas de Regeneración de Ácido Sulfúrico, Fijación de Azufre, Tratamiento de Kerosene, de Gas Licuado y de Gases Combustibles, tratamiento de efluentes y otros; sistema cerrado de agua de refrigeración; oleoducto de la refinería al terminal marítimo de Quintero; instalaciones de tuberías internas de zonas de estanques a plantas procesadoras y de estas plantas a estanques de productos intermedios y finales; zona de bombas para enviar productos desde la refinería a la Región Metropolitana, a través de oleoducto de propiedad de Sonacol; zona de bombas y terminales marítimas, incluyendo una de tipo monoboya en Quintero; laboratorio químico; cuartel para el Cuerpo de Bomberos para turnos de 24 horas; carros bombas, equipos y elementos para combatir incendios; talleres

especializados de mantenimiento y reparación de todas las plantas; equipos eléctricos de emergencia a base de combustible diesel y gas; sistema de interconexión de gas natural para ser utilizado como combustible en calderas y generar vapor e instalaciones para los contratistas. La empresa también posee las siguientes propiedades inmuebles en Concón: predio en Avenida Borgoño 25777, destinado a la industria, Lote C-9 Campo Deportivo; Lotes S-Sonacol, industria; Lote E7/B6, sitio eriazo; Dos Norte, Lote R-1, industria; Vía 2 a 5, Lote E7/B1, sitio eriazo; Calle 2 Norte, Lote R-3, industria; Tierra del Fuego esquina Magallanes, salud; Lote 16 PC14 A1, Mantagua, sitio eriazo; Vía 2 a 5, Lote R-5, sitio eriazo; Camino Particular ERSA Aconcagua, Lote R-4, sitio eriazo; Lote R-6-1, sitio eriazo; Lote R-6-2, sitio eriazo; Lote R-7, sitio eriazo, Dos Norte 1015, Lote H-4, sitio eriazo; Barros Borgoño 25175, Rotonda Concón, Lote 1, oficinas; Parcela 1 Lote 1 camino interior, Fundo Colmito, Parcela 1 Pozo 23, sitio eriazo; Parcela 1 Lote 2 Camino interior, Fundo Colmito, Parcela 1 Pozo 25, sitio eriazo. Además, posee el estacionamiento 152, en calle Blanco 625 Valparaíso; y otros dos en Avenida Manantiales LT 3B, y ST 420. En la Comuna de Quintero las propiedades son: Camino Quintero 5245, Avda. Tres Marías Lote 117 (sitio eriazo); Camino Quintero 5245, Avda. Tres Marías Lote 172 (sitio eriazo); y Vía 56 Costanera Turística Quintero (sitio eriazo).

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ENAP - Memoria Anual 2014

Refinería Bío Bío

Memoria Anual 2014 - ENAP

Refinería Bío Bío En Refinería Bío Bío las principales plantas de procesamiento de crudos y cargas complementarias son: Topping y Vacío I, Topping y Vacío II, Visbreaking, Cracking Catalítico, Reformación Catalítica Continua, Etileno, Hidrotratamiento de Diesel 1, Hidrotratamiento de Diesel 2, Desulfurizadora de Gasolina de Cracking (HDG), Hidrocracking, Saturación de Benceno, Isomerización, Separadora y Purificadora de Propileno, Planta de Hidrógeno CHT , Coquización Retarda (Coker) e Hidrotratamiento de Diesel (HDT), Cogeneradora propiedad de Petropower Energía Limitada, Planta de Hidrógeno de BíoBío, copropiedad con SigdoKopper S.A; Planta de Hidrocracking Suave de gas oil (MHC) y Planta de Regasificación de GasNatural Licuado, en la comuna dePemuco, Octava Región. También existen plantas de tratamiento de Merox de Kerosene, Gasolina y Gas Licuado, Planta de Sulfhidrato de Sodio, Recuperadora de Azufre N°1 y N°2, Tratamiento de Gases, Tratamiento de Aguas Ácidas, Tratamiento de Aguas Aceitosas, Suministros de agua de refrigeración, vapor y energía eléctrica, estanques para almacenamiento de petróleo crudo, productos intermedios y finales. Otras instalaciones industriales son los oleoductos para transportar productos terminados desde la Refinería hasta la ciudad de San Fernando que se conecta con el oleoducto de Sonacol (San FernandoMaipú) y estaciones de bombeo en Refinería Bío Bío, Chillán y Molina; oleoductos desde la Refinería al Terminal Marítimo de San Vicente para el transporte de petróleo crudo y productos terminados; terminal marítimo San Vicente donde se encuentran instalados un Nuevo Muelle tipo Pasarela y 2 terminales marítimos con cañerías submarinas; cañerías

internas desde las zonas de estanques a las plantas procesadoras y de estas plantas a estanques de productos intermedios y finales; gasoducto para la recepción y entrega de gas licuado; motobombas para enviar productos desde la Refinería a San Fernando y San Vicente; motobombas en San Vicente para embarques de productos por vía marítima y recepción de crudos importados por la misma vía marítima; laboratorio químico; instalaciones y cuartel para la Brigada de Respuesta a Emergencias que opera con trabajadores voluntarios de planta; talleres especializados para atender el mantenimiento y reparaciones de todas las plantas; equipos eléctricos de emergencia que funcionan con diesel y gas natural y sistema de interconexión de gas natural para ser utilizado como combustible en calderas y hornos (generación de vapor). En la Octava Región Enap Refinerías S.A. cuenta con las siguientes propiedades: Terreno de Refinería Bío Bío, predio ubicado en Camino a Lenga 2001, comuna de Hualpén, destinado a la industria; Faja Fundo Las Golondrinas, Hualpén; Cerro Las Pulgas destinado a área de estanques, Hualpén; Terminal San Vicente: Inmueble y Lote A-1 Talcahuano; Terreno Bocatoma BíoBío, ubicado en la comuna de Hualpén; Resto Lote C y Lote A1, ambos terrenos vecinos a la Refinería; Terminal Chillán Lote 7, Ruta 5, Chillán; Terminal Molina, Talca; Hijuela Rucalhue, comuna San Pedro de la Paz (sitio eriazo); Lote B6, subdivisión de Lote B del Fundo Hualpén, Hualpén; Terreno en el Cementerio General de Talcahuano, usado en instalaciones para protección catódica del oleoducto; Lote B-2 subdivisión de Lote B, parcelación San Miguel de Diguillín, Comuna de Pemuco; Usufructo por 99 años sobre área de parte de inmueble, ubicado en Talcahuano, retazo A.

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CAPÍTULO

05

LÍNEAS DE NEGOCIO

ENAP - Memoria Anual 2014

Planta Cabo Negro, Magallanes

LÍNEA DE NEGOCIO DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN Síntesis de la gestión La Línea de Negocio de Exploración y Producción (E&P) de ENAP, incluyendo a Enap Magallanes, produjo 19,9 millones de barriles de petróleo equivalentes (MMboe) de hidrocarburos, cifra superior en 3,7% a la producción de 2013. Esto se explica por la exitosa campaña de perforación en Egipto, y en Magallanes hubo mayor producción de crudo debido al aporte de los yacimientos con la implementación del Sistema de Levantamiento Artificial (SLA). En contraste, hubo una disminución de la producción de Ecuador debido a la declinación natural del campo Mauro Dávalos Cordero (MDC). En el marco del plan de inversiones, se perforaron 62 nuevos pozos (37 de crudo y 25 de gas). Destacaron los resultados en el bloque Arenal en Magallanes, operado por ENAP, donde hubo resultados positivos en 16 de los 24 pozos exploratorios realizados.

132

Durante el año continuaron las actividades exploratorias en la Región de Magallanes, bajo la modalidad de Contrato Especial de Operación Petrolera (CEOP), donde ENAP participa con otras compañías extranjeras en un 50%: bloque Coirón, operado por Pan American Energy, en el cual se perforaron dos pozos de desarrollo con objetivo de gas; bloque Caupolicán, operado por PetroMagallanes, donde se perforó un pozo de gas; y bloque Lenga, a cargo de ENAP en el cual no hubo actividad de perforación. Asimismo, en los bloques Flamenco e Isla Norte, cuyo primer período exploratorio comenzó en noviembre de 2012, se perforaron 7 pozos y 1 pozo respectivamente. En el caso del CEOP del bloque Campanario que entró en vigencia a comienzos del 2013, se perforaron 6 pozos de crudo.

Memoria Anual 2014 - ENAP

Producción de petróleo y gas de ENAP 2013 y 2014 2013 País

Petróleo (MBBLS)

2014

Gas (MBOE)

Total (MBBLS)

Petróleo (MBBLS)

Variación 2014/2013

Gas (MBOE)

Total (MBBLS)

Petróleo

Gas

Total

Argentina

3.870,2

2.363,8

6.234,0

3.814,9

2.404,8

6.219,6

-1,4%

1,7%

0,2%

Ecuador

4.664,7

-

4,664,7

4.453,6

-

4.453,6

-4,5%

-

-4,5%

Egipto

3.218,3

-

3.218,3

3.974,5

-

3.974,6

23,5%

-

23,5%

2.363,8 14.117,0 12.243,1

2.404,8 14,647,9

4,2%

1,7%

3,8%

E&P Internacional

11.753,2

Magallanes (Chile)

854,6

4.237,4

5.092,0

1.135,9

4.144,6

5.280,5

32,9%

-2,2%

3,7%

E&P Nacional

854,6

4.237,4

5.092,0

1.135,9

4.144,6

5.280,5

32,9%

-2,2%

3,7%

6.549,4 19.928,4

6,1%

-0,8%

3,7%

Total E&P

12.607,8

6.601,2 19.209,0 13.379,0

Fuente: Gerencia E&P de ENAP.

133

ENAP - Memoria Anual 2014

Producción de petróleo El volumen de petróleo producido por ENAP en el exterior fue de 12,2 millones de barriles, cifra que representa un aumento de un 4,2% respecto del año anterior. Este aumento se explica por el mayor aporte de producción debido a la exitosa campaña de perforación de Egipto. Sin embargo, este aumento se ve contrarrestado por Ecuador, donde se obtuvo una menor producción de un 4,5% respecto de 2013, debido al menor aporte del Bloque Mauro Dávalos Cordero (MDC), a raíz de la declinación natural del yacimiento. Asimismo, en Argentina existe una menor producción de un 1,4% versus 2013, debido a la declinación por menor actividad en Pampa del Castillo (PDC) en espera del acuerdo de prórroga de extensión y en Campamento Central-Cañadón Perdido (CCCP) por declinación. La producción de petróleo en Chile, Región de Magallanes, alcanzó a 1,1 millones de barriles, cifra superior en 33% respecto del volumen producido en 2013. El aumento en la producción se explica principalmente por la instalación de la iniciativa SLA.

Enap Sipetrol Egipto

Memoria Anual 2014 - ENAP

PRODUCCIÓN MENSUAL DE PETRÓLEO DE ENAP SIPETROL (en miles de barriles) PETRÓLEO SIPETROL (MBBLS)

1.200 1.002

Mbbls

1.000

1.008

984

MAR

ABR

1.044

1.029

1.036

JUN

JUL

1.039

1.024

1.044

1.048

SEP

OCT

NOV

1.084

900

800 600 400

ENE

FEB

MAY

AGO

DIC

Fuente: Gerencia E&P de ENAP.

PRODUCCIÓN MENSUAL DE PETRÓLEO DE ENAP MAGALLANES (en miles de barriles) PETRÓLEO MAGALLANES (en MBBLS)

Mbbls

140 120

107

100 80

71

108

115

82

91

87

JUN

JUL

96

102

99

92

86

60 40 20

ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

Fuente: Gerencia E&P de ENAP.

135

ENAP - Memoria Anual 2014

Producción de gas natural La producción de gas natural de ENAP en el extranjero alcanzó 409 millones de metros cúbicos (2.404.765 barriles equivalentes), con un aumento de 1,7% respecto de 2013. Este aumento se explica por mayor eficiencia operacional en Área Magallanes. En tanto, la producción de gas natural en Chile (Magallanes), alcanzó los 704 millones de metros cúbicos estándar (4.144.615 barriles equivalentes), lo que representa una producción menor en 2,2% respecto del año anterior. Esta menor producción estuvo asociada, principalmente, a la declinación natural de los yacimientos y menor aporte de los proyectos exploratorios respecto de lo esperado.

Memoria Anual 2014 - ENAP

GAS SIPETROL (en MBoe)

GAS SIPETROL (en MBoe)

250 210

203 184

200

201

209

210

215

205

203

213 187

MBoe

164

150 100 50 ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

Fuente: Gerencia E&P de ENAP.

GAS MAGALLANES (en MBoe)

GAS MAGALLANES (en MBoe)

MBoe

600 400

364

335

306

311

351

334

361

351

341

357

371

362

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

200 0 ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

Fuente: Gerencia E&P de ENAP.

137

ENAP - Memoria Anual 2014

EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN NACIONAL

La actividad de exploración de ENAP en Chile continuó desarrollándose con una activa campaña de perforaciones, particularmente en la Región de Magallanes.

(profundidad de 2.360 metros). Con la perforación de estos dos pozos se cumplió con el trabajo mínimo requerido por el contrato para el segundo período de exploración.

Bloque Dorado-Riquelme

A mediados de marzo de 2013, arribó a Punta Arenas el equipo de perforación PTX5825 de la empresa PETREX S.A., con el cual se perforó un pozo exploratorio Palenque Norte 12, con objetivo Springhill, con una profundidad total de 4.426 metros.

ENAP es operador con un 50% de participación en sociedad con Methanex Chile, bajo el esquema de CEOP, firmado en mayo de 2009 entre ambos socios y el Estado de Chile. El objetivo del proyecto es explorar la presencia de gas y desarrollar las reservas comerciales que se encuentren, para asegurar el cumplimiento de las entregas de gas que demandan las ciudades de la zona y contribuir a satisfacer la demanda de gas de la planta Methanex. Con fecha 27 de agosto de 2012, el CEOP “Bloque Dorado-Riquelme” comenzó su segundo período de exploración, de 24 meses de duración, cuyo compromiso consiste en perforar 2 pozos exploratorios. En esta etapa exploratoria, los esfuerzos están concentrados en yacimientos no convencionales. En el primer trimestre de 2013 se completó la perforación de dos pozos de exploración con objetivo de depósitos no convencionales en zona Glauconítica: el pozo Palenque Oeste ZG-1 (profundidad de 3.353 metros) y Dorado ZG-1

138

El equipo de perforación PTX 5825 se trasladó posteriormente a la ubicación de pozo con objetivo Springhill Dorado Sur 12, perforando una profundidad final de 3.434 metros. El 25 de septiembre se ingresó al SEA la Declaración de Impacto Ambiental para realizar los trabajos de fracturamiento hidráulico en los cuatro pozos perforados en 2013 y se obtuvo la aprobación el 17 de diciembre de 2013. Durante enero y febrero de 2014 se realizaron trabajos de terminación en el pozo Palenque Norte 12 (Springhill), dejando este pozo listo para fracturamiento hidráulico. A fines del mes de marzo se realizaron los preparativos para el fracturamiento hidráulico del pozo Palenque Norte 12. Durante enero y febrero se realizó el fracturamiento hidráulico para los pozos Dorado ZG-1 y Palenque Oeste ZG-1 y el pozo Dorado Sur 12.

Memoria Anual 2014 - ENAP

Entre marzo y junio de 2014 se realizan pruebas de producción de los pozos Dorado ZG-1, Palenque Oeste ZG-1 y el pozo Dorado Sur 12. En junio se perforó el pozo Dorado 5, resultando productor de gas. Los desembolsos de inversión en 2014 fueron de US$ 10,396 millones.

Bloque Intracampos Este bloque pertenece a ENAP en un 100%. Durante 2014 se perforaron cinco pozos exploratorios, de los cuales 2 tuvieron resultados positivos y se encuentran en producción; 1 pozo se encuentra en evaluación; otro pozo se encuentra en terminación y el último pozo salió seco, por lo que fue abandonado. Los desembolsos de inversión en 2014 fueron de US$ 23,296 millones.

Bloque Arenal Este bloque pertenece a ENAP en un 100%. Durante 2014 se continuó con la campaña exploratoria en el bloque, con la perforación de 24 nuevos pozos exploratorios, 18 pozos de gas, 12 de ellos están produciendo con una tasa de éxito del 92%, 1 pozo seco y 5 pozos aún se encuentran en proceso de evaluación; y 6 pozos petroleros, de los cuales 3 están en producción, con una tasa de éxito del 100%, y 3 pozos en proceso de evaluación. Los desembolsos de inversión en 2014 fueron de US$ 96,265 millones.

ENAP - Memoria Anual 2014

Memoria Anual 2014 - ENAP

CONTRATOS ESPECIALES DE OPERACIÓN PETROLERA (CEOP)

En diciembre de 2010, ENAP dio inicio a un proceso de invitación a prestigiosas compañías internacionales para que participaran en cinco bloques ubicados en la isla de Tierra del Fuego. Dicho proceso concluyó en septiembre de 2011, con la suscripción de acuerdos de participación con las compañías Geopark, respecto de los bloques Isla Norte, Campanario y Flamenco; el consorcio YPF Chile y Wintershall Chile, respecto del bloque San Sebastián; e YPF Chile respecto del bloque MarazziLago Mercedes. A partir de lo señalado, ENAP y las citadas compañías presentaron ante el Ministerio de Energía, las respectivas solicitudes de suscripción de Contratos Especiales de Operación Petrolera (CEOP) por los bloques indicados. La suscripción de los referidos CEOP con el Estado de Chile, significará una inversión en exploración superior a los US$ 145 millones en un período de tres años, con lo cual se espera incrementar la actividad exploratoria y productiva de hidrocarburos en la Región de Magallanes, así como disminuir la exposición de ENAP al riesgo asociado a la actividad.

Bloque Flamenco Con fecha 7 de noviembre de 2012 entró en vigencia el Contrato Especial de Operación (CEOP) para la exploración y explotación de yacimiento de

hidrocarburos denominado Bloque Flamenco, suscrito por el Estado de Chile, Geopark TdF (Operador) y la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP), ambas con una participación del 50%. Posteriormente, con fecha 3 de diciembre de 2012 se suscribió el Joint Operating Agreement (JOA) entre las partes para la operación del Bloque. Con esta fecha se da inicio al primer período exploratorio, que tiene una duración de tres años y cuyos compromisos son: Registrar e interpretar 570 Km2 de Sísmica 3D; Perforar 8 pozos de exploración de hasta 2.100 metros y perforar 2 pozos de exploración de hasta 1.200 metros. Después de este primer período exploratorio existen dos períodos más de 2 años cada uno para llegar a pactar un contrato por 25 años como máximo. Durante el año 2013, el Operador registró la Sísmica 3D y perforó 4 pozos exploratorios: Chercán X-1, Yakamush X-1, Omeling X-1 y Chilco X-1. Durante el 2014 se perforaron 6 pozos exploratorios: Tenca x-1, Tagua x-1, Kaum x-1, Chirihue x-1, Cupanaca x-1, Kosphy x-1, en los cuales también se realizó la Terminación o Completación de Producción y actualmente se encuentran en proceso de evaluación. Además, se pusieron en producción definitiva los pozos Chercán X-1 (gas),

141

ENAP - Memoria Anual 2014

Omeling X-1(petróleo) y Tenca X-1. También durante este período se perforaron los pozos de desarrollo Chercán 2 y Tenca 3, realizando la completación del primero y quedando pendiente a futuro el segundo. Además se efectuó el workover de Flamenco 28 y la reintervención del pozo existente Bandurria 12. El programa de trabajo 2014, se encuentra terminado en lo que respecta a los compromisos mínimos del Primer Período de exploración, pero además contempló: la perforación de otros 4 pozos de desarrollo, y que a la fecha se han realizado 2: Chercan 2 y Tenca 3, más la reintervención de 2 pozos existentes –Bandurria 12 y Flamenco 28, y la puesta en producción de los pozos exploratorios que, post evaluación, resultaron preliminarmente exitoso, y en la que ENAP –de acuerdo a Exhibit H- debió aportar con el 50% de los gastos de Completación: Chirihue x-1, Tenca x-1, Chercan x-1 y x-2, Omeling x-1. La inversión de ENAP en esta fase es de US$ 9,14 millones al 31 de diciembre de 2014.

Bloque Isla Norte Con fecha 7 de noviembre de 2012 entró en vigencia el Contrato Especial de Operación (CEOP) para la exploración y explotación de yacimiento de hidrocarburos denominado Bloque Isla Norte, suscrito por el Estado de Chile, Geopark TdF (Operador) con una participación del 60% y la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) con una participación del 40%. Posteriormente, con fecha 3 de diciembre de 2012 142

se suscribió el Joint Operating Agreement (JOA) entre las partes para la operación del Bloque. Con esa fecha se da inicio al primer período Exploratorio que tiene una duración de tres años y cuyos compromisos son: Registrar e interpretar 350 Km2 de Sísmica 3D; Reprocesar 350 Km2 de sísmica 2D existente; Perforar 2 pozos de exploración de hasta 2.300 metros y perforar 1 pozo de exploración de hasta 1.300 metros. Después de este primer período exploratorio existen dos períodos más de 2 años cada uno para llegar a pactar un contrato por 25 años como máximo. Durante el primer semestre de 2014, el operador terminó de registrar la Sísmica 3D y trabaja en la reinterpretación de la Sísmica 2D pre-existente. Además terminó la perforación del primer pozo exploratorio denominado Pantano Oeste X-1, resultando pozo productor luego de su Fracturamiento Hidráulico. Además el programa de trabajo 2014 contempla la reintervención de un pozo existente el cual se postergó para el 2015. La inversión de ENAP en esta fase es de US$ 0,8 millones al 31 de diciembre de 2014

Bloque Campanario Con fecha 9 de enero de 2013 entró en vigencia el Contrato Especial de Operación (CEOP) para

Memoria Anual 2014 - ENAP

la exploración y explotación de yacimiento de hidrocarburos denominado Bloque Campanario, suscrito por el Estado de Chile, Geopark TdF (Operador) con una participación del 50% y la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) con una participación del 50%. Con esta fecha se da inicio al primer período exploratorio que tiene una duración de tres años y cuyos compromisos son: Registrar e interpretar 578 Km2 de Sísmica 3D; perforar 6 pozos de exploración de hasta 2.400 metros y perforar 2 pozos de exploración de hasta 1.800 metros. Después de este primer período exploratorio existen dos períodos más de 2 años cada uno para llegar a pactar un contrato por 25 años como máximo. Durante el año 2013, el Operador terminó el programa de registración de Sísmica 3D y dio inicio a la fase de interpretación. Durante el 2014, se perforaron los pozos exploratorios: Primavera Sur x-1, Keternen x-1; Tanu x-1, Aneki x-1 y Bellavista Sur x-1; y el pozo de desarrollo Primavera Sur 2 más la reintervención o workover del pozo Chillán 15. El programa de trabajo 2014 contemplaba, la perforación de 4 pozos exploratorios, más 2 de desarrollo, y la reintervención de un pozo existente. La inversión de ENAP en esta fase es de US$ 2,9 millones al 31 de diciembre de 2014.

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Memoria Anual 2014 - ENAP

Bloque San Sebastián Con fecha 4 de enero de 2013 entró en vigencia el Contrato Especial de Operación (CEOP) para la exploración y explotación de yacimiento de hidrocarburos denominado Bloque San Sebastián, suscrito por el Estado de Chile, YPF Tierra del Fuego (Operador) con una participación del 40%, Wintershall con una participación del 10% y la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) con una participación del 50%. El Joint Operating Agreement (JOA) entre las partes para la operación del Bloque, se encuentra en trámite de firma. Con esta fecha se da inicio al primer período exploratorio que tiene una duración de tres años y cuyos compromisos son: Registrar e interpretar 400 Km2 de Sísmica 3D; perforar 2 pozos de exploración de hasta 1.600 metros; perforar 1 pozo de exploración de hasta 2.300 metros y perforar 2 pozos de exploración de hasta 2.350 metros. Después de este primer período exploratorio existen dos períodos más de 2 años cada uno para llegar a pactar un contrato por 25 años como máximo. A principios del mes de marzo finalizó el proceso de registración sísmica en el bloque. Se trabajó en el procesamiento de la sísmica en centro de proceso CDP de YPF en Buenos Aires. A la fecha se han identificado dos prospectos a perforar: Cisne Sur x-1 y Gaviota Sur x-1. Preliminarmente, YPF presentó en último TCM, 5 posibles ubicaciones a perforar, las cuales están en proceso de revisión por Equipo Especialistas de G&G de ENAP.

Durante el último trimestre de 2014 se realizaron las gestiones para la contratación del servicio de perforación y sus servicios complementarios, previéndose el inicio de la perforación para la primera quincena de enero de 2015.

Bloque Marazzi-Lago Mercedes Con fecha 7 de enero de 2013 entró en vigencia el Contrato Especial de Operación (CEOP) para la exploración y explotación de yacimiento de hidrocarburos denominado Bloque Marazzi-Lago Mercedes, suscrito por el Estado de Chile, YPF Tierra del Fuego (Operador) con una participación del 50% y la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) con una participación del 50%. El Joint Operating Agreement (JOA) entre las partes para la operación del Bloque, se encuentra en trámite de firma. Con esta fecha se da inicio al primer período exploratorio que tiene una duración de tres años y cuyos compromisos son: Registrar e interpretar 272 Km2 de Sísmica 3D y perforar 1 pozo de exploración de hasta 3.500 metros. Después de este primer período exploratorio existen dos períodos más de 2 años cada uno para llegar a pactar un contrato por 25 años como máximo. A mediados de mes de mayo finalizó el proceso de registración sísmica en el bloque Marazzi. Actualmente se trabaja en el procesamiento de la información. El Joint Venture acuerda la perforación del pozo exploratorio Loica x-1, de 3.650 metros y con objetivo Springhill, pozo a perforarse después de los 2 pozos programados en el Bloque San Sebastián.

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GEOTERMIA ENAP participa en el desarrollo de fuentes de energía geotérmica a través de sus participaciones en las Sociedades Geotérmica del Norte S.A. (48,6%) y Empresa Nacional de Geotermia S.A. (49%), ambas asociaciones con la empresa italiana ENEL. La concesión Apacheta (Proyecto Cerro Pabellón), a cargo de la Empresa Geotérmica del Norte (GDN), se encuentra en la fase de explotación, la cual prevé iniciar la etapa de construcción de una Planta a condensación de 40MW a principios de 2015. Según este programa, la generación de los primeros 20 MW está prevista para enero de 2017 y la totalidad de los 40 MW para febrero de 2018. Cerro Pabellón podría constituirse en el primer proyecto de energía geotérmica en Sudamérica, que permitiría generar energía eléctrica limpia en un mercado de fuerte crecimiento y de alta demanda en energías sustentables. El proyecto se ubica en el desierto de Atacama, a una altura de 4.500 metros, a aproximadamente 100 kilómetros desde el noreste de la ciudad de Calama. La etapa exploratoria profunda se encuentra terminada con éxito. Se perforaron 4 pozos entre 1.300 metros y 2.000 metros de profundidad, de los cuales los 2 primeros resultaron óptimos para producción (8 MW). Respecto del tercer pozo, se decidió continuar la profundización en etapa de desarrollo. Finalmente, el cuarto pozo será considerado apto para reinyección.

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Durante 2014 se han realizado las actividades de preparación para la aprobación del Proyecto Cerro Pabellón, particularmente las tramitaciones para presentar ante las autoridades pertinentes el Estudio de Impacto Ambiental de la planta, pozos y líneas eléctricas, además de comenzar con el proceso de licitación internacional de equipos de perforación, equipamiento principal y construcción de planta. Durante 2014, en las concesiones de PolloquereLicancura pertenecientes a la Empresa Nacional de Geotermia S.A. (ENG), se han realizado estudios superficiales geológicos, geoquímicos y geofísicos propios de la etapa de exploración en que se encuentran dichas concesiones. Para el caso de la concesión Polloquere, se culminó con la perforación del Slim Hole Pumire, el cual alcanzó una profundidad de 930 metros. Y respecto de la concesión Licancura, se continuó con los estudios de geoquímica y de geofísica de superficie, los cuales indicaron buenas condiciones para la existencia de un sistema geotérmico de alta temperatura. A fines de 2011, la empresa Geotérmica del Norte (GDN) adquirió las concesiones exploratorias Ollagüe y Azufre Oeste y Norte. Durante el 2013-2014 se completó la campaña de la 3D, donde los análisis de los datos indicaron que esta área no presenta elementos alentadores para proceder con la siguiente etapa de exploración mediante perforación de pozos diamantinas.

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Geiser El Tatio.

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EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN INTERNACIONAL América Latina Argentina La filial Enap Sipetrol Argentina actúa como operador, con el 50% de participación, en las concesiones de explotación en el yacimiento Área Magallanes y en CAM 2/A Sur (Lote Poseidón), y también como operador con el 33,33% en el permiso de exploración E2 (ex CAM-1 y CAM-3); todas en la Cuenca Austral Marina. En la Cuenca del Golfo San Jorge, es titular y operador del 100% de la concesión de explotación Pampa del Castillo-La Guitarra. Además, participa como socio no operador, con el 50% en la concesión de explotación de Campamento CentralCañadón Perdido, donde el operador es YPF. Durante 2014 se continuaron con las actividades de perforación en Campamento Central-Cañadón Perdido y se avanza en el desarrollo de la zona Bella Vista Sur, donde se incorporaron nuevos pozos con caudales de producción extraordinarios. En Pampa del Castillo-LaGuitarra, el desarrollo estuvo focalizado en la recuperación secundaria y se realizaron intervenciones con equipos de workover (reparaciones de pozos). En Área Magallanes, se ejecutaron tareas orientadas a mejorar la confiabilidad operacional. El Sistema de Gestión de Integridad Operacional (SGIO), implementado en Enap Sipetrol Argentina en 2012, se encuentra operativo. Dicho sistema ha contribuido a mejorar los resultados del

negocio y a gestionar el riesgo de seguridad de las personas, del medioambiente y de los procesos e instalaciones en las operaciones de esta filial. En cuanto a cuestiones comerciales, el precio del gas registró una evolución positiva y continua vigente el “Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural”, por el cual, se prevé el pago de un valor de US$7,5/MMbtu para el gas inyectado al sistema por encima de una curva de producción base. Producto de una fuerte devaluación del peso argentino frente al dólar en enero de 2014, se estableció un sendero de precios de venta a mercado local hasta mayo, con el fin de mitigar el impacto que dicha devaluación tendría en el precio de los combustibles. El efecto negativo en los ingresos por ventas se vio más que compensado por una mejora sustancial en los costos medidos en dólares. Una vez finalizado el sendero, los precios locales mantuvieron una evolución positiva hasta fines de 2014. Sin embargo, a partir de la fuerte la baja del precio internacional registrada entre fines de 2014 y principios de 2015, y con el fin de mantener el nivel de inversiones en el sector, el gobierno nacional estableció nuevos precios de venta al mercado local en función de la cotización del crudo Brent ICE, y que implican una reducción de hasta un 10% para los niveles más bajos, aunque estos precios locales continúan siendo más altos que el internacional. Además, se han reducido al mínimo las alícuotas de derechos de exportación para niveles de Brent ICE por debajo de los US$ 70/bbl, como también se establecen

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ENAP - Memoria Anual 2014

mecanismos de incentivos para incrementos de producción y para exportadores. Se avanza con un plan de acción focalizado en la racionalización y optimización de costos, de forma de amortiguar el impacto ocasionado por la coyuntura actual. Con respecto a la extensión de concesiones, el status actual por bloque es el siguiente: En Área Magallanes (AM) se firmó Acuerdo Vinculante para extensión del contrato de asociación con YPF. En Pampa del Castillo (PDC) aún no se ha cerrado el acuerdo de prórroga de concesión con la Provincia de Chubut.

CAM 2/A Sur La plataforma Poseidón, con la que cuenta el Área CAM 2/A Sur, se encuentra sin producir desde diciembre de 2010. Al respecto, luego de realizar los estudios del caso, junto con el socio YPF, se decidió la reversión del Área CAM 2/A Sur a la provincia de Tierra del Fuego, para lo cual se iniciaron las gestiones con YPF y la propia provincia. Durante 2014, impulsado por la mejora en los precios del gas y la vigencia del programa estímulo a la inyección excedente, se avanzó con estudios de evaluación de factibilidad de perforación al casquete de gas, con el fin de poner en valor los recursos gasíferos remanentes en el área. Área E2 (EX CAM-1/CAM-3)

En Área Campamento Central-Cañadón Perdido (CCCP), área que se comparte en porcentajes iguales con YPF S.A., en diciembre de 2013 se firmó prórroga de concesión con la Provincia de Chubut. Área Magallanes Argentina La producción de Enap Sipetrol Argentina, en el yacimiento Área Magallanes, totalizó 921.282 barriles de petróleo y 408,57 millones de metros cúbicos de gas natural (2.404.765 barriles equivalentes), lo cual arroja una producción total agregada de 3,3 millones de barriles equivalentes (BOE).

Durante 2014 se finalizaron algunos estudios para el Área E2 (EX CAM-1/CAM-3). Enap Sipetrol Argentina es operadora del Área E2, en la Cuenca Austral Marina (CAM), en virtud del convenio de asociación (firmado en septiembre de 2006) con la compañía estatal argentina Energía Argentina Sociedad Anónima (ENARSA) y con YPF, ratificando el acuerdo previamente suscrito en febrero de 2006. Posteriormente, suscribió el Contrato de Unión Transitoria de Empresas E2, que regula la relación de las empresas que participan en esta alianza y ratifica a Enap Sipetrol Argentina como operadora del Área E2. Pampa del Castillo-La Guitarra

Estos resultados presentan un aumento respecto de 2013, debido a eficiencias operacionales la plataforma AM-2.

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La producción de Enap Sipetrol Argentina en el yacimiento Pampa del Castillo-La Guitarra, alcanzó los 1,7 millones de barriles, un 1,5% menor a la

Memoria Anual 2014 - ENAP

obtenida en 2013, debido a la declinación de la curva básica de producción, ocasionada por menor actividad a la espera del acuerdo de prórroga de concesión del bloque. Durante 2014 no se realizó inversión en perforación, sólo se ejecutaron 15 reparaciones de pozos (workover) y 11 mejoras extractivas. Campamento Central-Cañadón Perdido La producción de Enap Sipetrol Argentina en el yacimiento Campamento Central-Cañadón Perdido, totalizó 1,2 millones de barriles de petróleo crudo, lo que representa una disminución de un 2,3% respecto de lo producido en 2013, debido a la declinación natural del yacimiento, lo cual no pudo ser contrarrestado por el aporte de nuevos pozos que entraron en producción el último trimestre del año 2014. Durant 2014 se perforaron 7 pozos de desarrollo, los cuales fueron todos productores y 22 reparaciones de pozos (workover).

Ecuador Continua el posicionamiento de Enap SIPEC a través de los avances en las áreas exploratorias (Bloque 3 Jambelí e Intracampos), así como en los bloques que han venido siendo explotados desde hace 10 años, Mauro Dávalos Cordero (MDC) y Paraíso Biguno Huachito Intracampos (PBHI). Actividad exploratoria En el Bloque 3 Jambelí, el 8 de mayo de 2013 se inició la adquisición sísmica 2D off-shore con la empresa rusa Sevmorgeo, la que concluyó en 2014.

Asimismo, se elaboró y analizó el estudio conceptual del desarrollo del bloque; se realizaron corridas de simulación de escenarios para evaluar el bloque y se efectuó el recorrido marítimo en el área para la evaluación de equipos. En tanto, en el área Intracampos finalizó durante 2014 la perforación del primer pozo exploratorio (Inchi), que había comenzado en diciembre de 2013, y se puso en pruebas prolongadas de producción. Posteriormente, se continuó con la perforación del segundo pozo exploratorio (Copal), el cual fue cerrado debido al bajo aporte de producción. Actividad de desarrollo y explotación El proyecto de Recuperación Secundaria en el Bloque MDC finalizó el 26 de junio de 2013, con la firma en el campo del acta de entrega a la gerencia de Producción, además de la documentación y planos. Durante el segundo semestre se ejecutaron las actividades de instalación de equipos e instrumentos de monitoreo (SCADA). El 30 de diciembre se firmó en el campo el acta de entrega de la gerencia de Estrategia y Desarrollo de Negocios a la gerencia de Producción del proyecto SCADA. Durante 2014 se realizó la perforación de 2 pozos de desarrollo (Huachito-4 y Paraíso-24), obteniéndose buenos resultados. La producción de ambos yacimientos (MDC y PBHI) alcanzó los 4,5 millones de barriles durante 2014, lo que marcó una disminución de un 4,5% respecto del año anterior, explicado por la declinación natural del bloque MDC.

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ENAP - Memoria Anual 2014

Memoria Anual 2014 - ENAP

Norte de África Egipto Enap Sipetrol es el operador de la producción de bloque East Ras Qattara, con una participación de 50,5%, en sociedad con Kuwait Energy, que tiene el 49,5% restante. El volumen de crudo producido por Enap Sipetrol Egipto fue de 3,98 millones de barriles, cifra superior en un 23,8% respecto de 2013, como resultado de la exitosa campaña de perforación de 2014, la que fue reanudada a comienzos de 2013, luego de la obtención de los permisos militares, lo que ha contribuido a aumentar la capacidad productora del campo Shahd SE&Al Zahra. El escenario de Egipto sigue marcado por importantes cambios políticos. Sin embargo, dado el complejo entorno político, económico y social, la industria del petróleo no se vio afectada y las operaciones de Enap Sipetrol Egipto y Petroshahd se desarrollaron con normalidad. Asimismo, Enap Sipetrol Egipto logró obtener US$153,8 millones, correspondientes a pagos de la facturación de crudo por parte de la empresa

estatal de Egipto, con una desviación positiva de un 9% en comparación con lo esperado para 2014. Finalmente, el cierre de 2014 para Enap Sipetrol fue exitoso en cuanto a resultados de ingresos netos, por el comportamiento positivo de la producción. Bloque East Ras Qattara Enap Sipetrol es el operador de la producción de bloque East Ras Qattara, con una participación de 50,5%, en sociedad con Kuwait Energy, que tiene el 49,5% restante. En el bloque East Ras Qattara se han realizado diversos descubrimientos desde 2007 a la fecha, en conjunto con Petroshahd, la compañía operadora asociada en la modalidad Joint Venture con Enap Sipetrol. Durante 2014 se perforaron tres pozos de desarrollo, Shahd-SE8, Al Zahraa-4 y ShahdSE9, que tuvieron resultados positivos. Además, concluyó la perforación del pozo exploratorio Diaa-2 y se perforó un segundo pozo exploratorio, Shahd-4, todos exitosos.

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ENAP - Memoria Anual 2014

Memoria Anual 2014 - ENAP

ENAP SIPETROL S.A.

Resultados del Ejercicio Enap Sipetrol S.A., alcanzó una utilidad en el

En Enap Sipetrol S.A., la disminución en el Margen

ejercicio ascendente a US$ 115 millones, al igual

Bruto queda descrito por: a) mayor Lifting Cost

que el resultado obtenido al 31 de diciembre de

en Argentina principalmente, lo que no alcanza a

2013. Por otra parte, el EBITDA generado al 31 de

compensar b) mayores ingresos en Egipto como

diciembre de 2014 alcanzó a US$ 266 millones,

consecuencia del éxito de la campaña de exploración

lo que se compara con el generado en 2013, que

en el activo East Ras Qattara en 2014, con

ascendió a US$ 276 millones.

incrementos de un 24% en los niveles de producción respecto de 2013.

El patrimonio de Enap Sipetrol S.A. llega a US$ 576 millones al cierre de diciembre de 2014.

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ENAP - Memoria Anual 2014

INVERSIONES DE E&P EN CHILE La inversión de la Línea E&P se centró, principalmente, en actividades de exploración y explotación de gas en Magallanes. La inversión alcanzó a US$ 158 millones, que se concentró principalmente en: CEOP Dorado-Riquelme (Proyecto de Explotación y Exploración. ENAP es operador, con un 50% de participación). El año 2014 se perforó un pozo de exploración: el pozo Dorado 5 resultando productor de gas. Además, se realizó la fractura de los 3 pozos exploratorios perforados el año 2013 (Dorado ZG1, Palenque Oeste ZG-1 y Dorado Sur 12), quedando

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aún pendiente la fractura del pozo Palenque Norte 12 debido a problemas mecánicos. Arenal (Proyecto de Exploración. ENAP es operador, con un 100% de participación). Durante 2014 se perforaron 24 pozos de exploración: i) 18 de gas, de los cuales 12 están produciendo llegando a una tasa de éxito del 92%, 1 pozo fue seco (Springhill) y 5 se encuentran pendientes esperando pruebas de producción y/o fractura. ii) 6 pozos de crudo, de estos 3 resultaron exitosos con una tasa de éxito del 50% y 3 pozos pendientes en espera de realización de pruebas de producción y/o fractura.

Memoria Anual 2014 - ENAP

Para 2015 se contempla la perforación de 46 pozos con objetivo gasífero (41 no convencionales y 5 Springhill). Además de la construcción de las instalaciones de superficie para la puesta en producción de los pozos. Intracampos Cullen-Lynch (Proyecto de Exploración. ENAP es operador, con 100% de participación). Durante 2014 se perforaron 5 pozos de crudo (Cullen-201 (ex PK-A), Lynch 42 (ex V1 (Pk)), Fortuna Sur 1, Fortuna 2 (ex -C) y Paraguaya PK 4 (ex –E), de los cuales 2 se encuentran en producción, 1 en evaluación, 1 en terminación y uno abandonado.

Para 2015 no se contempla la perforación de pozos petroleros. CEOP Coirón (Proyecto de Explotación. ENAP tiene un 50% de participación. Pan American Energy es el operador, con el 50% restante de participación). Durante el primer trimestre de 2014 se perforó el pozo El Fierro 2, resultando productor de gas, además se perforó el pozo El Fierro 3 declarándose no. En forma paralela, se continuó el reproceso de 900 km² de Sísmica 3D, tendiente a entregar una mejor definición del modelo geológico-geofísico. A partir de la interpretación de esta información,

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ENAP - Memoria Anual 2014

lo cual conllevará un plazo estimado de 2 meses aproximadamente, PAE y ENAP investigarán las oportunidades que ofrece el Bloque Coirón para la ubicación y perforación de nuevos pozos. En función de los resultados de la evaluación ex -post de la Fase I y de la interpretación de la sísmica 3D reprocesada, PAE presentará a ENAP una propuesta de Fase II del Desarrollo de Los Cerros– El Fierro. Asimismo, presentará una propuesta a ENAP para la posible explotación del yacimiento Dinamarquero, respecto del cual existen compromisos contractuales (CEOP) asociados a su Declaración de Comercialidad (24.07.2012), los cuales suponen devolución de área en caso de no efectuar su explotación durante el año 2015. La Inversión en Desarrollo efectuada por ENAP en 2014, es de MUS$ 26,325. Para 2015 no se contemplan actividades de perforación. CEOP Caupolicán (Proyecto de Explotación. ENAP tiene un 40% de participación, Methanex un 20% y PetroMagallanes el 40% restante). Durante el 2014 se perforó el pozo Río del Oro SurOeste-1, el cual se encuentra cerrado a la espera de una posible estimulación hidráulica y evaluación de productividad. A la fecha se realiza el procesamiento e interpretación de 187 km2 de sísmica 3D y se terminaron las obras de construcción de la locación para el pozo Caupolicán 2, cuya perforación se realizará durante los primeros meses del 2015.

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INVERSIONES DE E&P EN EL EXTRANJERO

Argentina La inversión de E&P en este país se concentró en: Pampa del Castillo-La Guitarra (Proyecto de Explotación. Enap Sipetrol es operador, con un 100% de participación). Durante 2014 no se realizaron actividades de perforación, sólo se ejecutaron 15 reparaciones de pozos (workover) y 11 mejoras extractivas. Para el segundo semestre de 2015 se prevé la perforación de 6 pozos de desarrollo y 12 reparaciones de pozos (workover).

Egipto La inversión de E&P en este país se concentró en: East Ras Qattara (Proyecto de Explotación y Exploración. Enap Sipetrol es operador, con 50,5% de participación). Durante 2014 se perforaron tres pozos de desarrollo, Shahd-SE8, Al Zahraa-4 y Shahd-SE9, que tuvieron resultados positivos. Además, concluyó la perforación del pozo exploratorio Diaa-2 y se perforó un segundo pozo exploratorio, Shahd-4, todos exitosos.

Campamento Central-Cañadón Perdido (Proyecto de Explotación. Enap Sipetrol tiene un 50% de participación).

Para 2015 se prevé la perforación de 3 pozos exploratorios y 1 pozo de desarrollo, junto con la construcción de un oleoducto.

Durante 2014 se perforaron 7 pozos de desarrollo con resultados positivos. Para 2015 se contempla la perforación de 9 pozos y 8 reparaciones de primaria.

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ENAP - Memoria Anual 2014

Ecuador La inversión de E&P en este país se concentró en: Mauro Dávalos Cordero (MDC)-Paraíso Biguno Huachito Intracampos (PBHI) (Proyecto de Explotación y Exploración. Enap SIPEC es operador, con 100% de participación). El proyecto de Recuperación Secundaria en el Bloque MDC finalizó el 26 de junio de 2013, con la firma en el campo del acta de entrega a la gerencia de Producción, además de la documentación y planos. Durante el segundo semestre se ejecutaron las actividades de instalación de equipos e instrumentos de monitoreo (SCADA). El 30 de diciembre se firmó en el campo el acta de entrega de la gerencia de Estrategia y Desarrollo de Negocios a la gerencia de Producción del proyecto SCADA. En PBH durante el 2014 se realizó la perforación de 2 pozos de desarrollo (Huachito-4 y Paraíso-24), obteniéndose buenos resultados. En el área Intracampos durante el 2014 finalizó la perforación del primer pozo exploratorio (Inchi), la cual había comenzado en diciembre de 2013 y se puso en pruebas prolongadas de producción.

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Posteriormente, se continuó con la perforación del segundo pozo exploratorio (Copal), el cual fue cerrado debido al bajo aporte de producción. Para el año 2015 en PBH se considera la construcción de facilidades y líneas de flujo. Mientras que en Intracampos se contempla la perforación de 2 pozos de desarrollo y 3 pozos de avanzada. Bloque 3 Jambelí (Proyecto de Exploración. Enap Sipetrol es operador, con 100% de participación). Consiste en la exploración del área ubicada en la costa del Golfo de Guayaquil, en busca de nuevos prospectos y reservas potenciales, principalmente de petróleo. El 8 de mayo de 2013 se inició la adquisición sísmica 2D off-shore con la empresa rusa Sevmorgeo, la que concluyó en 2014. Asimismo, se elaboró y analizó el estudio conceptual del desarrollo del bloque; se realizaron corridas de simulación de escenarios para evaluar el bloque y se efectuó el recorrido marítimo en el área para la evaluación de equipos.

Memoria Anual 2014 - ENAP

ENAP - Memoria Anual 2014

LÍNEA DE NEGOCIO DE REFINACIÓN Y COMERCIALIZACIÓN Síntesis de la gestión Luego de alcanzar los 115 dólares por barril en junio de 2014, el precio internacional del petróleo Brent, registró una baja sostenida, llegando a fines de 2014 a 57 dólares por barril, perdiendo prácticamente la mitad de su valor en un período de tan solo seis meses. A pesar de esta gran variabilidad del precio del crudo, ENAP logra por segundo año consecutivo un Ebitda por sobre los 600 millones de dólares.

Para esta Línea de Negocio, el impacto de este nuevo escenario ha sido positivo. Se ha beneficiado directamente de una reducción significativa en los costos energéticos, tanto del fuel gas para consumo interno, así como del gas natural, con el costo de ambos insumos siguiendo de cerca las bajas en el precio del Brent. Influyó positivamente la mayor producción de gasolinas y diesel, y haber mantenido la tasa de utilización de las refinerías en un nivel similar al de 2013, pese a las detenciones operacionales no programadas.

Refinación Origen del crudo refinado

TOTAL R&C CRUDOS

Livianos

Mm3

%Can.

1.982

16

6% África 80%

Sudamérica

Intermedios

3.884

32

Pesados

4.235

35

Cargas Complementarias

1.997

17

12.097

100

TOTAL Fuente: Gerencia R&C de ENAP.

162

3%

Nacional

5%

Norteamérica y Caribe

6% Europa

Memoria Anual 2014 - ENAP

Marc Llambías Gerente LN Refinación y Comercialización.

Sin contar las cargas complementarias, en 2014 las refinerías de ENAP, Aconcagua, Bío Bío y Gregorio,

procesaron 10,1 millones de m3 de crudo, importado principalmente desde Sudamérica (80%). TOTAL R&C Mm3

%Can.

580

5

3.528

30

949

8

Diesel

3.781

33

Petróleo Combustible

1.307

11

Prod. Industriales y otros

1.444

12

11.589

100

Gas Licuado Gasolinas Kerosenes

TOTAL

Rendimiento Volumétrico 95,8% Fuente: Gerencia R&C de ENAP.

163

ENAP - Memoria Anual 2014

Camión cisterna con GNL.

Mercado nacional Durante 2014, el consumo nacional de productos refinados del petróleo alcanzó los 18,16 millones de metros cúbicos, equivalentes a 312.975 barriles por día (bpd), disminuyendo un 1,6% en relación al año anterior. La disminución del consumo se explica por el impacto de mayores precios al usuario final y por una desaceleración de la actividad económica. Así, de acuerdo a estimaciones preliminares de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo (OECD), el PIB de Chile se expandió en 1,9% en 2014, contrastando con el crecimiento de 4,1% en 2013. De particular importancia parece haber sido una menor producción del sector minería del cobre, un gran demandante de combustibles derivados del petróleo, de acuerdo a estimaciones preliminares del Consejo Minero.

164

Al analizar la variación del consumo por producto en relación a 2013, se aprecian comportamientos muy disímiles, destacándose las disminuciones del consumo de Gas Licuado de Petróleo (GLP), kerosene, diesel, petróleo combustible y productos industriales, contrastando con el aumento del consumo de gasolina. El consumo total de diesel disminuyó un 1,3%, a 9,06 millones de metros cúbicos (156.140 bpd), afectado por un alza de 4,3% de su precio real (la variación del precio menos la tasa de inflación) y por una menor actividad minera. A pesar de la baja, el diesel mantuvo su condición de producto de mayor consumo entre los combustibles derivados del petróleo. El consumo nacional de gasolina vehicular fue el segundo mayor en volumen, con 4,04 millones de

Memoria Anual 2014 - ENAP

metros cúbicos (69.593 bpd), creciendo 0,4% en relación al nivel de 2013. Debido a una alta elasticidadingreso de la demanda por gasolina, el efecto del crecimiento del ingreso de los consumidores asociado al mayor PIB superó el impacto negativo sobre la demanda del aumento de 4,8% del precio real de este combustible. El Gas Licuado de Petróleo (GLP) se constituyó en el tercer producto más importante en cuanto a consumo, con 2,23 millones de metros cúbicos (38.406 bpd), registrando una caída de 0,7% respecto del año anterior. En este caso, el menor consumo se explica por un aumento del precio real de 0,8% y por pérdidas de mercado al gas natural. El consumo de kerosene disminuyó un 1,5%, a 1,31 millones de metros cúbicos (22.589 bpd). Dentro

del total, el kerosene de aviación, que representa un 90% del consumo, cayó marginalmente en 1%, mientras que el kerosene de uso doméstico cayó 5,9%, afectado por un aumento de 8,4% de su precio real. El consumo de fuel oil disminuyó 8,9% y alcanzó 1,07 millones de metros cúbicos (18,436 bpd). El consumo de fuel oil en usos industriales cayó en 12% (101.000 m3), mientras que las ventas de fuel oil como combustible marino en los puertos del país disminuyeron en 1% (3.000 m3). Finalmente, el consumo de productos industriales -solventes, olefinas (materias primas básicas para la industria petroquímica) y productos asfálticos-, totalizó 0,45 millones de metros cúbicos (7.812 bpd), con una disminución de 8,6% respecto de 2013.

Consumo Nacional 2014

2013 Mm3

Variación

Mm3

Mm3

2014/2013

Gas licuado

2.229

2.244

-0,7%

Gasolina vehicular

4.039

4.024

0,4%

Kerosene

1.311

1.331

-1,5%

Diesel

9.062

9.183

-1,3%

Petróleo Combustible

1.070

1.174

-8,9%

453

496

-8,6%

18.164

18.452

-1,6%

Productos industriales y otros(*) TOTAL Fuente: Gerencia R&C de ENAP.

165

ENAP - Memoria Anual 2014

Consumo nacional de combustibles y ventas ENAP en 2013 y 2014 Ventas Consumo Nacional

Participación de exportaciones

Ventas Nacionales de ENAP

2014 Mm3

2013 Mm3

Gas licuado

2.229

2.224

399

Gasolina vehicular

4.039

4.024

Kerosene

1.311

Diesel Petróleo Combustible

Cifras en Mm3

Productos Industriales y otros (*) TOTAL

2014 Mm3

2013 Mm3

Variaciones 2014/2013

ENAP (**)

2013 Mm3

474

17,9%

21,1%

46

124

-0,7%

-15,9%

4.075

4.003

100,0%

99,5%

-

99

0,4%

1,8%

1.331

915

888

69,8%

66,7%

-

7

-1,5%

3,1%

9.062

9.183

4.295

4.768

47,4%

51,9%

24

410

-1,3%

-9,9%

1.070

1.174

1.149

1.204

100,0%

100,0%

91

228

-8,9%

-4,6%

453

496

293

335

64,6%

67,6%

122

119

-8,6%

-12,6%

18.164

18.452

11.127

11.672

61,3%

63,3%

283

987

-1,6%

-4,7%

Ventas Las ventas totales llegaron a 11,41 millones de m3 (196.599 bpd), levemente inferiores al año anterior. Esta disminución se explica principalmente por el menor nivel de ventas de exportación, que bajaron de 1,0 millones de m3 en 2013 a 0,28 millones de m3 en 2014, vale decir, una disminución del 71,3% y, por el menor nivel de ventas al mercado nacional, que bajaron de 11,67 millones de m3 en 2013 a 11,13 millones de m3 en 2014. Los productos con mayor participación en las ventas de ENAP correspondieron a gasolina y diesel, con una incidencia de 36% y 38%, respectivamente.

2014 Mm3

2013 Mm3

Ventas Nac. Enap

2014 Mm3

(*) Incluye Propileno, Etileno, Naftas, Solventes y Asfalto, entre otros. (**) Exportaciones incluyen ventas Offshore, principalmente a Perú.

166

Mercado

Consumo Nacional

Fuente: Gerencia R&C de ENAP.

Ventas al Mercado Nacional Las ventas al mercado nacional fueron de 11,13 millones de m3 (191.717 bpd), con una participación de mercado de 61,3%, dos puntos porcentuales menos que en 2013. En la menor participación de mercado incidió en forma importante una baja en las ventas de GLP (- 75.000 m3), debido, en parte, a una menor disponibilidad para la venta de butano de las refinerías, al destinarse parte de la producción a carga en la Planta de Alquilación de Refinería Aconcagua. Esto ocasionó una baja de la participación en el mercado nacional de GLP, de 21,1% en 2013, a 17,9% en 2014. No obstante, gracias a la producción de dicha Planta

Memoria Anual 2014 - ENAP

DAO San Fernando.

de Alquilación, ENAP aumentó su participación de mercado en la gasolina, de mucho mayor valor que el GLP. Entre las ventas nacionales, nuevamente el producto más vendido fue el diesel, con 4,30 millones de m3 (73.995 bpd) y una participación de mercado de 47,4%, inferior al 51,9% de participación registrado en 2013. El segundo producto con mayor venta fue la gasolina vehicular, con 4,08 millones de m3 (70.236 bpd) y una participación de mercado de 100,0%, superando la participación de 99,5% lograda en 2013. En orden de magnitud de las ventas, los volúmenes siguientes corresponden al petróleo combustible,

con 1,15 millones de m 3 (19.799 bpd) y una participación de mercado de 100,0%; el kerosene, con 0,92 millones de m3 (15.770 barriles/día) y una participación de mercado de 69,8%; el GLP, con 0,40 millones de m3 (6.869 bpd) y una participación de mercado de 17.9%. Finalmente, los productos industriales, con 0,29 millones de m3 (5.048 bpd) y una participación de mercado de 64,6%. Del volumen de venta total en el mercado nacional, 10,14 millones de m3 (174.686 bpd) correspondieron a producción propia, lo que representa el 88,9% del total vendido. El 11,1% restante, 1,27 millones de m3 (21.913 bpd), fue abastecido principalmente con importaciones y también, en menor cuantía, con compras a terceros nacionales. 167

ENAP - Memoria Anual 2014

Exportaciones del petróleo, lo que equivale al 2,4% de la producción total de sus refinerías.

Las exportaciones de ENAP llegaron a 0,28 millones de metros cúbicos de productos derivados

Exportaciones de combustibles de ENAP

CIFRAS en Mm3

Argentina

Perú

Gas licuado

Brazil

América Central

34,6

11,3

USA

Otros (*)

TOTAL

%

45,9

16,2%

Gasolina vehicular Kerosenes

Diesel

23,9

0,5

0,0

24,4

8,6%

0,2

90,8

32,0%

122,2

43,1%

283

100%

Petróleo Combustible

88,3

2,2

Productos Industriales y otros

75,2

47,1

174,8

49,8

TOTAL

168

23,9

34,6

0,3

Memoria Anual 2014 - ENAP

REFINACIÓN Y COMERCIALIZACIÓN DE ENAP EN MAGALLANES Abastecimiento de combustibles para la Región de Magallanes y Antártica Chilena La Línea de Negocio de Refinación y Comercialización de Enap en Magallanes distribuyó un volumen total de 259.800 m3 de combustibles líquidos (gasolinas, kerosene de

aviación, diesel de uso automotriz y marino), cifra un 0,5% superior a la de 2013, y que implicó el abastecimiento del 100% de la demanda regional.

Abastecimiento de combustibles XII Región 300

Diesel Marino Diesel B

250

Kerojet

Mm3

200

Otros 150 100 50 0 2010

2011

2012

2013

2014

169

ENAP - Memoria Anual 2014

Refinería Gregorio Se refinaron 224.800 m3 de crudo liviano (°API > 27). La canasta estuvo compuesta en un 98% por petróleo de origen nacional y un 2% proveniente de Argentina.

Del volumen total producido en Refinería Gregorio, 15% correspondió a nafta; 16% a kerosene de aviación; 23% a diesel marino y 46% a crudo reducido.

Origen Crudos Refinados 100% Argentino

80%

Nacional 60%

40%

20%

0% 2010

2011

2012

2013

2014 Fuente: Gerencia R&C de ENAP.

170

Memoria Anual 2014 - ENAP

Canasta Crudos Refinados

Geopark

SipetrolB

E&P Magallanes

300 250

Mm3

200 150 100 50 0 2010

2011

2012

2013

2014 Fuente: Gerencia R&C de ENAP.

Las ventas durante el 2014 fueron las siguientes: 66.183 m3 de MGO, 34.805 de Kerojet, 38.267

de Nafta y 112.485 de crudo reducido. Además se vendió a Enap Refinerías S.A. 160.686 m3 de crudo.

171

ENAP - Memoria Anual 2014

Cabo Negro.

Planta Cabo Negro La materia prima (raw product) fraccionada en la Planta Cabo Negro fue de 116.160 m3, 100% de

origen nacional. Se obtuvieron 90.367 m3 de GLP (propano y butano) y 25.793 m3 de Gasolina Natural.

Materia prima fraccionada 1000

800

Materia Prima Importada

600

Materia prima Nacional

400

200

0 2010

2011

2012

2013

2014

Fuente: Gerencia R&C de ENAP.

Del total de GLP procesado en Cabo Negro, 24.244 m3 (equivalentes a 47,4 MTons.) se destinaron al abastecimiento de la demanda de Gas Licuado en las Regiones XI Aysén del General Carlos Ibáñez del

172

Campo y XII Magallanes y de la Antártica Chilena. Con respecto a las exportaciones de GLP, estas ascendieron a 45.906 m3 (equivalentes a 86,6 Mton), con destinos a Brasil y Uruguay.

Memoria Anual 2014 - ENAP

Sistema Gestión de Calidad ISO 9001:2008 Actualmente se cuenta con certificación de Calidad ISO 9001:2008 desde noviembre de 2012 y con vigencia hasta noviembre de 2015. Durante 2014 la empresa certificadora Bureau Veritas, realizó en forma satisfactoria dos auditorías de vigilancia a los procesos de Gestión de la Dirección de R&C en Magallanes, los procesos de Certificación de Calidad de Productos, de Mantenimiento, de Operaciones de Plantas y Terminales, de Planificación Logística y de Abastecimiento (Planning) y Comercial, así como también a procesos de soporte como Capacitación y Desarrollo y gestión de compras de materiales y contratación de servicios.

Capacitación y aprendizaje Las actividades de capacitación ascendieron aproximadamente a 3.680 horas. Los distintos cursos en los que se participó por área son: Laboratorio: Fractura Hidráulica, SafeStart, Operación y Desarrollo de equipos de trabajo, entre otros. Operaciones Marítimas: Oil Spill Preparedness

and Response Courses, Lucha contra los derrames de hidrocarburos, Herramientas de manejo de residuos peligrosos, entre otros. Plantas y Terminales: Formación de brigadas de incendio, Rescate técnico en altura, TapRoot sistema corporativo de investigación de accidentes, entre otros. En lo concerniente a capacitación interna, se dio énfasis a temas asociados a SafeStart, la ejecución y desarrollo de habilidades para trabajo en equipo y gestión de iniciativas, además de la participación en el Latin America LPG seminar & workshops.

Focos del Negocio para 2015 Para 2015, los principales focos son: continuar desarrollando mercados para el diesel marino y el GLP (propano y butano), continuar con la implementación del programa de desarrollo de inversiones para el 2015 (aproximadamente US$ 10 millones), destinados fundamentalmente a reducción de brechas en materias de mitigación de riesgos y cumplimiento normativo, mejoras en materias de seguridad operacional y de sustentabilidad del negocio.

173

ENAP - Memoria Anual 2014

Enap Magallanes.

Memoria Anual 2014 - ENAP

GESTIÓN DE INVERSIÓN Y FINANCIAMIENTO Inversiones R&C Las refinerías Aconcagua y Bío Bío realizaron desembolsos por proyectos de inversión ascendentes a US$ 1,31 millones y US$ 2,23 millones, respectivamente. Los detalles de los avances de los principales proyectos industriales son los siguientes: Entrega de diesel no vehicular, Refinería Bío Bío Este proyecto se justifica sobre la base de mejorar la calidad de la gestión y cantidad de las entregas de combustibles, con la finalidad de responder oportunamente a los nuevos requerimientos del mercado de combustibles, manteniendo al mismo tiempo la confiabilidad del suministro hacia los clientes. Durante 2014 finalizó la ingeniería de detalles, se realizaron adquisiciones y se dio inicio a la construcción y montaje. Para el 2015 se proyecta terminar la construcción y montaje, con la posterior puesta en marcha. El proyecto tuvo un desembolso de US$ 1,029 millones durante 2014. Mejoras a Planta de Regasificación de Gas Natural en Pemuco, Refinería Bío Bío El proyecto permite abastecer con GNL a Refinería Bío Bío desde el Terminal Quintero, con el beneficio de reducción de costos en energía y reducción de las emisiones ambientales. Durante 2014 se realizaron

ingenierías y obras de construcción asociadas a mejoras en la operación de la planta. Para 2015 se proyecta continuar con el plan de mejoras. El proyecto tuvo un desembolso de US$ 1,139 millones en 2014. Segregación de las Regeneradoras de Aminas para MDEA Y DEA, Refinería Aconcagua Este proyecto apunta a la disminución de los costos de operación y a otorgar mayor seguridad a la operación de las instalaciones. Durante diciembre de 2014 concluyó la ingeniería de detalle y se inició el proceso de adquisiciones. Para el 2015 se proyecta terminar el proceso de adquisiciones e iniciar la etapa de construcción. El proyecto tuvo un desembolso de US$ 0,363 millones en 2014. Ampliación Capacidad Subestación Eléctrica Terminal Quintero, Refinería Aconcagua Este proyecto consiste en ampliar la infraestructura para suministro de energía eléctrica externa a las instalaciones de Refinería Aconcagua en el Terminal Quintero, para así permitir la alimentación eléctrica a nuevos equipos de red contra incendio, bombeo de oleoductos y calefactores de estanques. Durante 2014 se finalizó el montaje eléctrico e instrumental de la subestación eléctrica, y se licitó y adjudicó la conexión en 110 kV. Para 2015 se proyecta finalizar este proyecto. El proyecto tuvo un desembolso de US$ 0,935 millones en 2014.

175

ENAP - Memoria Anual 2014

PROVEEDORES En 2014 Enap Refinerías S.A. cubrió casi la totalidad de sus requerimientos de petróleo crudo con importaciones provenientes de Sudamérica (88%), Angola (7%), Canadá (3%) y Reino Unido (2%), dependiendo de las condiciones de precio y de calidad del crudo. Lo anterior corresponde a las compras cuyo arribo a Chile se realizó en el año 2014. Las compras de petróleo crudo se realizaron, en parte, mediante contratos con productores

internacionales, además de compras en el mercado spot. Los principales proveedores durante 2014 fueron: Core, BG, Petrobras, Unipec, Petrochina y Repsol. En cuanto a las compras de productos refinados, los principales orígenes fueron Estados Unidos (90%) y Europa (10%). Los principales proveedores de estas importaciones fueron Trafigura, Tesoro, Valero, Lyondell, Glencore y Shell.

A continuación gráfico con la distribución de las compras:

Origen compra de crudos importados

80%

Sudamérica

2% 7% UK

Angola

Origen compra productos importados

3%

3%

Canadá

90% USA

176

Finlandia

7%

Holanda

Memoria Anual 2014 - ENAP

Clientes Existen tres clientes que individualmente concentran sobre el 10% de la demanda en el segmento de combustibles y otros derivados. La comercialización de los principales productos de Enap Refinerías S.A., combustibles derivados del petróleo, se realiza mediante ventas a las compañías distribuidoras mayoristas de combustibles y a otros clientes directos. Enap Refinerías S.A. mantiene contratos de suministro con sus clientes, asegurando de esta manera el adecuado abastecimiento de combustibles a lo largo del país. Los principales clientes nacionales de combustibles líquidos son Copec, Enex, Petrobras, Hugo Najle y Cía, Cabal, JLC, Santa Elena. Los principales clientes nacionales de GLP son Gasco, Abastible, Lipigas, Norgas e Intergas.

También son clientes principales de kerosene de aviación de Enap Refinerías S.A. las compañías Copec, Enex, Petrobras, Repsol-YPF y Lan Airlines. Las exportaciones del año 2014 fueron 213.517 m3, cifra que representa una disminución de 73,59% respecto de 2013 y equivale a un 2,1% de la producción total de las refinerías. ENAP también comercializa productos industriales: Combustible marino, asfalto, solventes, carbón de petróleo y azufre. La empresa cuenta con un gran número de clientes de estos productos, entre los que destacan: Copec y Agunsa, en el area de Bunkers; Asfaltos Chilenos, Enex, Dynal, Química Latinoamericana y Probisa, en el área de asfaltos; Cementos Bío Bío e Industrias Profal y Comercial Andino, en el área de carbón de petróleo; Reno, Dideval, Passol, Copec, Quimica Universal, Solimpex, Brenntag y Oxiquim, en el área de solventes; y Fosfoquím, NTA, Inversiones Liguria y Quimetal, en el área de azufres.

GESTIÓN DE CALIDAD EN REFINACIÓN & COMERCIALIZACIÓN El compromiso de Enap Refinerías S.A. es refinar y almacenar hidrocarburos y sus derivados para satisfacer las necesidades y requerimientos acordados con sus clientes en calidad, cantidad y oportunidad. El Sistema de Gestión de Calidad (SGC) forma parte del Sistema Integrado de Gestión, y está orientado a ejecutar y desarrollar sus procesos, cumpliendo con sus requisitos y mejorando continuamente la eficacia de su sistema, de modo de aumentar su confiabilidad y competitividad en el mercado.

Refinerías Aconcagua y Bío Bío desarrollan semestralmente auditorías internas en forma previa a las auditorías de seguimiento que realiza la casa certificadora. En enero de 2014 Refinería Aconcagua obtuvo su quinta recertificación de su Sistema de Gestión de Calidad ISO9001, ratificando así el compromiso de su equipo de trabajo con la mejora continua y los principios de la norma.

177

ENAP - Memoria Anual 2014

Memoria Anual 2014 - ENAP

ENAP - Memoria Anual 2014

Gerencia de Logística

Durante 2014, la gerencia de Logística mantuvo sus pilares fundamentales de compromiso con la seguridad, operación con foco en el cliente y el logro de ventajas competitivas. Estos objetivos se materializan, en primer lugar, por la búsqueda constante de velar por la salud de las personas, su calidad de vida y el cuidado del medioambiente. En segundo lugar, por brindar soluciones que faciliten la venta del producto, otorgando confiabilidad en las entregas y, finalmente, trabajar de manera constante para alcanzar soluciones innovadoras que permitan operar en un óptimo económico. En relación a su estructura organizacional, la gerencia de Logística no realizó cambios, permaneciendo inalterada su organización de cinco direcciones, que se agrupan en: • Dirección de Planificación del Abastecimiento (DPA). • Dirección de Control de Inventarios (DCI). • Dirección de Transporte Marítimo (DTM). • Dirección de Transporte Terrestre (DTT). • Dirección de Almacenamiento y Oleoducto (DAO).

Compromiso con la Seguridad: En este foco destaca el logro de Cero Accidentes de personal propio en las plantas de la Dirección de Almacenamiento y Oleoducto (DAO), que suman

180

más de 100 colaboradores distribuidos en tres plantas (Maipú, Linares y San Fernando) y dos estaciones de bombeo (Molina y Chillán). Al 31 de diciembre de 2014 se obtuvieron los siguientes registros sin incidentes: 2.544 días en Maipú, 2.681 en Linares y 3.047 en San Fernando. Todas estas cifras fueron reconocidas al interior de la empresa y son un ejemplo de los pilares en términos de seguridad. Atendiendo la tendencia de la industria mundial naviera, la Dirección de Transporte Marítimo (DTM) se destaca por la operación segura de las naves, basada en un control de “Vetting” de las mismas, lo que permite reducir progresivamente la exposición al riesgo. A su vez, esta dirección participó activamente en simulacros conjuntos con los terminales marítimos, frente a incidentes asociados a derrames y compromisos con el medioambiente acuático. En la Dirección de Transporte Terrestre (DTT), también se registró Cero Accidentes. En 2014 se registró un total de 22.182 viajes a clientes y plantas de Enap Refinerías S.A., recorriendo 17,5 millones de kilómetros y movilizando un volumen de 743.650 m3 de combustibles líquidos, GNL, LPG y Coke. Esto es realizado a través de programación centralizada de cargas realizada por la DTT a través de SAP, mejorando la coordinación entre las áreas de Ventas, Logística y Operaciones de Patios de Carga. Adicionalmente, se cumplieron los Programas de Gestión en seguridad de las empresas

Memoria Anual 2014 - ENAP

transportistas, lo que permitió cumplir 4 años sin Accidentes con Tiempo Perdido o fatalidades. Como preparación a posibles incidencias mayores, tanto las plantas del DAO como la Dirección de Transporte Terrestre, efectuaron simulacros de incidentes en todas las plantas, incluyendo a todos los actores que participan en estos ejercicios, los que sirvieron para revisar las capacidades de respuestas y las coordinaciones necesarias para controlar en tiempo y forma estos accidentes mayores. Durante 2014 todos los integrantes de esta gerencia fueron capacitados en las técnicas de SafeStart para disminuir los errores críticos y así contribuir a disminuir los incidentes y/o accidentes laborales como domésticos. Finalmente, en octubre de 2014, la gerencia de Logística gestionó, en coordinación con la gerencia de HSE, un Plenario de Seguridad, que convocó a los principales proveedores externos de la gerencia, donde se expusieron temas contingentes sobre la materia y se recogieron propuestas para reducir los accidentes en la distintas operaciones.

Operación con Foco en el Cliente: Durante 2014, todos los meses se realizaron reuniones de programación de las entregas con los clientes mayoristas, con el fin de mejorar la comunicación y efectividad de la coordinación de abastecimiento.

Logro de Ventajas Competitivas: En mayo de 2014 ingresó una moderna nave como reemplazo planificado de la flota de Cabotaje. Se trató de una nave tanquera que reforzó la gestión de operación de alije, aumentando significativamente la capacidad de almacenamiento y transporte de crudo. También se pasó de modalidad ocasional a permanente una nave de menor tamaño, que apoya las entregas de productos refinados en Isla de Pascua y entre las refinerías de ENAP. Todo lo anterior, permitió hacer más robusta la estructura de la flota dedicada al abastecimiento marítimo nacional. Las mejores prácticas de operación de naves permitieron a la Dirección de Transporte Marítimo reducir sustancialmente el consumo de combustible marino respecto de igual período en 2013. La flota de transporte terrestre transportó mayores volúmenes de carga, sin aumentar la cantidad de equipos, lo que permitió optimizar la operación y los costos asociados. Del mismo modo, se habilitaron las instalaciones de patio de carga ex Terpel en la Planta Maipú del DAO, lo que posibilitará que en el futuro ENAP realice la carga de combustibles líquidos de clientes y camiones cisternas propios en sus instalaciones. Respecto de la Dirección de Planificación del Abastecimiento, se alcanzó la meta de un 95% del cumplimiento de los volúmenes contractuales mensuales por familia-producto durante todo el 2014.

181

ENAP - Memoria Anual 2014

Refinería Aconcagua

Memoria Anual 2014 - ENAP

ENAP REFINERÍAS S.A.

Resultados del ejercicio Durante 2014 Enap Refinerías S.A. arrojó una utilidad consolidada de US$ 31 millones. Lo anterior se explica en parte por la reducción significativa en los costos energéticos, tanto del fuel gas para consumo interno, así como del gas natural, con el costo de ambos insumos siguiendo de cerca las bajas en el precio del crudo Brent. Influyó positivamente la mayor producción de gasolinas y diesel, y el haber logrado mantener la tasa de utilización de las refinerías en un nivel similar al del 2013, a pesar de las detenciones operacionales no programadas. El margen bruto fue una utilidad de US$ 284 millones, representando una variación levemente positiva respecto al ejercicio 2013, cuyo valor fue una de US$ 282 millones. Esta variación positiva se explica principalmente por mejoras operacionales y de gestión, ya descritos en párrafo anterior.

productos el diesel y la gasolina, con 33,3% y 31,2% de la canasta, respectivamente. La tasa de utilización de las refinerías fue del 73,6% y la disponibilidad de plantas del 92,3% (promedio de las refinerías Aconcagua y Bío Bío). El volumen total de ventas al mercado nacional fue de 10,9 millones de m3, cifra que representa una participación de mercado de 59,8%. Por su parte, las exportaciones alcanzaron a 0,2 millón de m3, cifra que representa el 2,1% del total de productos vendidos por Enap Refinerías S.A.

Gerencia de Logística La gerencia de Logística está compuesta por 5 direcciones y cuenta con 154 colaboradores, que se agrupan en: Dirección de Planificación del Abastecimiento (DPA). Dirección de Control de Inventarios (DCI).

Los gastos de administración a nivel consolidado mostraron una disminución de US$ 5,2 millones, al pasar de US$ 24,7 millones acumulado a diciembre de 2013, a US$ 19,5 millones en similar período del año 2014. En el ámbito operativo, el volumen de refinación, incluyendo crudos y cargas complementarias, alcanzó a 11,7 millones de m3. La producción en tanto fue de 11,2 millones de m3, siendo los principales

Dirección de Transporte Marítimo (DTM). Dirección de Transporte Terrestre (DTT). Dirección de Almacenamiento y Oleoducto (DAO). Estas direcciones, en línea con los objetivos de la gerencia, basan su operación en 3 pilares fundamentales: compromiso con la Seguridad. Incluyendo la salud de las personas, su calidad de vida y el cuidado del medioambiente.

183

ENAP - Memoria Anual 2014

Operación con foco en el cliente. Brindar soluciones que faciliten la venta del producto, otorgando confiabilidad en las entregas. Logro de ventajas competitivas. Usando soluciones innovadoras que permitan operar en el óptimo económico. Compromiso con la Seguridad: En este foco destaca el logro de Cero Accidentes de Personal Propio en las plantas del DAO, que suman 100 colaboradores distribuidos en 3 plantas (Maipú, Linares y San Fernando), y 2 estaciones de bombeo (Molina y Chillán), donde cada planta lleva bastantes días sin accidentes: 2.179 días en Maipú (5 años y 11 meses), 2.316 en Linares (6 años y 4 meses) y 2.682 en San Fernando (7 años y 4 meses), considerando el 31 de diciembre de 2013. También destaca la operación segura de las naves, basada en un control de “Vetting” de las mismas, lo que permitió reducir la exposición al riesgo. Respecto de la seguridad de los equipos, al 31 de diciembre de 2013 las plantas del DAO tenían el 100% de sus estanques certificados. Además, se realizaron inspecciones programadas al Oleoducto Sur con la herramienta “Conejo Inteligente”. En la Dirección de Transporte Terrestre (DTT), también se registró Cero Accidente en un total de 22.500 viajes en 2013 y 13,3 millones de kilómetros recorridos, movilizando un volumen de 758.000 m3 en el año. Como preparación a posibles incidencias mayores, tanto las plantas del DAO como la Dirección de Transporte Terrestre, efectuaron simulacros de incidentes, incluyendo a todos los actores que

184

participan en estos ejercicios, los que sirvieron para revisar las capacidades de respuestas y las coordinaciones necesarias para controlar en tiempo y forma estos accidentes mayores. La Dirección de Transporte Marítimo (DTM), a su vez, participó en simulacros conjuntos con los terminales marítimos, frente a incidentes asociados a derrames y otras conmociones mayores. Operación con foco en el cliente: Las entregas a los clientes se cumplieron a cabalidad. Se entregó el 100% de los productos contratados en tiempo, forma y calidad, gracias a una acertada coordinación entre la Dirección de Planificación de Abastecimiento (DPA) y las direcciones de transportes marítimos y terrestres, sumado a las plantas del DAO. Además, en este ejercicio, la DPA pasó a ser parte de la gerencia de Logística, lo que se tradujo en un trabajo muy prolijo. Logro de Ventajas Competitivas: Se optimizó la operación de alijes de crudos a las refinerías, mediante el cambio de nave, a una con mayor capacidad, lo que sumado a las capacidades de operación del nuevo Terminal Marítimo de San Vicente, posibilitó importantes ahorros por la disminución de la cantidad de alijes, y por la reducción en los tiempos de espera de las naves de importación de crudos. La flota de transporte terrestre también llevó mayores volúmenes de carga, lo que ayudó a optimizar la operación y los costos asociados. Del mismo modo, se habilitó una nueva Isla de Descarga de diesel para el sistema de transporte de oleoducto virtual (camiones), que descargan a los estanques de la Planta Maipú del DAO.

Memoria Anual 2014 - ENAP

En el área de Chartering de la Dirección de Transporte Marítimo, se llegó a un importante acuerdo con armadores extranjeros para el arriendo de naves de importación de productos, lo que permitió disponer de éstas en los puertos de embarque en oportunidad y con tarifas preferenciales.

Respecto de la Dirección de Planificación del Abastecimiento, se cumplió la meta de promedio de inventario de productos para 2013, en conjunto con las distintas áreas involucradas de la empresa.

185

ENAP - Memoria Anual 2014

Memoria Anual 2014 - ENAP

LÍNEA DE NEGOCIO DE GAS & ENERGÍA Creación Línea de Negocios G&E

Objetivos

Entre las medidas tomadas por la Administración para apoyar la implementación de la Agenda de Energía del gobierno de la Presidenta Michelle Bachelet, con fecha 14 de julio de 2014 se constituyó una tercera Línea de Negocio de ENAP, Línea de Gas & Energía, cuya misión es promover el uso del Gas Natural Licuado (GNL) en la matriz energética nacional, junto con la incorporación de nueva capacidad de generación eléctrica.

- Impulsar el uso de GNL en hogares, industrias y generación eléctrica, promoviendo así la utilización de un combustible más limpio en la matriz energética nacional. - Fomentar el desarrollo de proyectos de generación eléctrica para mejorar la competitividad del mercado eléctrico en la economía nacional.

Organigrama Gerencia de Gas & Energía

Gerencia de Gas

Dirección de Desarrollo de Gas Natural

Dirección Comercial de Gas Natural

Gerencia de Energía

Dirección de Sistemas Eléctricos

Gerencia de Proyectos

Dirección de Cogeneradora Aconcagua

Dirección de Proyectos de Generación Eléctrica

187

ENAP - Memoria Anual 2014

Gerencia de Gas Objetivos Desarrollar el mercado del GNL en Chile a través de la comercialización de volúmenes de GNL o gas natural, a clientes del ámbito industrial, termoeléctrico, transporte y distribución; establecer figuras asociativas para el desarrollo de proyectos estratégicos que permitan fomentar la comercialización y que mejoren el posicionamiento de ENAP en el mercado nacional de gas natural.

Reseña histórica En 2004 se iniciaron las restricciones a la exportación de gas natural argentino. Éstas se fueron agudizando progresivamente a lo largo del tiempo afectando, junto con el abastecimiento de las centrales de ciclo combinado, a los consumos industriales incluido el de las refinerías de ENAP.

sociedades en las que actualmente ENAP participa con un 33,3% y 20%, respectivamente. Este terminal de regasificación comenzó sus operaciones en septiembre de 2009 y ha tenido una alta tasa de utilización, contribuyendo significativamente al uso de un combustible limpio y de menor costo, atenuando el incremento del precio de la energía eléctrica durante el período de sequía que se ha dado en el país desde el año 2010.

Comercialización del Gas vía gasoductos El GNL regasificado en la Planta de GNL Quintero es inyectado al Gasoducto Electrogas y transportado hasta la Refinería Aconcagua de ENAP. El gasoducto Electrogas, permite además a ENAP acceder a las principales termoeléctricas ubicadas en la zona central, y suministrar gas natural proveniente de GNL para su distribución residencial, comercial e industrial en la Quinta Región.

En mayo de 2004 el gobierno de Chile encargó a ENAP liderar el desarrollo de un proyecto de importación de GNL que permitiera al país obtener mayor independencia y seguridad de suministro, diversificando así su matriz energética.

Gasoducto virtual

De esta manera, se conformó un pool de consumidores que generaron la demanda mínima viable para acceder al mercado internacional de GNL y se crearon las sociedades GNL Chile y GNL Quintero para el desarrollo, construcción y operación del proyecto del terminal de regasificación,

Para abastecer a la Refinería Bío Bío, dado que no existen gasoductos que permitan llevar el gas desde la Región Metropolitana a la Octava Región, el GNL es transportado en camiones cisterna y regasificado en una Planta Satélite de Regasificación (PSR) instalada en Pemuco, cerca

188

Memoria Anual 2014 - ENAP

de Chillán, en una zona cercana al Gasoducto del Pacífico, a través del cual se transporta el gas natural hasta Refinería Bío Bío. A través de Gasoducto del Pacífico, es posible además suministrar dicho producto a compañías distribuidoras e industrias de la Octava Región.

GNL Móvil Con el objeto de incrementar la participación del gas natural en la matriz energética del país y

de fortalecer la posición de ENAP en el segmento industrial, ENAP ha desarrollado un modelo de negocios que entrega una solución energética limpia y competitiva, que ayuda a atenuar el constante aumento de los costos de energía en la industria nacional. El GNL Móvil corresponde a un modelo de negocios basado en un gasoducto virtual de transporte de gas natural licuado (GNL) a distintos clientes industriales a través de distribuidores mayoristas.

189

ENAP - Memoria Anual 2014

Gerencia de Electricidad Objetivos

GNL en Generación de Electricidad

Fomentar y participar en la gestión de nuevos proyectos de generación de electricidad; dar soporte a las distintas áreas de la empresa y sus filiales en temas relativos al funcionamiento del sector eléctrico; participar en la consecución y administración de contratos de suministro eléctrico y representar a ENAP y sus filiales ante los organismos reguladores y coordinadores del sector eléctrico chileno.

Durante el año 2014, el GNL mantuvo un importante nivel de participación como combustible en la matriz de generación de electricidad del Sistema Interconectado Central (SIC). En efecto, la producción bruta total del SIC fue de 52.256.167 MWh, de los cuales 7.986.481 MWh fueron generados en base a GNL, lo que constituye un 15,3% de participación. En el gráfico siguiente, se aprecia la producción de electricidad en base a GNL durante 2014:

Generación de Electricidad en el SIC durante 2014 11.4% 15.3%

HIDRO CARBÓN

44.9%

GNL 28.4% OTRAS FUENTES

190

Memoria Anual 2014 - ENAP

Ampliación de Giro Con fecha 1 de octubre de 2014, se ingresó a tramitación a la Cámara de Diputados, el Proyecto de Ley que modifica la Ley N° 9.618 que creó la ENAP el año 1950. Dicho proyecto de modificación persigue, entre otras cosas:

b. Establecer que ENAP podrá desarrollar proyectos de generación con sus respectivas instalaciones de transmisión eléctrica, actividades para las que no se considerará el límite de participación social señalado más arriba.

a. Ampliar el Giro de ENAP, a la generación y transporte de energía eléctrica, para lo cual deben constituirse sociedades en las cuales la participación de ENAP debe ser inferior al 50% del capital social.

La Presidencia de la República ha establecido, con fecha 22 de enero de 2015, que la discusión del proyecto de Ley es de suma urgencia (15 días de plazo para la Cámara para despacho).

Gerencia de PROYECTOS Objetivos Dada la reciente creación de la Línea de Negocio de Gas & Energía y los pilares estratégicos que definen su objetivo, se ha visto la necesidad de que esta Línea de Negocios tenga dentro de su organigrama una gerencia de Proyectos que impulse el desarrollo de sus proyectos. De acuerdo a esto, la gerencia de Proyectos tendrá dentro de sus principales funciones la definición, dirección, control, planificación y ejecución de los proyectos de la Línea de Negocio de G&E hasta su puesta en marcha e implementación.

Cogeneradora de Vapor Aconcagua El proyecto Cogeneradora de Vapor Aconcagua consiste en una planta de generación conjunta de vapor de alta presión y electricidad para suplir las necesidades de Refinería Aconcagua, en Concón, Quinta Región.

Este proyecto consiste en una turbina generadora de electricidad en base a gas natural equipada con quemadores de bajas emisiones y alta eficiencia. Esta turbina tiene capacidad para generar 77 MW de potencia eléctrica, suficientes para satisfacer la demanda de Refinería Aconcagua y exportar excedentes al SIC. Los gases de escape de la turbina son utilizados en una caldera recuperadora de calor para generar 125 toneladas de vapor por hora, los cuales serán consumidos por los distintos procesos de la refinería. Este proyecto cuenta con aprobación ambiental desde el año 2007, y luego de una serie de acuerdos con la comunidad y modificaciones al proyecto original de la Cogeneradora, se encuentra en etapa de ejecución.

191

ENAP - Memoria Anual 2014

Síntesis de la gestión Durante 2014 ENAP fue el destinatario del 34% de las entregas de gas natural por parte del Terminal GNL Quintero, tanto vía gasoducto como vía patio de

carga de camiones cisterna, manteniendo su posición en el mercado de gas natural en la zona centro-sur del país.

Participación de Mercado ENAP durante 2014

34%

ENAP Otros

66% Fuente: Gerencia G&E de ENAP

Comparativo de Entregas 2013 - 2014. Terminal GNL Quintero 90,000,000

ERSA

80,000,000

Otros

70,000,000 60,000,000 50,000,000 40,000,000 30,000,000 20,000,000 10,000,000 2013

2014 Fuente: Gerencia R&C de ENAP.

192

Memoria Anual 2014 - ENAP

eléctrico, concentradas en más de un 30% en un solo actor e incluyendo volúmenes entregados en el Terminal GNL Mejillones, abriendo un nuevo mercado para el GNL de ENAP. La posición de ENAP en el mercado del Norte Grande se verá fortalecida a través de los acuerdos alcanzados durante el año 2014, los que permitirán duplicar el volumen entregado en dicho punto en 2015.

Si bien el año 2013 mostró importantes incrementos en las ventas, en su mayoría asociadas a ventas en modalidad spot hacia el sector termoeléctrico, el riesgo inherente de la hidrología sobre el precio marginal de la energía implicó una menor demanda de gas natural por parte de las empresas de generación eléctrica a lo largo del último año. Como resultado de ello, durante 2014 las ventas en volumen de gas natural mostraron una disminución de 16% respecto del año anterior.

De acuerdo a la matriz de generación de electricidad del SIC durante 2014, ENAP tiene un 14% de participación en la producción de electricidad en base a GNL.

Aun así, más del 40% las entregas de gas natural de ENAP fueron destinadas al mercado

Generación Eléctrica en base a GNL de ENAP durante 2014 14% ENAP Otros

86%

Fuente: Gerencia G&E de ENAP

Entregas de GN durante 2014 ENAP Refinería Aconcagua

4% 25%

ENAP Refinería Bío Bío RESCOM Industriales V Región

42%

Generación eléctrica

15% 14%

RESCOM - Industriales VIII Región GNL Móvil Fuente: Gerencia G&E de ENAP

193

ENAP - Memoria Anual 2014

aumentar la disponibilidad de gas en la zona en un 50%, con lo que ENAP logró consolidar su posición en el mercado del gas natural en la zona centrosur, por medio de suscripción de contratos de suministro en firme a partir de 2015.

Las ventas destinadas al segmento Residencial-Comercial (RESCOM) e Industriales de la Quinta Región se mantuvieron estables en relación al 2013, en un 14% concentradas en un único cliente. Las ventas destinadas al mismo segmento en la Octava Región, en tanto, aumentaron en un 200% respecto del año anterior, producto del inicio de la vigencia de los contratos de suministro en firme suscritos con compañías distribuidoras de gas natural conectadas al Gasoducto del Pacífico.

Durante 2014 se inició el suministro a 6 proyectos de GNL Móvil, y se suscribieron acuerdos para abastecer de gas natural a 9 proyectos adicionales a partir de 2015, con lo cual se duplicará el volumen de ENAP colocado en dicho segmento.

Por otra parte, tanto la optimización de la logística de traslado de GNL desde las instalaciones del Terminal GNL Quintero hasta la PSR en Pemuco, como el aumento de la capacidad en dicha planta a 650.000 m3/día, permitieron

Al término del ejercicio, ENAP se posicionó como líder en participación de mercado de GNL Móvil, concentrando el 59%, a nivel nacional, de las PSR instaladas para suministro de gas natural a clientes industriales.

Participación en segmento GNL Móvil durante 2014

ENAP

41%

Otros

59%

Nota: Los estados financieros consolidados al 31 de diciembre de 2014 reportan la línea G&E en forma agregada con la Línea R&C, debido a que desde un punto de vista financiero contable, no se han generado los driver de control financiero para este propósito. A partir del año 2015, este segmento se reportará en forma separada en los estados financieros consolidados, de acuerdo a lo requerido por NIIF 8 “Segmentos de Operación”.

194

Memoria Anual 2014 - ENAP

ENAP - Memoria Anual 2014

SOCIEDADES COLIGADAS

36,25%

47,41%

40,00%

A & C PIPELINE HOLDING

BIOCOMSA S.A. (2)

COMPAÑÍA LATINOAMERICANA PETROLERA S.A. (1)

22,80%

25,00%

48,60%

GASODUCTO DEL PACÍFICO (CAYMAN) LTD.

GASODUCTO DEL PACÍFICO (CHILE) S.A.

GEOTÉRMICA DEL NORTE S.A.

25,00%

42,00%

35,79%

INNERGY HOLDINGS S.A.

NORGAS S.A.

OLEODUCTO TRASANDINO (ARGENTINA) S.A.

10,06% SOCIEDAD NACIONAL DE OLEODUCTOS S.A.

196

Memoria Anual 2014 - ENAP

(1) Incluye participación de ENAP y sus filiales. (2) Participación de la filial ENAP Refinerías S.A. (3) Participación de la filial ENAP Sipetrol S.A. (4) Entidad estructurada.

49,00%

40,00%

22,80%

EMPRESA NACIONAL DE GEOTERMIA S.A.

FORENERGY S.A. (2)

GASODUCTO DEL PACÍFICO (ARGENTINA) S.A.

33,33%

20,00%

40,00%

GNL CHILE S.A.

GNL QUINTERO S.A.

GOLFO DE GUAYAQUIL PETROENAP COMPAÑÍA DE ECONOMÍA MIXTA (3)

35,83%

15,00%

10,00%

OLEODUCTO TRASANDINO (CHILE) S.A.

PETROPOWER ENERGÍA LTDA. (1)

COMPAÑÍA DE HIDRÓGENO DEL BÍO BÍO S.A. (1) (4)

OTRAS SOCIEDADES

15,00%

13,79%

ELECTROGAS S.A.

TERMINALES MARÍTIMAS PATAGÓNICAS S.A. (3) 197

DIRECTORIO DE LA SOCIED

SOCIEDAD

RUT

FECHA DE CONSTITUCIÓN

CAPITAL SUSCRITO Y PAGADO

OBJETO SOCIAL

PRESIDENTE DIRECTORIO

DIRECTORES TITULARES

Juan Eduardo Errázuriz Ossa

Juan Eduardo Errázuriz Ossa; Naoshi Matsumoto Takahashi; Juan Pablo Aboitiz Dominguez; Gonzalo Cavada Charles; Mario Basualto

Anthony Scerbo

Anthony Scerbo; Martin Karpenski; Gary Nedelka; Javier Palencia; Ramon Zubizarreta; Andrés Alonso; Marc Llambías

Fernando Prado Álvarez

Fernando Prado Álvarez; Lorenzo Gazmuri Schleyer; Frederic Chaveyriat; Alejandro Álvarez Lorca; Erio Augusto Mathias Senos; Pablo Munita Del Solar; Marc Llambías; Nicolás Correa Ferre; José Odone Odone

ENTIDAD ESTRUCTURADA

COMPAÑÍA DE HIDRÓGENOS DEL BÍO-BÍO S.A.

PETROPOWER ENERGIA LTDA.

99.519.810-K

78.335.760-7

17.02.2003

22.12.1992

MUS$ 6.597

Construcción y operación de una planta destinada a la producción de hidrógeno de alta pureza a partir de gas natural y otras cargas. La planta se encuentra ubicada en terrenos de Enap Refinerias (Ex Petrox) Talcahuano.

MUS$ 70.461

Producir energía y procesar combustible mediante el desarrollo, construcción y operación de una planta de coquización retardada, incluyendo una unidad de hidrotratamiento y una planta de cogeneración de energía eléctrica , vapor y agua desmineralizada y de ciertos sistemas de interconexión.

MUS$ 98.188

Adquirir, construir, mantener, operar y explotar uno o más oleoductos para transportar a terceros, por cuenta de uno o más socios, gasolina, kerosene, petróleo y otros productos que sean susceptibles de ser conducidos por tales oleoductos.

MUS$ 900

Compañía dedicada a la inversión y financiamiento. Controla el Oleoducto Trasandino (Argentina) S.A. y el Oleoducto Trasandino (Chile) S.A.

Gabriel Grzona Marc Llambías Guillermo Rocchetti Gustavo Chaab Martín Cittadini

MUS$ 15.579

Construcción y explotación de un oleoducto trasandino entre Argentina y Chile y la operación del mismo dentro de los límites territoriales de la República Argentina.

Gabriel César Grzona ; Miguel Angel Zubizarreta ; Guillermo Rocchetti ; Marc Llambías; Martín Cittadini

TRANSPORTE DE COMBUSTIBLE

SOCIEDAD NACIONAL DE OLEODUCTOS S.A.

A&C PIPELINE HOLDING COMPANY

OLEODUCTO TRASANDINO ARGENTINA S.A.

81.095.400-0

0-E

0-E

31.05.1957

10.11.1992

7.12.1992

Gabriel César Grzona

EJECUTIVOS DE ENAP EN COLIGADA

DAD

DIRECTORES SUPLENTES

N/A

GERENTE GENERAL

Juan Pablo Aboitiz Domínguez

PARTICIPACIÓN ENAP

10.00%

DIRECTORES TITULARES

Mario Basualto

DIRECTORES SUPLENTES

N/A

RELACIONES COMERCIALES

ACTOS O CONTRATOS CELEBRADOS

PROPORCIÓN DE LA INVERSIÓN SOBRE EL TOTAL DE ACTIVOS DE ENAP

Servicios de procesamiento para la producción de hidrógeno a partir de gas natural y otras cargas en Enap Refinerías S.A.Bío Bío

Contratos con Enap Refinerías S.A.: Servicios de Procesamiento, Operación y Mantención, Comodato de Terreno

Venta de energía eléctrica, agua, comisión procesamiento coker, derecho de propiedad, garantías

1-Partners Agreement, 2-Processing Service and Supply Agreement, ambos del 15 de enero 1996, 3-Usufrut Ans Easement Agreement, 4- Arbitration Agreement ambos de 7 de febrero de 1996, y 5.-Electric Energy Agreement del 2 de mayo del 2000.

0,20

Servicio de transporte de productos por sus oleoductos

Transporte de productos derivados del petróleo y conexos

0,21

Empresa de Propósito Especial

Steve Di Lauri ; Jaime Carey; Kevin Hogan; Kevin Boylan; Marco Antonio Arróspide; Fernando Promis

Ramón Zubizarreta

15.00%

Andrés Alonso; Marc Llambías

Marco Antonio Arróspide; Fernando Promis

Lorena Oliver Jerez; Ramiro Méndez Urrutia; Juan Carlos Carrasco Baudrand; Leonard Ljubetic Garib; Patricia Figueroa Mandiola; Mariangela Monteiro Tizatto; Nicolás García; Alan Sherwin Lagos; Eduardo Navarro Beltrán

Roberto Hetz Vorpahl

10.06%

Marc Llambías

Nicolás Gracía

36.25%

Marc Llambías, Martín Cittadini

Alfredo del Carril, Walter Fernandez

0,00

35.79%

Marc Llambías, Martín Cittadini

Alfredo del Carril, Walter Fernandez

0,05

Mariel Augusto Alfredo del Carril Ricardo Aguirre Raúl Rodriguez Walter Fernandez Cicco Mauricio Alejandro Martín ; Rubén Pablo Ottossen; Ricardo Aguirre; Alfredo del Carril ; Walter Fernández

Mario Pablo Leder

DIRECTORIO DE LA SOCIED

SOCIEDAD

OLEODUCTO TRASANDINO CHILE S.A.

RUT

96.655.490-8

FECHA DE CONSTITUCIÓN

11.12.1992

CAPITAL SUSCRITO Y PAGADO

OBJETO SOCIAL

MUS$ 8.621

Realizar en forma independiente o asociada a terceros, la construcción y explotación de un oleoducto entre la República de Chile y la República de Argentina y la operación del citado oleoducto dentro de los límites territoriales de la República de Chile.

PRESIDENTE DIRECTORIO

DIRECTORES TITULARES

Gabriel César Grzona

Marc Llambías; Martín Cittadini; Gabriel César Grzona; Alejandro Zubizarreta; Guillermo Rocchetti

MS 14.360 Pesos Argentinos

Llevar a cabo por si, por intermedio de terceros o asociado a terceros, el almacen y embarque de hidrocarburos, comprendiendo enunciativamente su recepción, carga, descarga, almacenamiento y despacho de hidrocarburos y realizar cualquier otra operación complementaria de su actividad que resulte necesaria para facilitar la consecución de su objeto.

Fernando José Villarreal

Fernando José Villarreal; Martín Cittadini; Pablo Alvarez, Horacio Pujol, Rodolfo Eduardo Berisso, Nestor Hugo Falivene

M$ 3.101.208

Realizar en el extranjero, por cuenta propia o ajena, proyectos de exploración y explotación de petróleo, gas y derivados, así como compra, venta, importación, exportación y comercialización de dichos productos.

Lorenzo Gazmuri Schleyer

Lorenzo Gazmuri Schleyer; Arturo Natho Gamboa; Andrés Robertson Coo; Heskeet Streeter; Alvaro Hercolani

MUS$ 100

Desarrollo de actividades en todas o cualquiera de las fases de la industria petrolera, orientadas a la óptima utilización de hidrocarburos que pertenecen al patrimonio inalienable e imprescriptible del Estado ecuatoriano, incluyendo la investigación cientifica, la generación y transferencia de tecnología para lo cual podrá ejecutar todos los actos y contratos permitidos por la ley.

Al 31 de diciembre de 2013 esta sociedad ha concluido el proceso de disolución y ha iniciado los trámites de liquidación

EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

TERMINALES MARITIMAS PATAGONICAS S.A.

COMPAÑÍA LATINOAMERICANA PETROLERA S.A.

GOLFO DE GUAYAQUIL PETROENAP COMPAÑÍA DE ECONOMIA MIXTA

0-E

96.668.110-1

0-E

6.01.1994

31.12.1992

15.09.2008

Rodrigo Bloomfield Sandoval Eduardo Tapia Alvayay

EJECUTIVOS DE ENAP EN COLIGADA

DAD

DIRECTORES SUPLENTES

GERENTE GENERAL

Alfredo del Carril; Walter Fernández; Mauricio Alejandro Martín; Pablo Ottosen; Ricardo Aguirre

Jaime Pulido

Walter Fernández; Daniel Ciaffone; Horacio Luis Cester; Javier Gutiérrez Arauz; Marcelo Horacio Bombicini; Alejandro Gotz

Daniel Scalise

Ramiro Méndez Urrutia; Juan Carlos Carrasco Baudrand; Frederic Chaveyriart; Lisandro Rojas Galliani; Denisse Abudinen

Diego Díaz

PARTICIPACIÓN ENAP

DIRECTORES TITULARES

Marc Llambías

Alfredo del Carril

35.83% Martín Cittadini

Ramón Concha Barrientos

DIRECTORES SUPLENTES

13.79%

Walter Fernández

Martín Cittadini

Walter Fernández

Hesketh Streeter

Lisandro Rojas Galliani

Álvaro Hercolani

Denisse Abudinen

40.00%

40.00%

Rodrigo Bloomfield Sandoval Eduardo Tapia Alvayay

Diego Díaz

RELACIONES COMERCIALES

Servicio de transporte de crudo, servicios de carga, arriendo de oleoducto,arriendo de estanques de almacenamiento de crudo

ACTOS O CONTRATOS CELEBRADOS

Servicio de alquiler de estanques y cañería

PROPORCIÓN DE LA INVERSIÓN SOBRE EL TOTAL DE ACTIVOS DE ENAP

0,06

Prestar servicio de almacenaje y embarques de hidrocarburos.

Socios Comerciales en Proyectos de Exploración y Producción de Hidrocarburos en el Exterior.

0,00

Memorándum de Entendimiento de Accionistas de la Empresa Golfo de Guayaquil Petroenap Compañía de Economía Mixta, para el Bloque 40, suscrito el 16 de septiembre de 2008

0,00

DIRECTORIO DE LA SOCIED

SOCIEDAD

RUT

FECHA DE CONSTITUCIÓN

CAPITAL SUSCRITO Y PAGADO

OBJETO SOCIAL

PRESIDENTE DIRECTORIO

DIRECTORES TITULARES

BIOCOMBUSTIBLES

FORENERGY S.A.

BIOCOMSA

76.932.370-8

76.069.258-1

10.10.2007

18.08.2009

MS$ 608.542

M$ 265.750

Ejecutar estudios de factibilidad general técnica, económica jurídica y financiera de un proyecto de producción de biodiesel de segunda generación a partir de biomasa forestal u otras materias primas de origen nacional. Producción y comercialización de biodiesel de segunda generación a partir de la biomasa forestal, incluyendo la determinación de la viabilidad y ejecución del proceso de instalación, construcción y desarrollo de una planta piloto.

Pablo Vargas

Álvaro Hercolani Rodrigo Bloomfield Sandoval Exequiel González Jeria Peter Hiller Juan José Cueto Pablo Vargas

Ávaro Hercolani

Investigación y transferencia de tecnologías para la prducción a partir de material lignocelulósico de biomasa y su transformación en biocombustibles para su aplicación con hidrocarburos y sus derivados.

Rodrigo Bloomfield

Investigación, exploración, desarrollo y explotación de energía geotérmica y todas sus actividades complementarias.

Rodrigo Bloomfield

Salvatore Bernabei; Martino Pasti; Rodrigo Bloomfield Sandoval; Álvaro Hercolani Banchini

Rodrigo Bloomfield

Salvatore Bernabei; Martino Pasti; Rodrigo Bloomfield Sandoval; Álvaro Hercolani Banchini

Angel Mafucci Solimano

Angel Mafucci Solimano; Mario Fernández Astudillo; Luis Felipe Silva Labbé; Rodrigo Bloomfield Sandoval; Marc Llambías Bernaus.

Rodrigo Bloomfield Sandoval Pablo Vargas Juan José Cueto Manuel Rodríguez

GEOTERMIA

GEOTÉRMICA DEL NORTE S.A.

96.971.330-6

5.01.2001

MUS$ 117.091

EMPRESA NACIONAL DE GEOTERMIA S.A.

99.577.350-3

29.12.2000

MUS$ 23.269

Investigación, exploración, desarrollo y explotación de energía geotérmica y todas sus actividades complementarias.

M$ 2.758.365

Importación, exportación y compra de gas licuado de petróleo y su venta a granel a distribuidores mayoristas en la Primera y Segunda Región del pais.

GAS NATURAL

NORGAS S.A.

78.889.940-8

26.08.1996

EJECUTIVOS DE ENAP EN COLIGADA

DAD

DIRECTORES SUPLENTES

Gerardo Paseron José Barriga Cabezón Paulina Valenzuela Sepúlveda Daniel Hiller Antonio García Eyheyramendy Antonio García Hernandez

GERENTE GENERAL

PARTICIPACIÓN ENAP

DIRECTORES TITULARES

Alvaro Hercolani Paulina Valenzuela

40.00%

Rodrigo Bloomfield Exequiel Gonzalez

DIRECTORES SUPLENTES

RELACIONES COMERCIALES

ACTOS O CONTRATOS CELEBRADOS

PROPORCIÓN DE LA INVERSIÓN SOBRE EL TOTAL DE ACTIVOS DE ENAP

Gerardo Paseron José Barriga

0,00

Paulina Valenzuela

Gerardo Paseron José Barriga Cabezón Antonio García Hernández

Julio Mayanz

Alvaro Hercolani

Gerardo Paseron

Rodrigo Bloomfield

José Barriga Cabezón

0,20

47.41%

Antonio García Eyheyramendy Javier González Molina

Edgard Miller; Giuseppe Turchiarelli; Andrea Sabignoso; Julio Mayanz

Edgard Miller; Giuseppe Turchiarelli; Andrea Sabignoso; Julio Mayanz

Esteban Rodríguez Bravo; José Miguel Bambach Salvatore; Yasna Ross Romero; Julio Mayanz Csato

Guido Cappetti GG

Guido Cappetti

Luis Felipe Silva Labbé

48,60%

49.00%

42%

Alvaro Hercolani Banchini Rodrigo Bloomfield Sandoval Alvaro Hercolani Banchini Rodrigo Bloomfield Sandoval

Andrea Sabignoso

0,88

Julio Mayanz

Andrea Sabignoso

0,03

Julio Mayanz

Marc Llambias Bernaus

Yasna Ross Romero

Rodrigo Bloomfield Sandoval

Julio Mayanz Csato

Compra de Gas a Granel, Servicios varios de transporte

Contrato de Suministro de Gas Licuado de Petróleo.

0,04

DIRECTORIO DE LA SOCIED

SOCIEDAD

INNERGY HOLDING S.A.

GASODUCTO DEL PACIFICO CAYMAN S.A.

GASODUCTO DEL PACÍFICO ARGENTINA S.A.

GASODUCTO DEL PACIFICO CHILE S.A.

ELECTROGAS S.A.

GNL CHILE S.A.

RUT

96.856.650-4

0-E

0-E

96.762.250-8

96.806.130-5

76.418.940-K

FECHA DE CONSTITUCIÓN

23.01.1998

22.08.1995

16.10.1997

16.10.1997

14.10.1996

16.11.2005

CAPITAL SUSCRITO Y PAGADO

OBJETO SOCIAL

MUS$ 191.513

Participar en sociedades cuyo objeto sea comprar, vender, comercializar y suministrar gas natural, o construir y explotar y operar toda clase de redes de transporte de gas natural. Prestar a sus filiales o a terceros servicios y asesorías gerenciales y administrativas.

PRESIDENTE DIRECTORIO

DIRECTORES TITULARES

Carmen Figueroa Deisler

Pablo Garzón Duarte; Cristián Aguirre Grez; Paulina Brain Santander; Eduardo Cabello Correa; Carmen Figueroa Deisler; Lorenzo Davico Maggi; Mauricio Balbontín O´Ryan; Iván Berger Dempster; Andrés Alonso Rivas

Hugo Martelli

Gabriel León; Hugo Martelli; Pablo de Rosso; Eduardo Cabello; Sebastián Raggio; Rodolfo Freyre; Rodrigo Bloomfield; Alejandro Fernández; Alvaro Hercolani; Mauricio Balbontín

Pablo Garzón

Pablo Garzón; Rodolfo Freyre; Sebastián Raggio; Santiago Freyre; Ignacio Padvalskis; Josefina Pueyrredón; Eduardo Cabello Correa; Andrés Alonso Rivas; Iván Berger Dempster; Alejandro Fernández Pérez

Carmen Figueroa Deisler

Pablo Garzón Duarte; Cristian Aguirre Grez; Paulina Brain Santander; Eduardo Cabello Correa; Carmen Figueroa Deisler; Lorenzo Davico Maggi; Mauricio Balbontín O´Ryan; Iván Berger Demster; Andrés Alonso Rivas

MUS$ 50

Compañía dedicada a la inversión y financiamiento. Controla a Gasoducto del Pacifico ( Argentina) S.A.

MUS$ 55.396

El objeto de la compañía en conjunto con su relacionada en Chile es operar el gasoducto para transportar gas natural desde Argentina (Loma de la Lata) a la frontera con Chile ( Paso Buta Mallín) y realizar todas las actividades relacionadas con este servicio.

MUS$ 105.842

Construcción, propiedad, explotacion y operación técnica y comercial de un sistema de ductos, en la Republica de Chile, para transportar gas natural desde la provincia de Neuquén, República Argentina, hasta la Octava Región, República de Chile,incluyendo cualquier expansión, extensión y/o interconexión de dicho sistema de ductos e instalaciones dentro de la Octava Región.

MUS$ 21.266

Sociedad anónima cerrada de carácter operativo cuyo objeto social es prestar servicios de transporte de gas natural y otros combustibles , por cuenta propia o ajena ,para lo cual podra construir, operar y mantener gasoductos , oleoductos, poliductos e instalaciones complementarias.

Alan Fischer Hill

Alan Fischer Hill; Eduardo Lauer Rodríguez; Pedro Gatica Kerr; Fernando Promis Baeza; Juan Eduardo Vásquez Moya.

MUS$ 3.026

Tiene por objeto importar GNL y vender gas natural. Para ello compra e importa gas natural licuado, ha contratado el 100% de la capacidad de recepción, almacenamiento y regasificación de GNL con GNL Quintero S.A. y finalmente suministra el gas natural a sus clientes.

Klaus Lührmann Poblete

Klaus Lührmann Poblete; José Venegas Maluenda; Andrés Alonso Rivas

EJECUTIVOS DE ENAP EN COLIGADA

DAD

DIRECTORES SUPLENTES

GERENTE GENERAL

Roberto Píriz Simonetti; Pablo Garzón Duarte; Cristian Aguirre Grez; Luis Manríquez Balmaceda; Mario Basualto Vergara

Patricia Palacios Mackay

Benoit Gauvin; Florencia Hardoy; Felipe Bahamondez; Roberto Piriz; Carmen Figueroa; Julio Mayanz; Paula Valenzuela; Valeria Cryncwaig Boykier

Gabriel Leon Burgos

Walter Fernández; Cristián Aguirre Grez; Carmen Figueroa Deisler; Mauricio Balbontín O´Ryan; Lorenzo Davico Maggi; Paulina Brain Santander; Roberto Píriz Simonetti; Mario Basualto Vergara; Luis Manríquez Balmaceda, José David Tezanos González

Gabriel León Burgos

Roberto Píriz Simonetti; Pablo Garzón Duarte; Lorenzo D avico Maggi; Cristián Aguirre Grez; Luis Manríquez Balmaceda; Mario Basualto Vergara; Walter Fernández Cicco

Gabriel León Burgos

Andrés Opazo Irarrázaval; Luis Lefort Pizarro; Juan Oliva Vasquez; Ricardo Santibañez Zamorano; Rodrigo Bloomfield

Carlos Andreani Luco

Luis Arancibia Yametti; Alex Díaz Sanzana; Mario Basualto Vergara

Alejandro Palma Rioseco

PARTICIPACIÓN ENAP

25%

22,8%

22,80%

25%

15%

33.33%

DIRECTORES TITULARES

DIRECTORES SUPLENTES

Iván Berger Dempster

Luis Manríquez Balmaceda

Andrés Alonso Rivas

Mario Basualto Vergara

Alvaro Hercolani Rodrigo Bloomfield

Andrés Alonso Rivas Iván Berger Dempster

Andrés Alonso Rivas Iván Berger Dempster

Fernando Promis Baeza

Andrés Alonso Rivas

RELACIONES COMERCIALES

Compra de gas Natural incluyendo Servicio de Transporte

ACTOS O CONTRATOS CELEBRADOS

PROPORCIÓN DE LA INVERSIÓN SOBRE EL TOTAL DE ACTIVOS DE ENAP

Contrato de compra de gas natural 0,08 Servicio de Operación y Mantenimiento PSR

Paula Valenzuela

0,20

Julio Mayanz

Mario Basualto Vergara Luis Manríquez Balmaceda

0,14

Walter Fernández

Mario Basualto Vergara Luis Manríquez Balmaceda

0,04

Walter Fernández

Rodrigo Bloomfield Sandoval

Mario Basualto Vergara

Contrato de transporte de Gas Zona 1 y Zona 2

Gas sales Agreement entre ERSA y GNL Chile S.A. (GNLC) SPA entre ERSA, GNLC y BGLNG trading

0,44

0,05

DIRECTORIO DE LA SOCIED

SOCIEDAD

GNL QUINTERO S.A.

RUT

76.788.080-4

FECHA DE CONSTITUCIÓN

9.03.2007

CAPITAL SUSCRITO Y PAGADO

OBJETO SOCIAL

MUS$ 114.058

Desarrollo , financiamiento, diseño, ingeniería, suministro,construcción y puesta en marcha, pruebas, conclusión, operación y mantenimiento de una terminal de regasificación de gas natural licuado y sus expansiones de haberlas.

PRESIDENTE DIRECTORIO

DIRECTORES TITULARES

Francisco Gazmuri Schleyer

Francisco Gazmuri Schleyer; Marco Antonio Arróspide Rivera; Juan Oliva Vásquez; José Antonio de las Heras Alonso; Sultán Al Bartamani

EJECUTIVOS DE ENAP EN COLIGADA

DAD

DIRECTORES SUPLENTES

GERENTE GENERAL

PARTICIPACIÓN ENAP

DIRECTORES TITULARES

DIRECTORES SUPLENTES

RELACIONES COMERCIALES

ACTOS O CONTRATOS CELEBRADOS

PROPORCIÓN DE LA INVERSIÓN SOBRE EL TOTAL DE ACTIVOS DE ENAP

- Contrato de Compraventa, entre ERSA y GNLQ - Contrato de Opciones entre ENAP y GNLQ. - Contrato de Cesión de Permisos ambientales, entre ENAP y GNLQ. - Convenio de autorización, ERSA a GNLQ. - Contrato denominado TUA Direct Agreement entre ERSA entre otros y GNLQ. - Contrato Marco de Arbitraje. - Company Guarantee de ENAP a CB&I. - Second Amendment to Umbrella Arbitration Agreement. Víctor Turpaud Fernández; Yasna Ross Romero; Alan Fischer Hill; Rafael González Rodríguez; Hilal AlKharusi

- Protocolo Operacional periodo Fast Track. Antonio Bacigalupo

20%

Marco Antonio Arróspide

Yasna Ross;

-Cesión, Aceptación y Otros al Contrato de Ingeniería, Suministro y Construcción y Acuerdo Marco de Ingeniería, Suministro y Construcción de Enap y Metrogas a GNL Quintero S.A. de fecha 15 de junio 2010; con Montaje Industrial Consorcio Echeverria Izquierdo , Parés y Alvarez Limitada. -Cesión, Aceptación y Otros al Contrato de Ingeniería, Suministro y Construcción y Acuerdo Marco de Ingeniería, Suministro y Construcción de Enap y Metrogas a GNL Quintero S.A. de fecha 15 de junio 2010; con Montaje Industrial Consorcio Echeverria Izquierdo, Parés y Alvarez Limitada.

0,44

CAPÍTULO

06

Memoria Anual 2014 - ENAP

ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS (IFRS)

EMPRESA NACIONAL DEL PETRÓLEO Y FILIALES Estados financieros consolidados 31 de diciembre de 2014

CONTENIDO Informe del auditor independiente Estados de situación financiera consolidados Estados de resultados consolidados Estados de resultados integrales consolidados Estados de cambios en el patrimonio neto consolidados Estados de flujos del efectivo consolidados Notas a los estados financieros consolidados

$ M$ US$ MUS$ UF €

-

Pesos chilenos Miles de pesos chilenos Dólares estadounidenses Miles de dólares estadounidenses Unidades de fomento Euro

ENAP Y FILIALES

ESTADOS DE SITUACION FINANCIERA CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 Y 2013 (En miles de dólares) 31.12.2014 MUS$

31.12.2013 MUS$

153.511 210.788 4.973 702.455 30.063 740.801 81.731

469.013 152 4.163 995.817 33.128 1.300.602 29.318

1.924.322

2.832.193

14.154 48.690 15.542 2.435 126.922 3.083 2.753.166 7.642 761.336

47.253 48.538 18.584 1.916 117.028 3.083 2.637.254 7.732 560.470

Total activos no corrientes

3.732.970

3.441.858

TOTAL ACTIVOS

5.657.292

6.274.051

ACTIVOS Activos corrientes Efectivo y equivalentes al efectivo Otros activos financieros, corrientes Otros activos no financieros, corrientes Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar, corrientes Cuentas por cobrar a entidades relacionadas, corrientes Inventarios, corrientes Activos por impuestos corrientes, corrientes

Nota N°

7 8 9 10 11 12 13

Total activos corrientes Activos no corrientes Otros activos financieros, no corrientes Otros activos no financieros, no corrientes Cuentas por cobrar, no corrientes Cuentas por cobrar a entidades relacionadas, no corrientes Inversiones contabilizadas utilizando el método de la participación Activos intangibles distintos de la plusvalía Propiedades, planta y equipo Propiedad de inversión Activos por impuestos diferidos

8 9 10 11 14 15 19 13

Las notas adjuntas forman parte integral de estos estados financieros consolidados.

ENAP Y FILIALES

ESTADOS DE SITUACION FINANCIERA CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 Y 2013 (En miles de dólares)

PATRIMONIO Y PASIVOS Pasivos corrientes Otros pasivos financieros, corrientes Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar Cuentas por pagar a entidades relacionadas, corrientes Otras provisiones a corto plazo Pasivos por impuestos, corrientes Provisiones corrientes por beneficios a los empleados Otros pasivos no financieros, corrientes

Nota N°

20 21 11 22 13 23

31.12.2014 MUS$

31.12.2013 MUS$

459.241 730.005 46.167 2.775 98.514 44.927 10.791

485.545 1.533.032 45.999 4.215 116.679 44.620 9.078

1.392.420

2.239.168

3.372.248 5.442 105.584 129.253 105.864 905

3.415.982 7.864 143.695 124.372 110.611 1.777

Total pasivos no corrientes

3.719.296

3.804.301

Total pasivos

5.111.716

6.043.469

24 24 24

1.232.332 (637.827) (61.400)

1.232.332 (902.217) (112.253)

25

533.105 12.471

217.862 12.720

545.576

230.582

5.657.292 0,00

6.274.051 0,00

Total pasivos corrientes Pasivos no corrientes Otros pasivos financieros, no corrientes Otras cuentas por pagar, no corrientes Otras provisiones, no corrientes Pasivos por impuestos diferidos Provisiones no corrientes por beneficios a los empleados Otros pasivos no financieros, no corrientes

Patrimonio Capital emitido Pérdidas acumuladas Otras reservas Patrimonio atribuible a los propietarios de la controladora Participaciones no controladoras

20 21 22 13 23

Patrimonio total

TOTAL PATRIMONIO Y PASIVOS Las notas adjuntas forman parte integral de estos estados financieros consolidados.

ENAP Y FILIALES

ESTADOS DE RESULTADOS CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS TERMINADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 Y 2013 (En miles de dólares)

Estado de Resultados Ganancia (pérdida) Ingresos de actividades ordinarias Costos de ventas

Nota N°

31.12.2014 MUS$

31.12.2013 MUS$

27 28

9.836.645 (9.358.098)

11.210.719 (10.637.695)

29 30 31 33 32

478.547 37.641 (160.798) (86.307) (40.747) 1.833 7.615 (179.169)

573.024 56.301 (180.905) (89.138) (90.028) 125.728 5.780 (197.439)

14

18.685

30.092

35

(8.029)

(25.148)

69.271

208.267

87.327

(74.266)

Ganancia

156.598

134.001

Ganancia, atribuible a: Ganancia, atribuible a los propietarios de la controladora Ganancia, atribuible a participaciones no controladoras

154.937 1.661

132.418 1.583

156.598

134.001

Margen bruto Otros ingresos, por función Costos de distribución Gasto de administración Otros gastos, por función Otras ganancias (pérdidas) Ingresos financieros Costos financieros Participación en las ganancias y (pérdidas) de asociadas y negocios conjuntos que se contabilicen utilizando el método de la participación Diferencias de cambio Ganancia, antes de impuestos Beneficio (gasto) por impuesto a las ganancias

13

25

Ganancia Las notas adjuntas forman parte integral de estos estados financieros consolidados.

ENAP Y FILIALES ESTADOS DE RESULTADOS INTEGRALES CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS TERMINADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 Y 2013 (En miles de dólares) Estado de resultado integral

Ganancia (pérdida) Componentes de otro resultado integral que no se reclasificarán al resultado del periodo, antes de impuestos Otro resultado integral, antes de impuestos, ganancias (pérdidas) por nuevas mediciones de planes de beneficios definidos Total otro resultado integral que no se reclasificará al resultado del periodo, antes de impuestos

31.12.2014 MUS$

31.12.2013 MUS$

156.598

134.001

(6.273)

426

(6.273)

426

Componentes de otro resultado integral que se reclasificarán al resultado del periodo, antes de impuestos

Diferencias de cambio por conversión Ganancias (pérdidas) por diferencias de cambio de conversión, antes de impuestos

(2.885)

(2.649)

475.023 (436.675) 38.348

(121.833) 161.834 40.001

23.598

16.098

59.061

53.450

Coberturas de flujo de efectivo Ganancias (pérdidas) por coberturas de flujos de efectivo, antes de impuestos Ajustes de reclasificación en coberturas de flujos de efectivo, antes de impuestos

Otro resultado integral, antes de impuestos, coberturas del flujo de efectivo Participación en el otro resultado integral de asociadas contabilizados utilizando el método de la participación Total otro resultado integral que se reclasificará al resultado de periodo, antes de impuestos

Impuestos a las ganancias relativos a componentes de otro resultado integral que no se reclasificará al resultado del periodo Impuesto a las ganancias relativo a nuevas mediciones de planes de beneficios definidos de otro resultado integral Impuestos a las ganancias relativos a componentes de otro resultado integral que se reclasificará al resultado del periodo Impuesto a las ganancias relacionado con diferencias de cambio de conversión de otro resultado integral

1.317

(85)

Impuesto a las ganancias relacionado con coberturas de flujos de efectivo

606 (3.933)

530 (20.541)

Otro resultado integral

50.778

33.780

Resultado integral total

207.376

167.781

Resultado integral atribuible a los propietarios de la controladora Resultado integral atribuible a participaciones no controladoras

205.715 1.661

166.198 1.583

Resultado integral total

207.376

167.781

Las notas adjuntas forman parte integral de estos estados financieros consolidados.

ENAP Y FILIALES

ESTADO DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO NETO CONSOLIDADO POR LOS EJERCICIOS TERMINADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 Y 2013 (En miles de dólares)

Capital emitido MUS$ Saldo Inicial 01.01.2014 Incremento (disminución) por correcciones de errores Saldo Inicial Reexpresado Cambios en patrimonio Resultado Integral Ganancia (pérdida) Otro resultado integral Resultado integral Incremento (disminución) por transferencias y otros cambios Total de cambios en patrimonio

1.232.332 1.232.332

Saldo Final 31.12.2014

Superavit de Revaluación MUS$

Cambios en otras reservas Reservas actuariales en Reservas de planes de coberturas de beneficios flujo de caja definidos MUS$ MUS$

(74.282) (74.282)

(66.697) (66.697)

341 341

-

(2.279) (2.279) (2.279)

58.013 58.013 58.013

(4.956) (4.956) (4.956)

1.232.332

-

(76.561)

(8.684)

(4.615)

Saldo Inicial 01.01.2013 Incremento (disminución) por correcciones de errores Saldo Inicial Reexpresado Cambios en patrimonio Resultado Integral: Ganancia (pérdida) Otro resultado integral Resultado integral Incremento (disminución) por transferencias y otros cambios Total de cambios en patrimonio

1.232.332 1.232.332

-

(54.798) (54.798)

(102.255) (102.255)

-

(2.119) (2.119) (17.365) (19.484)

35.558 35.558 35.558

341 341

Saldo Final 31.12.2013

1.232.332

-

(74.282)

(66.697)

341

Las notas adjuntas forman parte integral de estos estados financieros consolidados.

-

-

-

Reservas por diferencia de cambio por conversión MUS$

-

-

341

Reservas por remedición de activos financieros disponibles para la venta MUS$

Otras reservas varias MUS$

1.190 1.190

27.195 27.195

(112.253) (112.253)

-

50.778 50.778 75 50.853

-

75 75

Otras reservas MUS$

Ganancias (pérdidas) acumuladas MUS$

Patrimonio neto atribuible a los propietarios de la controladora MUS$

Participaciones no controladora MUS$

Patrimonio total MUS$

(902.217) (902.217)

217.862 217.862

12.720 12.720

230.582 230.582

154.937 154.937 109.453 264.390

154.937 50.778 205.715 109.528 315.243

1.661 1.661 (1.910) (249)

156.598 50.778 207.376 107.618 314.994

1.190

27.270

(61.400)

(637.827)

533.105

12.471

545.576

1.190 1.190

27.671 27.671

(128.192) (128.192)

(1.034.262) (1.034.262)

69.878 69.878

12.757 12.757

82.635 82.635

33.780 33.780 (17.841) 15.939

132.418 132.418 (373) 132.045

132.418 33.780 166.198 (18.214) 147.984

1.583 1.583 (1.620) (37)

134.001 33.780 167.781 (19.834) 147.947

(112.253)

(902.217)

217.862

12.720

230.582

1.190

(476) (476) 27.195

ENAP Y FILIALES ESTADOS DE FLUJOS DE EFECTIVOS CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS TERMINADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 Y 2013 (En miles de dólares)

Estado de Flujos de Efectivo Directo Flujos de efectivo procedentes de (utilizados en) actividades de operación Clases de cobros por actividades de operación Cobros procedentes de las ventas de bienes y prestación de servicios Cobros procedentes de primas y prestaciones, anualidades y otros beneficios de pólizas suscritas Otros cobros (pagos) por actividades de operación Clases de pagos Pagos a proveedores por el suministro de bienes y servicios Pagos a y por cuenta de los empleados Otros pagos por actividades de operación Dividendos pagados Dividendos recibidos Intereses pagados Intereses recibidos Impuestos a las ganancias reembolsados (pagados) Otras entradas de efectivo Flujos de efectivo procedentes de actividades de operación

31.12.2014 MUS$

14.163.079 37.072 (11.018.226) (394.529) (2.338.190) (1.350) 23.830 (109) 6.974 (71.358) 14.687

31.12.2013 MUS$

15.493.831 274 120.349 (11.919.297) (350.413) (2.485.665) (1.134) 14.417 (372) 816 (26.366) 39.899

421.880

886.339

Flujos de efectivo procedentes de (utilizados en) actividades de inversión Compra de participaciones no controladoras Compras de propiedades, planta y equipo Anticipos de efectivo y préstamos concedidos a terceros Importes procedentes de otros activos a largo plazo Cobros procedentes del reembolso de anticipos y préstamos concedidos a terceros Cobros a entidades relacionadas Intereses recibidos

(430.103) (2.146) 2.502 1.524 -

(194) (473.645) (2.834) 255.168 2.748 3.017 2.810

Flujos de efectivo utilizados en actividades de inversión

(428.223)

(212.930)

Flujos de efectivo procedentes de (utilizados en) actividades de financiación Importes procedentes de préstamos de largo plazo Importes procedentes de préstamos de corto plazo Pagos de préstamos Pagos de pasivos por arrendamientos financieros Intereses pagados Otras entradas de efectivo (Nota N° 3.1.y.)

372.065 (920.588) (3.632) (165.584) 428.349

200.000 434.491 (1.349.281) (2.560) (176.871) 513.110

(289.390)

(381.111)

(295.733)

292.298

(19.769) (315.502) 469.013

(4.137) 288.161 180.852

153.511

469.013

Flujos de efectivo utilizados en actividades de financiación Incremento (disminución) neto en el efectivo y equivalentes al efectivo, antes del efecto de los cambios en la tasa de cambio Efectos de la variación en la tasa de cambio sobre el efectivo y equivalentes al efectivo Efectos de la variación en la tasa de cambio sobre el efectivo y equivalentes al efectivo Incremento (disminución) neto de efectivo y equivalentes al efectivo Efectivo y equivalentes al efectivo al inicio del ejercicio Efectivo y equivalentes al efectivo al final del ejercicio Las notas adjuntas forman parte integral de estos estados financieros consolidados.

ENAP Y FILIALES

Índice Página

1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 14. 15. 16. 17. 18. 19. 20. 21. 22. 23. 24. 25. 26. 27. 28. 29. 30. 31. 32. 33. 34. 35. 36. 37. 38. 39. 40. 41.

Información general Descripción del negocio Resumen de principales políticas contables aplicadas Gestión de riesgos financieros y definición de coberturas Estimaciones y juicios contables críticos Activos financieros Efectivo y equivalentes al efectivo Otros activos financieros corrientes y no corrientes Otros activos no financieros corrientes y no corrientes Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar Saldos y transacciones con entidades relacionadas Inventarios Activos y pasivos por impuestos corrientes y diferidos Inversiones contabilizadas utilizando el método de la participación Propiedades, planta y equipo Pérdidas por deterioro y provisiones Participaciones en operaciones conjuntas Otros negocios Propiedades de inversión Otros pasivos financieros Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar Otras provisiones Provisiones por beneficios a los empleados Patrimonio Interés no controlable Segmentos de negocio Ingresos de actividades ordinarias Costos de ventas Costos de distribución Gastos de administración Otros gastos, por función Costos financieros Otras ganancias (pérdidas) Gastos del personal Diferencias de cambio Moneda extranjera Información sobre medio ambiente Juicios y compromisos comerciales Garantías comprometidas con terceros Ámbito de consolidación Hechos posteriores

1 1 2 18 23 25 26 27 27 28 29 32 32 37 40 43 44 52 54 54 65 65 66 69 72 73 76 76 77 77 77 78 78 78 79 79 80 81 86 86 88

ENAP Y FILIALES NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS A DICIEMBRE 2014

(En miles de dólares)

1. INFORMACIÓN GENERAL Empresa Nacional del Petróleo (en adelante “la Empresa” o “ENAP”), es la matriz del grupo de empresas a que se refieren los presentes estados financieros consolidados (en adelante “Grupo ENAP”). Con fecha 4 de octubre de 2002, la Empresa fue inscrita en el Registro de Valores de la Superintendencia de Valores y Seguros, bajo el Nº 783. De acuerdo a lo anterior, la Empresa se encuentra sujeta a las normas y a la fiscalización de la citada Superintendencia. ENAP fue creada por la Ley 9.618 de fecha 19 de junio de 1950 y es de propiedad del Estado de Chile, cuyo giro es la exploración, producción y comercialización de hidrocarburos y sus derivados. Los domicilios de la Empresa son en Santiago, Avenida Vitacura 2736 Piso 10, Las Condes y en Punta Arenas, José Nogueira 1101. Los estados financieros consolidados de la Empresa correspondientes al ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2014, fueron aprobados por su Directorio en Sesión Ordinaria Nº 1.114 de fecha 29 de enero de 2015. Los estados financieros consolidados de la Empresa correspondientes al ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2013 fueron aprobados por su Directorio en Sesión Ordinaria Nº1.098 de fecha 28 de enero de 2014.

2. DESCRIPCIÓN DEL NEGOCIO La actividad principal de ENAP, de acuerdo con la Ley 9.618 y sus modificaciones posteriores, es la exploración, explotación o beneficio de yacimientos que contengan hidrocarburos, actividad que está facultada para desarrollar dentro y fuera del territorio nacional. Sus filiales son: - Enap Refinerías S.A., la cual comenzó a operar oficialmente el 1 de enero de 2004, cuyo domicilio social es Avenida Borgoño 25.777 Comuna de Concón - Quinta Región. Enap Refinerías S.A., nace de la fusión entre Petrox S.A. Refinería de Petróleo y Refinería de Petróleo de Concón S.A. (RPC), mediante la incorporación de esta última a la primera, acuerdo adoptado en Junta General Extraordinaria de Accionistas de Petrox S.A. Refinería de Petróleo, realizada el 23 de diciembre de 2003. El giro comercial de Enap Refinerías S.A. (Ex - Petrox S.A. Refinería de Petróleo) es la importación, elaboración, almacenamiento y comercialización de hidrocarburos y sus derivados y todas las demás actividades que directa o indirectamente se relacionan con las aquí mencionadas y con las que en forma detallada se expresan en el artículo tercero del estatuto social vigente. - Enap Sipetrol S.A. realiza fuera del territorio nacional una o más de las actividades de exploración, explotación o beneficio de yacimientos que contengan hidrocarburos. Enap Sipetrol S.A. posee sucursales en Ecuador y Venezuela, y filiales en Argentina, Ecuador, Uruguay, Reino Unido, además de sus operaciones conjuntas. Por medio de la filial en Uruguay participa en actividades de producción en Egipto. La sucursal de Venezuela y la filial en Reino Unido (Enap Sipetrol Limited), se encuentran sin actividad económica. - PetroServicio Corp. S.A. filial argentina, la cual se encuentra en proceso de cierre de sus operaciones. - Gas de Chile S.A. se encuentra sin actividad económica. Las filiales Enap Refinerías S.A. y Enap Sipetrol S.A. son sociedades anónimas cerradas, inscritas voluntariamente en el Registro Especial de Entidades Informantes de la Superintendencia de Valores y Seguros (SVS), bajo los números 95 y 187 respectivamente. 1

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3. RESUMEN DE PRINCIPALES POLÍTICAS CONTABLES APLICADAS 3.1 Principios contables Los presentes estados financieros consolidados, se presentan en miles de dólares de los Estados Unidos de Norteamérica y se han preparado a partir de los registros de contabilidad mantenidos por ENAP y Filiales (en adelante el “Grupo” o la “Empresa”). Los Estados Financieros consolidados de la Empresa por el año terminado el 31 de diciembre de 2014 han sido preparados de acuerdo con Normas e Instrucciones impartidas por la Superintendencia de Valores y Seguros (“SVS”), las cuales, excepto por lo dispuesto por su Oficio Circular N° 856, según se detalla en el párrafo siguiente, son consistentes con las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF). Con fecha 26 de septiembre de 2014 se promulgó la ley 20.780, publicada el 29 de septiembre de 2014, la cual introduce modificaciones al sistema tributario en Chile en lo referente al impuesto a la renta, entre otras materias. En relación con dicha Ley, el 17 de octubre de 2014 la SVS emitió el Oficio Circular N° 856, en el cual dispuso que la actualización de los activos y pasivos por impuestos a la renta diferidos que se producen como efecto directo del incremento en la tasa de impuestos de primera categoría introducido por la Ley 20.780 (Reforma Tributaria) se realizaran contra patrimonio y no como indica la NIC 12. En Notas 3r y 13 se detallan los criterios empleados e impactos relacionados con el registro de los efectos derivaos de la reforma y la aplicación del Oficio Circular citado. Los estados financieros consolidados por el año terminado al 31 de diciembre de 2013 han sido preparados de acuerdo las Normas Internacionales de Información Financiera, emitidas por el International Accounting Standards Board (en adelante “IASB”). La preparación de los presentes estados financieros consolidados requiere el uso de estimaciones y supuestos por parte de la Administración del Grupo ENAP. Estas estimaciones están basadas en el mejor saber de la administración sobre los montos reportados, eventos o acciones. El detalle de las estimaciones y juicios contables críticos se detallan en la Nota 5. A continuación se describen las principales políticas contables adoptadas en la preparación de estos estados financieros consolidados, estas políticas han sido definidas en función de las NIC y NIIF vigentes al 31 de diciembre de 2014 y han sido aplicadas de manera uniforme a los ejercicios que se presentan en estos estados financieros consolidados. a. Bases de preparación – Los presentes estados financieros consolidados del Grupo ENAP comprenden el estado de situación financiera al 31 de diciembre de 2014 y 31 de diciembre de 2013, el estado de resultados y el estado de resultados integrales por los ejercicios terminados al 31 de diciembre de 2014 y 2013, el estado de cambios en el patrimonio neto y el estado de flujos de efectivo por los ejercicios terminados al 31 de diciembre de 2014 y 2013. Estos estados financieros consolidados han sido preparados sobre la base del costo histórico, excepto los instrumentos financieros que son medidos a valor razonable como se explica en las políticas contables descritas a continuación. El costo histórico, generalmente se basa en el valor razonable de la consideración entregada en un intercambio de activos. b. Bases de consolidación – Los presentes estados financieros consolidados del Grupo ENAP incluyen los activos, pasivos, ingresos, gastos y flujos de caja de ENAP y de las entidades controladas por ENAP ya sean subsidiarias y entidades estructuradas, después de eliminar las transacciones entre compañías relacionadas. Los estados financieros de las entidades dependientes tienen moneda funcional y moneda de presentación dólares de los Estados Unidos de Norteamérica. Los resultados de los negocios adquiridos durante el ejercicio se imputan a los estados financieros consolidados desde la fecha efectiva de adquisición; los resultados de los negocios vendidos durante el ejercicio se incluyen en los estados

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financieros consolidados para el ejercicio hasta la fecha efectiva de enajenación. Las ganancias o pérdidas de la enajenación se calculan como la diferencia entre los ingresos obtenidos de las ventas (netos de gastos) y los activos atribuibles a la participación que se ha vendido. i) Filiales Las filiales, incluyendo la Entidad Estructurada, son aquellas sobre las que el Grupo ENAP ejerce, directa o indirectamente su control, entendido como la capacidad de poder dirigir las políticas operativas y financieras de una empresa para obtener beneficios de sus actividades. Esta capacidad se manifiesta, en general aunque no únicamente, por la propiedad, directa o indirecta, del 50% o más de los derechos políticos en la entidad. Asimismo, se consolidan aquellas entidades en las que, a pesar de no tener este porcentaje de participación, se entiende que sus actividades se realizan en beneficio del Grupo ENAP, estando expuesto a la mayoría de los riesgos y beneficios de la entidad dependiente. A la hora de evaluar si el Grupo ENAP controla a otra entidad se considera la existencia y el efecto de los derechos potenciales de voto que sean actualmente susceptibles de ser ejercidos. Las filiales se consolidan a partir de la fecha en que se transfiere el control al Grupo ENAP, y se excluyen de la consolidación en la fecha en que cesa el mismo. Para contabilizar la adquisición de las afiliadas se utiliza el método de adquisición, según este método el costo de adquisición es el valor razonable de los activos entregados, de los instrumentos de patrimonio emitidos y de los pasivos incurridos o asumidos en la fecha de intercambio. Los activos identificables adquiridos y los pasivos y contingencias identificables asumidos en una combinación de negocios se valoran inicialmente por su valor razonable a la fecha de adquisición. El exceso del costo de adquisición sobre el valor razonable de la participación del Grupo en los activos netos identificables adquiridos, se reconoce como “Plusvalía”. Si el costo de adquisición es menor que el valor razonable de los activos netos de la afiliada adquirida, la diferencia se reconoce directamente como utilidad en el estado de resultados. En el caso de las filiales de propiedad parcial, las participaciones no controladoras en el patrimonio y en los resultados del ejercicio de las sociedades filiales se presentan, respectivamente, en los rubros “Participaciones no controladoras” del estado de situación financiera consolidado y “Ganancia (pérdida), atribuible a participaciones no controladoras” en el estado de resultados del ejercicio consolidado y “Resultado integral atribuible a participaciones no controladoras” en el estado de resultados integrales consolidado. Se eliminan las transacciones intercompañías, los saldos y las ganancias no realizadas por transacciones entre entidades. Las pérdidas no realizadas también se eliminan, a menos que la transacción proporcione evidencia de una pérdida por deterioro del activo transferido. Cuando es necesario para asegurar su uniformidad con las políticas adoptadas, se modifican las políticas contables de las afiliadas. En el siguiente cuadro, se detallan las sociedades filiales directas, indirectas y la Entidad Estructurada, que han sido consolidadas por ENAP. Sociedad

Enap Refinerías S.A. Petro Servicios Corp. S.A. Enap Sipetrol S.A. Gas de Chile S.A. Enap Sipetrol Argentina S.A. Enap Sipetrol (UK) Limited Sipetrol International S.A.

Domicilio

Relación con matriz

Chile Argentina Chile Chile Argentina Reino Unido Uruguay

Filial directa Filial directa Filial directa Filial directa Filial indirecta Filial indirecta Filial indirecta

Porcentaje de participación accionaria 31.12.2014 31.12.2013 99,98% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00%

99,98% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00%

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Sociedad

Sociedad Internacional Petrolera Enap Ecuador S.A. Energía Concón S.A. Éteres y Alcoholes S.A. (1) Petrosul S.A. Productora de Diesel S.A. Compañía de Hidrógeno del Bío-Bío S.A.

Domicilio

Relación con matriz

Ecuador Chile Chile Chile Chile Chile

Filial indirecta Filial indirecta Filial indirecta Filial indirecta Filial indirecta Entidad estructurada

Porcentaje de participación accionaria 31.12.2014 31.12.2013 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 10,00%

100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 10,00%

Cambios durante el año 2014: (1) Con fecha 10 de diciembre de 2014, ENAP vendió a su filial ENAP Refinerías S.A. 2.087 acciones de Eteres y Alcoholes S.A., representativas del 20,87% de participación en el capital social, en MUS$3.800, equivalentes al valor libro de las acciones. Mediante esta compraventa, la totalidad de las acciones de Eteres y Alcoholes S.A., quedó en poder de ENAP Refinerías S.A., produciéndose la disolución de la sociedad de acuerdo al artículo 103 N°2 de la Ley de Sociedades Anónimas. Cambios durante el año 2013: En el mes de diciembre de 2013 Grupo Enap vendió el total de su participación en el negocio de retail de combustibles y productos de conveniencia “Primax” en Perú y Ecuador, aceptando la oferta por US$ 308,5 millones del grupo Romero. Esta transacción le reportó ingreso de US$ 255 millones y una utilidad antes de impuestos de US$ 111 millones en los resultados consolidados, la cual se registró en el rubro “Otras ganancias (pérdidas)”. La inversión original fue parte de una estrategia de negocio cuya finalidad era exportar la producción excedentaria de las refinerías. Actualmente la producción total se vende en mercado interno, por lo que la decisión de aceptar la oferta del grupo Romero es congruente con la estrategia de largo plazo del Grupo. Los estados financieros de la Filial Manu Perú Holding S.A., objeto de la transacción al momento de la venta (23 de diciembre de 2013) fue el siguiente: ACTIVOS Activos Corrientes Activos No Corrientes Total Activos

MUS$ 34.648 135.710 170.358

PASIVOS Pasivos Corrientes Pasivos No Corrientes Patrimonio Neto Total Pasivos

MUS$ 27.565 142.793 170.358

ii) Acuerdos conjuntos Los principios para la presentación de información financiera donde la empresa tiene una participación en acuerdos que son controlados conjuntamente, se reconocen de acuerdo a NIIF 11 “Acuerdos conjuntos”. Un acuerdo conjunto puede tomar las formas de una operación conjunta o un negocio conjunto, para su distinción una entidad determinará el tipo de acuerdo conjunto en el que está involucrada considerando sus derechos y obligaciones surgidos del acuerdo, adicionalmente evaluará sus derechos y obligaciones considerando la estructura y forma legal del acuerdo, las cláusulas acordadas por las partes en el acuerdo contractual y, otros factores y circunstancias, cuando sean relevantes.

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 Una operación conjunta es un acuerdo conjunto mediante el cual las partes que tienen control conjunto del acuerdo tienen derechos a los activos y obligaciones con respecto a los pasivos, relacionados con el acuerdo. Esas partes se denominan operadores conjuntos. Un operador conjunto reconocerá en relación con su participación en una operación conjunta: (i) (ii) (iii) (iv) (v)

sus activos, incluyendo su participación en los activos mantenidos conjuntamente; sus pasivos, incluyendo su participación en los pasivos incurridos conjuntamente; sus ingresos de actividades ordinarias procedentes de la venta de su participación en el producto que surge de la operación conjunta; su participación en los ingresos de actividades ordinarias procedentes de la venta del producto que realiza la operación conjunta; y sus gastos, incluyendo su participación en los gastos incurridos conjuntamente.

 Un negocio conjunto es un acuerdo conjunto mediante el cual las partes que tienen control conjunto del acuerdo tienen derechos a los activos netos del acuerdo. Esas partes se denominan partícipes de un negocio conjunto. Un partícipe de un negocio conjunto contabilizará en los estados financieros consolidados su participación en un negocio conjunto como una inversión en asociadas utilizando el método de la participación. iii) Entidad Estructurada Se considera una Entidad Estructurada, a una organización que se constituye con un propósito o duración limitada. Pueden servir como organizaciones intermediarias, de alguna manera estas organizaciones cumplen con el rol de aislar el riesgo financiero. De esta forma el Grupo ENAP en virtud de pactos o acuerdos entre accionistas, o como consecuencia de la estructura, ejerce el control de Compañía de Hidrógeno del Bío-Bío S.A. (en adelante “CHBB”), aunque posee una participación inferior al 50% tiene la consideración de “Sociedad Filial”. También se ha reconocido el interés no controlador que corresponde al porcentaje de participación de terceros en esta entidad estructurada. Los principios y procedimientos de contabilidad utilizados en esta sociedad (entidad estructurada), se han homogenizado con los de Grupo ENAP con el fin de presentar los estados financieros consolidados en base a normas de valoración homogéneas. iv) Transacciones con intereses minoritarios Cuando hay cambios en la proporción del capital perteneciente a la participación no controladora en una filial, el Grupo ajusta los importes en libros de las participaciones controladoras y no controladoras para reflejar los cambios en sus intereses relativos con respecto a la filial. El Grupo reconoce directamente en patrimonio cualquier diferencia entre el importe del ajuste a la participación no controladora y el valor razonable de la contraprestación pagada o recibida atribuible a los propietarios de la matriz. c. Moneda funcional - La moneda funcional y de presentación del Grupo ENAP es el dólar de los Estados Unidos de Norteamérica. La moneda funcional para cada entidad del Grupo ENAP se ha determinado como la moneda del ambiente económico principal en el que opera. Las transacciones distintas a las que se realizan en la moneda funcional de la entidad se han convertido a la tasa de cambio vigente a la fecha de la transacción. Los activos y pasivos monetarios expresados en monedas distintas a la funcional se han convertido a las tasas de cambio de cierre. El patrimonio neto se mantiene a tipo de cambio histórico a la fecha de su adquisición o aportación. Las ganancias y pérdidas por la conversión se han incluido en las utilidades o pérdidas netas del ejercicio dentro de otras partidas financieras.

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d. Bases de conversión - Los activos y pasivos en pesos chilenos, en unidades de fomento y otras monedas, han sido traducidos a dólares a los tipos de cambio vigentes a la fecha de cierre de los estados financieros, de acuerdo al siguiente detalle:

Pesos Chilenos Pesos Argentinos Libra Esterlina Libra Egipcia Unidad de Fomento Franco Suizo EURO

31-12-2014 US$ 606,75 8,55 0,64 7,16 0,02 0,99 0,82

31-12-2013 US$ 524,61 6,52 0,61 6,94 0,02 0,89 0,72

e. Compensación de saldos y transacciones - Como norma general en los estados financieros no se compensan los activos y pasivos y tampoco los ingresos y gastos, salvo en aquellos casos en que la compensación sea requerida o esté permitida por alguna norma y esta presentación sea el reflejo del fondo de la transacción. Los ingresos o gastos con origen en transacciones que, contractualmente o por imperativo de una norma o interpretación, contemplan la posibilidad de compensación y el Grupo ENAP tiene la intención de liquidar por su importe neto o de realizar el activo y proceder al pago del pasivo de forma simultánea, se presentan netos en la cuenta de resultados. f. Moneda extranjera - Las transacciones en una divisa distinta de la moneda funcional se consideran transacciones en “moneda extranjera”, y se contabilizan en su moneda funcional al tipo de cambio vigente en la fecha de la operación. Al cierre de cada ejercicio los saldos del estado de situación financiera de las partidas monetarias en moneda extranjera se valorizan al tipo de cambio vigente a dicha fecha, y las diferencias de cambio que surgen de tal valoración se registran en los estados de resultados del ejercicio, en el rubro “Diferencias de cambio”. g. Propiedades, planta y equipo - Los bienes de propiedades, planta y equipo son registrados al costo, excluyendo los costos de mantención periódica, menos depreciación acumulada, menos pérdidas por deterioro de valor. El costo de los elementos de propiedades, planta y equipo comprende su precio de adquisición más todos los costos directamente relacionados con la ubicación del activo y su puesta en condiciones de funcionamiento según lo previsto por la gerencia y la estimación inicial de cualquier costo de desmantelamiento y retiro del elemento o de rehabilitación del emplazamiento físico donde se asienta. Adicionalmente, se considera como costo de los elementos de propiedades, planta y equipo, los costos por intereses del financiamiento, atribuibles a la adquisición o construcción de activos que requieren de un período de tiempo sustancial antes de estar listos para su uso. Los gastos de reparaciones, conservación y mantenimiento se imputan a resultados del ejercicio en que se producen. Cabe señalar, que algunos elementos de propiedades, plantas y equipos del Grupo ENAP requieren revisiones periódicas. En este sentido, los elementos objeto de sustitución son reconocidos separadamente del resto del activo y con un nivel de desagregación que permita depreciarlos en el período que medie entre la actual y hasta la siguiente reparación.

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Las operaciones de exploración se registran de acuerdo a las normas establecidas en la NIIF 6 “Exploración y Evaluación de Recursos Minerales”. Las operaciones de Exploración y Producción de Hidrocarburos se registran de acuerdo con el método de esfuerzos exitosos (successful-efforts). El tratamiento contable de los diferentes costos incurridos bajo este método es el siguiente. i)

Los costos originados en la adquisición de nuevos derechos o participaciones en áreas con reservas probadas y no

ii) Los costos originados en la adquisición de participaciones en áreas de exploración se capitalizan a su precio de compra y se amortizan con cargo a resultados de acuerdo con el criterio señalado en el rubro Costos de Exploración. En el caso que no se encuentren reservas, estos valores previamente capitalizados, son registrados como gasto en resultados. Cuando el resultado es positivo en la exploración, es decir, existe un descubrimiento comercialmente explotable, los costos se presentan en el rubro Propiedades, Planta y Equipo, a su valor neto contable en el momento que así se determine. Los pozos se clasifican como comerciales únicamente si se espera que generen un volumen de reservas suficiente para justificar su desarrollo comercial. iii) Los costos de exploración, anterior a la perforación, como los gastos de geología y geofísica, costos asociados al mantenimiento de las reservas no probadas y los otros costos relacionados con la exploración se cargan a resultados en el momento en que se incurren. iv) Los costos de perforación incurridos en las campañas exploratorias, incluyendo los pozos exploratorios estratigráficos, se capitalizan y se presentan en el rubro Propiedades, Planta y Equipo, pendientes de la determinación de si se han encontrado reservas probadas que justifiquen su desarrollo comercial. Si no se han encontrado reservas probadas, estos costos inicialmente capitalizados son cargados en resultados. v) Los costos de perforación de pozos que hayan dado lugar a un descubrimiento positivo de reservas comercialmente explotables se capitalizan y se presentan en el rubro Propiedades, Planta y Equipo. vi) Los costos de desarrollo incurridos para extraer las reservas probadas y para tratamiento y almacenaje de petróleo y gas (incluyendo costos de perforación de pozos productivos y de pozos en desarrollo secos, plataformas, sistemas de mejora de recuperación, etc.) se capitalizan y se presentan en el rubro Propiedades, Planta y Equipo. vii) Los costos por los futuros abandonos y desmantelamientos de campos están calculados, campo por campo y se capitalizan por su valor estimado. Esta capitalización se realiza con abono al rubro provisiones no corrientes. Las inversiones capitalizadas según los criterios anteriores se amortizan de acuerdo con el siguiente método:  Las inversiones correspondientes a adquisición de reservas probadas se amortizan a lo largo de la vida comercial estimada del yacimiento en función de la relación existente entre la producción del año y las reservas probadas del campo al inicio del período de amortización.  Las inversiones relacionadas con reservas no probadas o de campos en evaluación no se amortizan. Estas inversiones son analizadas, al menos anualmente, o antes si existiera un indicio de deterioro y de producirse un deterioro, éste se reconoce con cargo a resultados.  Los costos originados en perforaciones y las inversiones efectuadas con posterioridad para el desarrollo y extracción de las reservas de hidrocarburos se amortizan a lo largo de la vida comercial estimada del yacimiento, en función de la relación existente entre la producción del año y las reservas probadas desarrolladas del campo al inicio del período de amortización. Los cambios en las estimaciones de reservas se tienen en cuenta en el cálculo de las amortizaciones con carácter prospectivo.

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Siempre que haya un indicio de que pueda existir un deterioro en el valor de los activos, se compara el valor recuperable de los mismos con su valor neto contable. Cualquier registro o reverso de una pérdida de valor, que surja como consecuencia de esta comparación, se registra con cargo o abono a resultados según corresponda. h. Depreciación - Los elementos de propiedades, planta y equipo, excepto aquellos relacionados con las actividades de exploración y producción de hidrocarburos, se deprecian siguiendo el método lineal, mediante la distribución del costo de adquisición de los activos menos el valor residual estimado entre los años de vida útil estimada de los elementos. A continuación se presentan los rangos de vida útil para los principales elementos de propiedad, planta y equipo: Vida útil años Edificios Planta y Equipo: Plantas Equipo Equipos de tecnología de la información Instalaciones fijas y accesorios Vehículos de motor Mejoras de bienes arrendados - Edificaciones Inversiones en exploración y producción Otras propiedades de planta y equipo

30 y 50 10 y 15 10 y 18 4y 6 10 y 20 7 10 Cuota de agotamiento 3 y 20

Para aquellos elementos de Propiedades, planta y equipo relacionados con las actividades de exploración y producción de hidrocarburos, la amortización se calcula según el método de unidades de producción (cuotas de agotamiento). El valor residual y la vida útil de los elementos de activos fijos se revisan anualmente y su depreciación comienza cuando los activos están en condiciones de uso. Los terrenos se registran de forma independiente de los edificios o instalaciones que puedan estar asentadas sobre los mismos y se entiende que tienen una vida útil indefinida y por lo tanto, no son objetos de depreciación. El Grupo ENAP evalúa, cuando se presentan factores de indicio de deterioro, la existencia de un posible deterioro de valor de los activos de propiedades, planta y equipo. Mediante la metodología de descontar los flujos futuros a una tasa de descuento real antes de impuesto, las proyecciones consideran un horizonte de 5 años más la perpetuidad para la línea R&C y un horizonte de 20 años sin perpetuidad para la línea E&P. El último análisis se realizó con fecha 31 de diciembre de 2014, dicho análisis concluyó que las inversiones de la línea R&C y la línea E&P no requieren ajustes en tal sentido. i. Propiedades de inversión - El rubro “Propiedades de Inversión” incluye fundamentalmente terrenos y construcciones que se mantienen con el propósito de obtener ganancias en futuras ventas, o bien explotarlos mediante un régimen de arrendamientos. Las propiedades de inversión se valoran por su costo de adquisición neto de su correspondiente depreciación acumulada y las pérdidas por deterioro que hayan experimentado. Las propiedades de inversión, excluidos los terrenos, se deprecian distribuyendo linealmente el costo de los diferentes elementos que lo componen entre los años de vida útil.

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j. Coligadas o asociadas - Se consideran entidades coligadas o asociadas a aquellas sobre las cuales el Grupo ENAP está en posición de ejercer una influencia significativa, pero no un control ni control conjunto, por medio del poder de participar en las decisiones sobre sus políticas operativas y financieras y son incorporadas en estos estados financieros consolidados usando el método de la participación. Con carácter general, la influencia significativa se presume en aquellos casos en los que el Grupo ENAP posee una participación superior al 20%. Según el método de la participación, la inversión se registra inicialmente al costo, y es ajustada posteriormente por los cambios posteriores a la adquisición en la parte del inversor, de los activos netos de la participada. El resultado del ejercicio consolidado incluye la participación en el resultado del ejercicio de la participada en el rubro “Participación en ganancias (pérdidas) de asociadas contabilizadas por el método de la participación” y el otro resultado integral incluye su participación en el otro resultado integral de la participada. En el momento de la adquisición de una inversión, la plusvalía relacionada con una asociada, no se reconoce de forma separada, sino que se incluye en el importe en libros de la inversión, no se permite su amortización y se controla en la moneda funcional del país de la inversión. Cuando la participación del Grupo ENAP en las pérdidas de una asociada supera la inversión en dicha asociada, el Grupo ENAP descontinúa el reconocimiento de su participación en las pérdidas adicionales. Las pérdidas adicionales sólo se reconocen en la medida en que el Grupo ENAP haya incurrido en obligaciones legales o constructivas o haya realizado pagos en nombre de la asociada. Las ganancias no realizadas por transacciones entre el Grupo ENAP y sus coligadas o asociadas se eliminan en función del porcentaje de participación del Grupo ENAP en éstas. También se eliminan las pérdidas no realizadas, excepto si la transacción proporciona evidencia de pérdida por deterioro del activo que se transfiere. Cuando es necesario para asegurar su uniformidad con las políticas adoptadas por el Grupo ENAP, se ajusta la información financiera de coligadas o asociadas. k. Deterioro de activos no financieros – La política definida por el Grupo ENAP es que cada vez que exista evidencia objetiva como resultado de uno o más eventos ocurridos después del reconocimiento inicial el importe en libros no puede ser recuperable se realizan pruebas de deterioro. La pérdida por deterioro, se reconoce por el exceso del importe en libros del activo sobre su importe recuperable. El importe recuperable es el mayor entre el valor razonable de un activo menos los costos para la venta y su valor en uso. A efectos de evaluar las pérdidas por deterioro del valor, los activos se agrupan al nivel más bajo para el que hay flujos de efectivo identificables por separado (unidades generadoras de efectivo). Los activos sobre los cuales se aplica la metodología anteriormente descrita, son los siguientes:  

Propiedades, planta y equipo, relacionados con las operaciones de refinación, logística, producción y exploración de hidrocarburos. Inversiones contabilizadas utilizando el método de la participación.

l. Otros activos financieros – El Grupo ENAP clasifica sus activos financieros en las siguientes categorías: a valor razonable con cambios en resultados, préstamos y cuentas a cobrar, activos financieros mantenidos hasta su vencimiento y mantenidos para la venta. La clasificación depende del propósito con el que se adquirieron los activos financieros y se determina al momento del reconocimiento inicial.  Activos financieros a valor razonable con cambios en resultados: Los activos financieros a valor razonable con cambios en resultados son activos financieros mantenidos para negociar. Un activo financiero se clasifica en esta categoría si se adquiere principalmente con el propósito de venderse en el corto plazo.

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 Préstamos y cuentas por cobrar: Los préstamos y cuentas por cobrar son activos financieros no derivados con pagos fijos o determinables, que no cotizan en un mercado activo, se clasifican en activos corrientes, excepto para vencimientos superiores a 12 meses desde de la fecha del balance, que se clasifican como activos no corrientes. Los préstamos y cuentas por cobrar incluyen los deudores comerciales y otras cuentas por cobrar.  Activos financieros mantenidos hasta su vencimiento: Los activos financieros mantenidos hasta su vencimiento son activos financieros no derivados con pagos fijos o determinables y vencimiento fijo, que la administración del Grupo ENAP tiene la intención positiva y la capacidad de mantener hasta su vencimiento. Si el Grupo ENAP vendiese un importe significativo de los activos financieros mantenidos hasta su vencimiento, la categoría completa se reclasificaría como disponible para la venta. Estos activos financieros se clasifican como otros activos financieros no corrientes, excepto aquéllos con vencimiento inferior a 12 meses a partir de la fecha del Estado de Situación Financiera, que se clasifican como activos financieros corrientes.  Activos financieros disponibles para la venta: Los activos financieros disponibles para la venta son activos no derivados que se designan en esta categoría, o que no son clasificados en ninguna de las otras categorías. Se clasifican en otros activos financieros no corrientes, a menos que la administración pretenda enajenar la inversión en los 12 meses siguientes a la fecha del Estado de Situación Financiera. i) Deterioro de activos financieros: Los activos financieros, distintos de aquellos valorizados a valor razonable a través de resultados, son evaluados a la fecha de cada estado de situación para establecer la presencia de indicadores de deterioro. Los activos financieros se encuentran deteriorados cuando existe evidencia objetiva de que, como resultado de uno o más eventos ocurridos después del reconocimiento inicial, los flujos futuros de caja estimados de la inversión han sido afectados negativamente. En el caso de los activos financieros valorizados al costo amortizado, la pérdida por deterioro corresponde a la diferencia entre el valor libro del activo y el valor presente de los flujos futuros de caja estimados, descontados a la tasa de interés efectiva original del activo financiero. Las inversiones financieras del Grupo ENAP son realizadas en instituciones de la más alta calidad crediticia y mantenidas en el corto plazo, por lo que no presentan a la fecha un indicio de deterioro respecto de su valor libro. Para determinar si los títulos de patrimonio clasificados como disponibles para la venta, han sufrido pérdidas por deterioro, se considerará si ha habido un descenso significativo o prolongado en el valor razonable de los títulos por debajo de su costo. Si existe cualquier evidencia de este tipo, para los activos financieros disponibles para venta, la pérdida acumulada determinada como la diferencia entre el costo de adquisición y el valor razonable corriente, menos cualquier pérdida por deterioro del valor en ese activo financiero previamente reconocido en resultados acumulados se reversan del patrimonio y se reconoce en el estado de resultados en el rubro “Otros gastos por función”. Estas pérdidas por deterioro del valor, reconocidas en el estado de resultados por instrumentos de patrimonio, no se revierten. ii) Valorizaciones en momento de reconocimiento inicial y enajenación: Las adquisiciones y enajenaciones de activos financieros se reconocen en la fecha de negociación, es decir, la fecha en que el Grupo ENAP se compromete a adquirir o vender el activo. Las inversiones se reconocen inicialmente por el valor razonable más los costos de la transacción para todos los activos financieros no clasificados a valor razonable con cambios en resultados. Los activos financieros a valor razonable con cambios en resultados se reconocen inicialmente por su valor razonable, y los costos de la transacción se llevan a resultados. Las inversiones se dan de baja contablemente cuando los derechos a recibir flujos de efectivo de las inversiones han vencido o se han transferido y el Grupo ENAP ha traspasado sustancialmente todos los riesgos y beneficios derivados de su titularidad. iii) Valorización posterior: Los activos financieros disponibles para la venta y los activos financieros a valor razonable con cambios en resultados se contabilizan posteriormente por su valor razonable. Los préstamos y cuentas a cobrar y

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los activos financieros mantenidos hasta su vencimiento se contabilizan por su costo amortizado de acuerdo con el método de tasa de interés efectiva. Las pérdidas y ganancias que surgen de cambios en el valor razonable de la categoría de activos financieros a valor razonable con cambios en resultados se incluyen en el estado de resultados dentro de “Otras ganancias / (pérdidas)” en el período en que surgen. Los ingresos por dividendos derivados de activos financieros a valor razonable con cambios en resultados se reconocen en el estado de resultados dentro de “Otras ganancias / (pérdidas)” cuando se establece el derecho del Grupo ENAP a recibir el pago. Los cambios en el valor razonable de inversiones financieras en títulos de deuda denominados en moneda extranjera, clasificados como disponibles para la venta, son separados entre diferencias de cambio resultantes de modificaciones en el costo amortizado del título y otros cambios en el importe en libros del mismo. Las diferencias de cambio se reconocen en el resultado del ejercicio y los otros cambios en el importe en libros se reconocen en el patrimonio, y son estos últimos reflejados de acuerdo con NIC 1 a través del estado de otros resultados integrales. Las diferencias de cambio sobre inversiones financieras en instrumentos de patrimonio mantenidos a valor razonable con cambios en resultados, se presentan clasificados como activos financieros disponibles para la venta parte de la ganancia o pérdida en el valor razonable. Las diferencias de cambio sobre estas inversiones clasificadas como activos financieros disponibles para la venta, se incluyen en el patrimonio en la cuenta de reserva correspondiente, y son reflejados en el estado de otros resultados integrales. Cuando el valor de un título clasificado como disponible para la venta se vende o su valor se deteriora, los ajustes acumulados por fluctuaciones en su valor razonable reconocidos en el patrimonio, se reconocen en el estado de resultados en el rubro “Otras ganancias (pérdidas)”. Los intereses que, surgen de los valores disponibles para la venta calculados usando el método de interés efectivo, se reconocen en el estado de resultados en el rubro “Otros ingresos por función”. Los dividendos generados por instrumentos disponibles para la venta se reconocen en el estado de resultados en el rubro “Otros ingresos por función” cuando se ha establecido el derecho del Grupo ENAP a percibir el pago de los dividendos. Los valores razonables de las inversiones que cotizan, se basan en precios de compra corrientes. Si el mercado para un activo financiero no es activo (o el instrumento no cotiza en bolsa), el Grupo ENAP establece el valor razonable empleando técnicas de valoración que incluyen, el uso de valores observados en transacciones libres recientes entre partes interesadas y debidamente informadas, referencias a otros instrumentos sustancialmente similares, el análisis de flujos de efectivo descontados y modelos de fijación de precios de opciones, haciendo uso máximo de información del mercado y usando lo menos posible información interna específica del Grupo ENAP. En caso que, ninguna técnica mencionada pueda ser utilizada para fijar el valor razonable, se registran las inversiones a su costo de adquisición neto de la pérdida por deterioro, si fuera el caso. m. Instrumentos financieros derivados y de cobertura – Los contratos de derivados suscritos por el Grupo ENAP, corresponden principalmente a contratos forward de moneda y swaps de tasa de interés, para cubrir sus riesgos asociados con fluctuaciones en las tasas de interés y tipo de cambio y opciones Time Spread Swap (TSS), para cubrir el riesgo asociado al tiempo que transcurre entre el momento de la compra de los crudos y la venta de los productos refinados a partir de éstos, todos ellos corresponden a contratos de cobertura, por lo que los efectos que se originen producto de los cambios en el valor razonable de este tipo de instrumentos, se registrarán en activos y pasivos de coberturas, siempre y cuando la cobertura de esta partida haya sido declarada como efectiva de acuerdo a su propósito de cobertura. La correspondiente utilidad o pérdida del valor se reconocerá en resultados sólo en aquellos casos en que los contratos son liquidados o dejan de cumplir con las características de un contrato de cobertura. Los derivados se reconocen inicialmente al valor razonable en la fecha en que se ha efectuado el contrato de derivados y posteriormente se vuelven a valorar a su valor razonable. El método para reconocer la pérdida o ganancia

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resultante, depende de, si el derivado se ha designado como un instrumento de cobertura y, si es así, de la naturaleza de la partida que está cubriendo. El Grupo ENAP actualmente mantiene sólo instrumentos designado como coberturas de un riesgo concreto asociado a un pasivo reconocido o a una transacción prevista altamente probable (cobertura de flujos de efectivo). El valor razonable, de los contratos forward de moneda, es calculado tomando como referencia a los tipos de cambio forward actuales de contratos con similares perfiles de vencimiento. El valor razonable, de los contratos swap de tasa de interés, es determinado tomando como referencia los valores de mercado de instrumentos similares. El valor razonable, de los contratos TSS, es determinado tomando como referencia los valores de mercado del marcador Brent en el ICE Brent Crude Futures en Londres. El valor razonable total, de los derivados de cobertura, se clasifica como un activo o pasivo no corriente, si el vencimiento restante de la partida cubierta es superior a 12 meses y como un activo o pasivo corriente, si el vencimiento restante de la partida cubierta es inferior a 12 meses. i) Coberturas de flujos de efectivo: La parte efectiva de los cambios en el valor razonable de los derivados, que son designados y que califican como coberturas de flujos de efectivo, se reconoce en el patrimonio a través del estado de otros resultados integrales. La ganancia o pérdida, relativa a la porción inefectiva, se reconoce inmediatamente en el estado de resultados. Los montos acumulados en el patrimonio neto se reclasifican al estado de resultados cuando la partida cubierta afecta los resultados (por ejemplo, cuando la venta proyectada cubierta ocurre o el flujo cubierto se realiza). Sin embargo, cuando la transacción prevista cubierta da como resultado el reconocimiento de un activo no financiero (por ejemplo existencias), las ganancias o pérdidas previamente reconocidas en el patrimonio neto se reclasifican como parte del costo inicial del activo. Estos montos diferidos son, finalmente, reconocidos en el costo de los productos vendidos, si se trata de existencias. Cuando un instrumento de cobertura vence o se vende, o deja de cumplir con los requisitos exigidos para contabilidad de coberturas, cualquier ganancia o pérdida acumulada en el patrimonio neto permanece en el patrimonio neto y se reconoce cuando la transacción prevista afecte al estado de resultados. Cuando se espera que no se produzca una transacción prevista, la ganancia o pérdida acumulada en el patrimonio se transfiere al estado de resultados. ii) Derivados implícitos: El Grupo ENAP evalúa la existencia de derivados implícitos, en los contratos, para determinar si sus características y riesgos están estrechamente relacionados con el contrato principal, siempre que, el conjunto no esté contabilizado a valor razonable. Los derivados implícitos, son separados del contrato principal que no es medido a valor razonable a través de resultado, cuando el análisis muestra que las características económicas y los riesgos de los derivados implícitos no están estrechamente relacionados con el contrato principal. n. Reconocimiento de ingresos – Los ingresos por ventas y servicios son reconocidos por el Grupo ENAP, cuando los riesgos relevantes y beneficios de la propiedad de los productos son transferidos al comprador y los productos son entregados en la ubicación acordada. Los ingresos son medidos al valor razonable de la consideración recibida o por recibir y representa los montos a recibir por los servicios provistos en el curso normal de los negocios, neto de los descuentos e impuestos relacionados. El Grupo ENAP reconoce los ingresos cuando el importe de los mismos puede ser valorado de manera fiable y es probable que los beneficios económicos futuros vayan a fluir al Grupo ENAP, según se describe a continuación: i) Ventas de bienes: Los ingresos por ventas de bienes se reconocen, cuando el Grupo ENAP ha entregado los productos al cliente y no existe ninguna obligación pendiente, de cumplirse, que pueda afectar la aceptación de los productos por parte del cliente. La entrega no tiene lugar, hasta que los productos se han enviado al lugar indicado por el comprador, los riesgos de obsolescencia y pérdida se han transferido al cliente y el cliente ha aceptado los productos de acuerdo con el contrato de venta, el período de aceptación ha finalizado, o bien el Grupo ENAP tiene

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evidencia objetiva de que se han cumplido los criterios necesarios para su aceptación. Las ventas se reconocen en función del precio fijado en el contrato de venta, neto de los descuentos por volumen y las devoluciones estimadas a la fecha de su venta. Se presume que no existe un componente de financiación significativo, debido a que las ventas se realizan con un período medio de cobro reducido, lo que está en línea con la práctica habitual del mercado. ii) Venta de servicios: Los ingresos por ventas de servicios se reconocen cuando pueden ser estimados con fiabilidad y en función a los servicios efectivamente prestados a la fecha de cierre de los estados financieros. iii) Ingresos por dividendos: Los dividendos son reconocidos por el Grupo Enap, cuando el derecho a recibir el pago queda establecido. iv) Ingresos por intereses: Los intereses se reconocen usando el método de tasa de interés efectiva. v) Ingresos diferidos: Los ingresos diferidos, corresponden a valores percibidos anticipadamente en virtud de un contrato de usufructo suscrito. Estos ingresos se amortizan linealmente con abono a resultados sobre base devengada. o. Existencias – Las materias primas, productos en proceso, productos terminados y materiales, están valorizados inicialmente al costo. Posteriormente, al reconocimiento inicial, se valorizan al menor entre el valor neto realizable y el costo. El Grupo ENAP utiliza el método FIFO como método de costeo para los productos en existencia y el método del Precio Promedio Ponderado para los materiales. El valor neto realizable, representa la estimación del precio de venta al cierre del ejercicio menos todos los costos estimados de terminación y los costos que serán incurridos en los procesos de comercialización, ventas y distribución. p. Provisión de beneficios a los empleados – Los costos asociados a los beneficios contractuales del personal, relacionados con los servicios prestados por los trabajadores durante el ejercicio, son cargados a resultados en el período/ejercicio en que se devengan. Las ganancias y pérdidas actuariales se reconocen en el rubro Otro resultado actuarial dentro de reservas de patrimonio. Las obligaciones por concepto de indemnizaciones por años de servicios, surgen como consecuencia de acuerdos de carácter colectivo, suscritos con los trabajadores del Grupo ENAP, en los que se establece el compromiso por parte de la empresa. El Grupo ENAP reconoce el costo de los beneficios del personal de acuerdo a cálculos actuariales, según lo requerido por la NIC 19 “Beneficios del personal” donde se consideran estimaciones como la expectativa de vida, permanencia futura e incrementos de salarios futuros. Para determinar dicho cálculo al 31 de diciembre de 2014, se ha utilizado una tasa de descuento del 5,91% anual (6,49% anual al 31 de diciembre de 2013). La Empresa reconoce un pasivo y un gasto asociado al Sistema de Renta Variable (SRV) que aplica a todos sus ejecutivos, con excepción del Gerente General, en base a una fórmula que tiene en cuenta Resultados financieros anuales de la empresa, resultados de área y nivel de cumplimiento de metas alcanzado por cada gerencia. Se reconoce una provisión cuando la empresa, se encuentra obligada contractualmente, o cuando existe una práctica que en el pasado ha creado una obligación implícita. q. Otras provisiones y pasivos contingentes – Las otras provisiones corresponden a obligaciones presentes, legales o asumidas, surgidas como consecuencia de un suceso pasado, para cuya cancelación se espera una salida de recursos, cuyo importe y oportunidad se pueden estimar fiablemente. Los pasivos contingentes corresponden a obligaciones posibles, surgidas a raíz de sucesos pasados y cuya existencia ha de ser confirmada sólo por que ocurran o no ocurran uno o más hechos futuros inciertos que no están enteramente bajo el control de la Empresa; o una obligación presente, surgida a raíz de sucesos pasados, que no se ha reconocido contablemente porque no es probable que para satisfacerla se vaya a requerir una salida de recursos que incorporen beneficios económicos; o porque el importe de la obligación no pueda ser medido con la suficiente fiabilidad.

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El Grupo ENAP no registra activos ni pasivos contingentes salvo aquellos que deriven de contratos de carácter oneroso, los cuales se registran como provisión y son revisados a fecha de cada estado de situación financiera para reflejar la mejor estimación existente a ese momento. r. Impuesto a las ganancias e impuestos diferidos – ENAP y sus filiales en Chile, determinan la base imponible y calculan sus impuestos a la renta de acuerdo con las disposiciones legales vigentes en cada ejercicio. En el caso de las filiales extranjeras, éstas presentan individualmente sus declaraciones de impuestos, de acuerdo con las normativas fiscales aplicables en los respectivos países. Los impuestos diferidos, originados por diferencias temporarias y otros eventos que crean diferencias entre la base contable y tributaria, de activos y pasivos, se registran de acuerdo con las normas establecidas en la NIC 12 “Impuesto a las ganancias” Excepto por lo mencionado en el párrafo siguiente, el impuesto a la renta (corriente y diferido) es registrado en el estado de resultados salvo que se relacione con un ítem reconocido en Otros resultados integrales, directamente en patrimonio o proviene de una combinación de negocios. En ese caso, el impuesto también es contabilizado en Otros resultados integrales, directamente en resultados o con contrapartida en la plusvalía mercantil, respectivamente. De acuerdo a las instrucciones impartidas por la Superintendencia de Valores y Seguros de Chile en su Oficio Circular N° 856 del 17 de Octubre del 2014, los efectos producidos por el cambio de la tasa de impuesto a la renta aprobado por la Ley 20.780 (reforma tributaria) sobre los impuestos a la renta diferidos, que de acuerdo a NIC 12 debieran imputarse a los resultados del período, han sido contabilizados como Resultados Acumulados. Ello generó un incremento en los activos diferidos por MUS$ 109.495 con abono a resultados acumulados en Patrimonio.Las modificaciones posteriores, serán reconocidas en los resultados del período de acuerdo a la NIC 12. La Empresa no registra impuestos diferidos sobre las diferencias temporales que surgen en inversiones en filiales y asociadas, siempre y cuando la oportunidad en que se revierten las diferencias temporales es controlada por la Empresa y la diferencia temporal no se revertirá en un momento previsible en el futuro. El impuesto a las ganancias, se registra en el estado de resultados o en las cuentas de patrimonio neto del estado de situación financiera consolidado, en función de donde se hayan registrado las ganancias o pérdidas. Las diferencias entre el valor contable de los activos y pasivos y su base fiscal, generan los saldos de impuestos diferidos de activo o de pasivo que se calculan utilizando las tasas fiscales que se espera que estén vigentes cuando los activos y pasivos se realicen. Las variaciones producidas durante el ejercicio, en los impuestos diferidos de activo o pasivo, se registran en la cuenta de resultados consolidada o directamente en las cuentas de patrimonio del estado de situación financiera, según corresponda. Los activos por impuestos diferidos se reconocen únicamente cuando se espera disponer de beneficios tributarios futuros, suficientes para compensar las diferencias temporarias. s. Otros pasivos financieros – Los préstamos que devengan intereses y las obligaciones con el público y pasivos financieros de naturaleza similar, se reconocen inicialmente a su valor razonable, neto de los costos en que se haya incurrido en la transacción. Posteriormente, se valorizan a su costo amortizado y cualquier diferencia entre los fondos obtenidos (netos de los costos necesarios para su obtención) y el valor de reembolso, se reconoce en el estado de resultados durante la vida de la deuda de acuerdo con el método de la tasa de interés efectiva. Las obligaciones financieras se clasifican como pasivos corrientes a menos que el Grupo ENAP tenga un derecho incondicional a diferir su liquidación durante al menos 12 meses después de la fecha del balance. t. Arrendamientos financieros – El arrendador transfiere sustancialmente todos los riesgos y ventajas inherentes a la propiedad del activo al arrendatario. La propiedad del activo, en su caso, puede o no ser transferida, el costo de los

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activos arrendados se presenta en el Estado de Situación Financiera Consolidado, según la naturaleza del bien objeto del contrato y simultáneamente, se registra un pasivo por el mismo importe. Dicho importe será el menor entre el valor razonable del bien arrendado y la suma de los valores actuales de las cantidades a pagar al arrendador más, en su caso, el precio de período de la opción de compra. Estos activos se amortizan con criterios similares a los aplicados al conjunto de las propiedades, planta y equipo de uso propio o en el plazo del arrendamiento, cuando éste sea menor. Los gastos financieros asociados al pasivo financiero se cargan a resultado. u. Capital emitido – El capital emitido se constituye por aportes y/o capitalizaciones de utilidades autorizados mediante oficios y/o Decretos Ley emanados por el Ministerio de Hacienda, los cuales constituyen la obligación legal que da origen a su registro. v. Distribución de utilidades – La política de distribución de utilidades utilizada por ENAP, es la establecida a través de los oficios y/o Decretos Ley emanados por el Ministerio de Hacienda, los cuales constituyen la obligación legal que da origen a su registro. w. Medio ambiente – La política contable del Grupo ENAP relacionada con el reconocimiento de los gastos medioambientales establece la activación cuando dichos desembolsos estén asociados a proyectos y reconocer con cargo a resultado el resto de los desembolsos. x. Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar – Las cuentas por pagar comerciales y las otras cuentas por pagar, se reconocen inicialmente a su valor razonable y posteriormente se valorizan por su costo amortizado. y. Efectivo y equivalentes al efectivo – El estado de flujos de efectivo recoge los movimientos de caja realizados durante el ejercicio, determinados por el método directo. En este estado de flujos de efectivo se utilizan las siguientes expresiones en el sentido que figura a continuación:  Efectivo y equivalentes al efectivo: El Grupo ENAP considera equivalentes al efectivo aquellos activos financieros líquidos, depósitos o inversiones financieras líquidas, que tienen una duración original de tres meses o menos y cuyo riesgo de cambio en su valor es poco significativo.  Actividades de operación: son las actividades que constituyen la principal fuente de ingresos ordinarios del Grupo ENAP, así como otras actividades que no puedan ser calificadas como de inversión o financiación. En el ítem “Otros pagos por actividades de operación” se incluyen MUS$ 2.295 por el pago de impuestos específicos a los combustibles en la filial Enap Refinerías S.A., correspondientes al período enero a diciembre de 2014 y MUS$ 2.458 por el período enero a diciembre de 2013.  Actividades de inversión: son las actividades relacionadas con la adquisición, enajenación o disposición por otros medios de activos a largo plazo y otras inversiones no incluidas en el efectivo y sus equivalentes.  Actividades de financiación: son las actividades que producen variaciones en la composición del patrimonio neto, y de los pasivos de carácter financiero. En el ítem “Otras entradas (salidas) de efectivo”, de este flujo de actividades de financiación, se incluyen al 31 de diciembre de 2014: MUS$150.000 por pago el 14 de marzo de 2014 del bono Tipo 144 A (Nota 20 b) iii b.1) , compensados con la colocación de bonos Tipo 144 A el 27 de octubre de 2014 por MUS$600.000 (Nota 20 b) iiib.6) y al 31 de diciembre de 2013 un monto de MUS$ 280.318 por la colocación, en enero de 2013, de bonos nacionales por UF 6 millones.

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Transacciones que no representan flujo de efectivo: Con fecha 17 de noviembre de 2014 la filial Enap Sipetrol Argentina S.A. reconoció una obligación devengada con cargo a Propiedad planta y equipo por MUS$100.000, asociada a la firma del acuerdo de extensión de la concesión Área Magallanes, obligándose a realizar aportes futuros al Proyecto Incremental de la UTE con YPF S.A.. Al 31 de diciembre de 2014, la filial ha realizado aportes efectivos por US$8 millones. (Ver Nota 20.b.ii.(8)) 3.2 Nuevos pronunciamientos contables a) Las siguientes nuevas Normas e Interpretaciones han sido adoptadas en estos estados financieros:

Enmiendas a NIIFs: NIC 32, Instrumentos Financieros: Presentación – Aclaración de requerimientos para el neteo de activos y pasivos financieros: Aclara los requisitos para la compensación de activos y pasivos financieros en el Estado de Situación Financiera. Específicamente, indica que el derecho de compensación debe estar disponible a la fecha del estado financiero y no depender de un yacontecimiento futuro. NIC 27 “Estados Financieros Separados” NIIF 10 “Estados Financieros Consolidados” y NIIF 12 “Información a revelar sobre participaciones en otras entidades”: Las modificaciones incluyen la definición de una entidad de inversión e introducen una excepción para consolidar ciertas subsidiarias pertenecientes a entidades de inversión. NIC 36 “Deterioro del Valor de los Activos”: Modifica la información a revelar sobre el importe recuperable de activos no financieros alineándolos con los requerimientos de NIIF 13. NIC 39 “Instrumentos Financieros: Reconocimiento y Medición”: Establece determinadas condiciones que debe cumplir la novación de derivados, para permitir continuar con la contabilidad de cobertura; esto con el fin de evitar que novaciones que son consecuencia de leyes y regulaciones afecten los estados financieros.

Nuevas Interpretaciones: CINIIF 21, Gravamenes: Define un gravamen como una salida de recursos que incorpora beneficios económicos que es impuesta por el Gobierno a las entidades de acuerdo con la legislación vigente. Indica el tratamiento contable para un pasivo para pagar un gravamen si ese pasivo esta dentro del alcance de NIC 37.

Obligatoria para ejercicios iniciados a partir de:

01.01.2014

01.01.2014 01.01.2014

01.01.2014 Obligatoria para ejercicios iniciados a partir de:

01.01.2014

La adopción de estas normas, enmiendas e interpretaciones no tienen un impacto significativo en los estados financieros consolidados. b) Las nuevas normas, interpretaciones y enmiendas emitidas, no vigentes para ejercicios financieros iniciados el 1 de enero de 2014, para las cuales no se ha efectuado adopción anticipada de las mismas son las siguientes:

Nuevas NIIF - NIC: NIIF 9, Instrumentos Financieros: El principal cambio es que, en los casos en que se toma la opción del valor razonable de los pasivos financieros, la parte del cambio de valor razonable atribuibles a cambios en el riesgo de crédito propio de la entidad es reconocida en otros resultados integrales en lugar de resultados, a menos que esto cree una contable. NIIF 14, asimetría Diferimiento de Cuentas Regulatorias. Esta norma es aplicable a entidades que adoptan por primera vez las NIIF, están involucradas en actividades con tarifas reguladas, y reconocieron importes por diferimiento de saldos de cuentas regulatorias en sus anteriores PCGA. Esta norma requiere la presentación por separado en el estado15, de situación y los el estado Esta de resultados integrales. NIIF Ingresos financiera procedentes de movimientos contratos conenclientes. nueva norma, proporciona un modelo único basado en principios, de cinco pasos: i) identificar el contrato, ii) identificar las obligaciones, iii) determinar el precio de la transacción, iv) asignar el precio de transacción de las obligaciones de ejecución de los contratos, v) reconocer el ingreso cuando (o como) la entidad satisface una obligación de desempeño

Obligatoria para ejercicios iniciados a partir de:

01.01.2018

01.01.2016

01.01.2017

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Enmiendas a NIIFs: NIIF 9 “Instrumentos Financieros”: Las modificaciones incluyen como elemento principal una revisión sustancial de la contabilidad de coberturas para permitir a las entidades reflejar mejor sus actividades de gestión de riesgos en los estados NIC 19 “Beneficios a los financieros. empleados”: Esta modificación se aplica a las contribuciones de los empleados o terceras partes en los planes de beneficios definidos. NIIF 11 “Acuerdos Conjuntos”: . Esta enmienda incorpora a la norma una guía en relación a cómo contabilizar la adquisición de una participación en una operación conjunta que constituye un negocio. NIC 16 “Propiedad, Planta y Equipos” y NIC 38 "Activos intangibles": Clarifica que el uso de métodos de amortización de activos basados en los ingresos no es apropiado, ya que son en general una base inapropiada para medir el consumo de los beneficios económicos que están incorporados en activo intangible NIC 16 “Propiedad, Planta y Equipos” y NIC 41 "Agricultura": Modifica la información financiera en relación a las “plantas portadoras”, como vides, árboles de caucho y palma de aceite. NIC 27 “Estados financieros separados”: Esta modificación permite a las entidades utilizar el método de la participación en el reconocimiento de las inversiones en subsidiarias, negocios conjuntos y asociadas en sus estados separados.Consolidados” Su aplicación anticipada permitida. en asociadas y negocios conjuntos”: NIIF 10 financieros “Estados Financieros y NIC 28 es “Inversiones Aborda una inconsistencia entre los requerimientos de la NIIF 10 y los de la NIC 28 en el tratamiento de la venta o la aportación de bienes entre un inversor y su asociada o negocio conjunto. NIIF 10 “Estados Financieros Consolidados” y NIC 28 “Inversiones en asociadas y negocios conjuntos”: La enmienda clarifica sobre la aplicación de la excepción de consolidación para entidades de inversión y sus subsidiarias. NIC 1 “Presentación de Estados Financieros”. La enmienda clarifica la guía de aplicación de la NIC 1 sobre materialidad y agregación, presentación de subtotales, estructura de los estados financieros y divulgación de las políticas contables.

Mejoras a las Normas Internacionales de Información Financiera (2012). Emitidas en diciembre de 2013. NIIF 2 “Pagos basados en acciones” – Se clarifican las definición de “Condiciones para la consolidación (o irrevocabilidad) de la concesión” (vesting conditions) y “Condiciones de mercado” (market conditions) y se definen separadamente las “Condiciones de rendimiento” (performance conditions) y “Condiciones de sevicio” (service conditions). NIIF 3, "Combinaciones de negocios" - Se modifica la norma para aclarar que la obligación de pagar una contraprestación contingente que cumple con la definición de instrumento financiero se clasifica como pasivo financiero o como patrimonio, sobre la base de las definiciones de la NIC 32, "Instrumentos financieros: Presentación". NIIF 8 “Segmentos de operación” - La norma se modifica para incluir el requisito de revelación de los juicios hechos por la administración en la agregación de los segmentos operativos. NIIF 13 "Medición del valor razonable”: El IASB ha modificado la base de las conclusiones de la NIIF 13 para aclarar que no tenía la intención de eliminar la capacidad de medir las cuentas por cobrar y por pagar a corto plazo a los importes nominales en talesycasos. NIC 16, "Propiedad, planta y equipo", NIC 38, "Activos intangibles": Aclara cómo se trata el valor bruto en libros y la depreciación acumulada cuando la entidad utiliza el modelo de revaluación. NIC 24, "Información a revelar sobre partes relacionadas" - La norma se modifica para incluir, como entidad vinculada, una entidad que presta servicios de personal clave de dirección a la entidad que informa o a la matriz de la entidad que informa (“la entidad gestora”).

Obligatoria para ejercicios iniciados a partir de: Sin determinar 01.07.2014 01.01.2016

01.01.2016 01.01.2016 01.01.2016

01.01.2016

01.01.2016 01.01.2016

Obligatoria para ejercicios iniciados a partir de:

01.07.2014

01.07.2014 01.07.2014 01.07.2014 01.07.2014 01.07.2014

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(En miles de dólares)

Mejoras a las Normas Internacionales de Información Financiera (2013). Emitidas en diciembre de 2013. NIIF 1 “Adopción por primera vez de las Normas Internacionales de Información Financiera” - Clarifica que cuando una nueva versión de una norma aún no es de aplicación obligatoria, pero está disponible para la adopción anticipada, un adoptante de IFRS por primera vez, puede optar por aplicar la versión antigua o la versión nueva de la norma, siempre y cuando apliquelalanorma misma norma en todos periodos NIIF 3 “Combinaciones de negocios” - Se modifica para aclarar que lalos NIIF 3 no espresentados. aplicable a la contabilización de la formación de un acuerdo conjunto bajo NIIF11. NIIF 13 “Medición del valor razonable” - Se aclara que la excepción de cartera en la NIIF 13, que permite a una entidad medir el valor razonable de un grupo de activos y pasivos financieros por su importe neto, aplica a todos los contratos (incluyendo contratos no financieros) dentro del alcance de NIC 39 o NIIF 9. NIC 40 “Propiedades de Inversión” - Se modifica la norma para aclarar que la NIC 40 y la NIIF 3 no son mutuamente excluyentes. La NIC 40 proporciona una guía para distinguir entre propiedades de inversión y propiedades ocupados por sus dueños. Al prepararse la información financiera, también tiene que considerarse la guía de aplicación de NIIF 3 para determinar si la adquisición de una propiedad de inversión es o no una combinación de negocios.

Mejoras a las Normas Internacionales de Información Financiera (2014). Emitidas en septiembre de 2014. NIIF 5, "Activos no corrientes mantenidos para la venta y operaciones interrumpidas”. La enmienda aclara que, cuando un activo (o grupo para disposición) se reclasifica de “mantenidos para la venta "a" mantenidos para su distribución ", o viceversa, esto no constituye una modificación de un plan de venta o distribución, y no tiene que ser contabilizado financieros: como tal. Información a revelar". Hay dos modificaciones de la NIIF 7. (1) Contratos de NIIF 7 "Instrumentos servicio: Si una entidad transfiere un activo financiero a un tercero en condiciones que permiten que el cedente de de baja el activo, la NIIF 7 requiere la revelación de cualquier tipo de implicación continuada que la entidad aún pueda tener en los activos transferidos. NIC 19, "Beneficios a los empleados" - La enmienda aclara que, para determinar la tasa de descuento para las obligaciones por beneficios post-empleo, lo importante es la moneda en que están denominados los pasivos, y no el país se generan. NIC 34,donde "Información financiera intermedia" - La enmienda aclara qué se entiende por la referencia en la norma a "información divulgada en otra parte de la información financiera intermedia”. La nueva enmienda modifica la NIC 34 para requerir una referencia cruzada de los estados financieros intermedios a la ubicación de esa información. La modificación es retroactiva.

Obligatoria para ejercicios iniciados a partir de:

01.07.2014 01.07.2014

01.07.2014

01.07.2014

Obligatoria para ejercicios iniciados a partir de:

01-01-2016

01-01-2016 01-01-2016

01-01-2016

La administración de la Empresa estima que la futura adopción de las normas e interpretaciones antes descritas no tendrá un impacto significativo en los estados financieros consolidados.

4. GESTIÓN DE RIESGOS FINANCIEROS Y DEFINICIÓN DE COBERTURAS En el curso normal de sus negocios y actividades de financiamiento, el Grupo ENAP está expuesto a distintos riesgos de naturaleza financiera que pueden afectar de manera más o menos significativa el valor económico de sus flujos y activos y, en consecuencia, sus resultados. La Empresa dispone de una organización y de sistemas de información, administrados por la Gerencia de Finanzas Corporativa, que permiten identificar dichos riesgos, determinar su magnitud, proponer al Directorio medidas de mitigación, ejecutar dichas medidas y controlar su efectividad. A continuación se presenta una definición de los riesgos que enfrenta el Grupo ENAP una caracterización y cuantificación de éstos para el Grupo ENAP, así como una descripción de las medidas de mitigación actualmente en uso por parte de la Empresa, si es el caso.

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ENAP Y FILIALES NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS A DICIEMBRE 2014

(En miles de dólares)

a) Riesgo de mercado Es la posibilidad de que la fluctuación de variables de mercado tales como tasas de interés, tipo de cambio, precios o índices de crudo y productos, etc., produzcan pérdidas económicas debido a la desvalorización de flujos o activos o a la valorización de pasivos, debido a la nominación o indexación de éstos a dichas variables. a.1) Riesgo de tasa de interés - La estructura de financiamiento del Grupo ENAP considera una mezcla de fuentes de fondos afectos a tasa fija (principalmente bonos) y tasa variable (préstamos bilaterales, préstamos sindicados, documentos por pagar o forfaiting, préstamos bancarios de corto plazo y financiamiento de proveedores). La porción del financiamiento afecto a tasa de interés variable, usualmente consistente en la tasa flotante LIBOR de 3 ó 6 meses más un margen, expone al Grupo ENAP a cambios en sus gastos financieros en el escenario de fluctuaciones de la tasa LIBOR. La deuda financiera total del Grupo ENAP al 31 de diciembre de 2014 se resume en el siguiente cuadro, desglosada entre deuda a tasa fija y deuda a tasa variable:

En millones de US$

Tasa fija

Tasa flotante

Totales

Deuda bancaria corto plazo Deuda bancaria largo plazo Arrendamiento financiero Bonos internacionales Bonos locales

153 7 2.118 -

300 516 639

300 669 7 2.118 639

Totales

2.278

1.455

3.733

Nota: los datos del cuadro adjunto corresponden solo a valor capital de la deuda y no intereses devengados y otros conceptos. Los bonos internacionales y locales se presentan a su valor nominal (carátula), no a costo amortizado como en el balance. Ya que la tasa de interés se aplica al valor nominal de los bonos, dicho valor permite cuantificar correctamente la exposición del Grupo ENAP a la tasa fija o variable, objeto de esta sección. Los bonos locales están denominados en UF y son presentados a su valor carátula equivalente en US$ al 31 de diciembre de 2014. Adicionalmente existe financiamiento de proveedores de US$ 286.844 al 31 de diciembre de 2014 a una tasa promedio mensual de 0,52% (MUS$ 829.407 al 31 de diciembre de 2013 con una tasa promedio mensual de 0,53%) Instrumentos de mitigación del riesgo: Con el fin de reducir la variabilidad de sus gastos financieros, el Grupo ENAP ha contratado diversos instrumentos de cobertura aplicables a algunas de las partidas de deuda del cuadro anterior: Se han contratado instrumentos del tipo interest rate swap para pasar a tasa fija MUS$ 238.547 de la deuda bancaria de largo plazo y cross currency swaps para fijar la tasa y tipo de cambio del bono emitidos en UF y en CHF (el nocional asciende a MUS$ 860.500). Exposición residual al riesgo: Considerando la existencia de los instrumentos de cobertura señalados anteriormente, el saldo neto de obligaciones de ENAP cuyo costo financiero permanece plenamente afecto a las fluctuaciones de la tasa de interés LIBO asciende a MUS$ 1.455.000, es decir, el 39,96% del total. En función de dicho monto, un incremento/decremento de un 1% en

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ENAP Y FILIALES NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS A DICIEMBRE 2014

(En miles de dólares)

la tasa LIBO aplicable (trimestral o semestral según el tipo de deuda) generaría un incremento/decremento anual de los gastos financieros de la empresa de aproximadamente MUS$ 14.355. a.2) Riesgo de tipo de cambio - La moneda funcional del Grupo ENAP es el dólar estadounidense, sin embargo, existen partidas relevantes de los estados financieros denominadas en moneda local (pesos o UF) como la facturación de ventas y obligaciones financieras y también en CHF (Bono Suizo). Las cuales están expuestas a cambios en su valor en dólares en la medida que se produzcan fluctuaciones en la paridad peso/US$, UF/US$ y CHF/US$. Medidas de mitigación: La exposición del flujo de facturación a las variaciones en el tipo de cambio se minimiza fundamentalmente a través de la política de precios de productos basada en la paridad de importación, mecanismo por el cual el precio de venta local de los productos es recalculado semanalmente de acuerdo al tipo de cambio vigente. Con respecto a las partidas del balance, las principales partidas expuestas son los bonos locales (denominados en UF) y las cuentas por cobrar correspondientes a las ventas locales (denominadas en pesos). El Grupo ENAP ejecuta operaciones de cobertura para mitigar el riesgo cambiario asociado a ambas partidas. El capital adeudado de los bonos locales del Grupo ENAP al 31 de diciembre de 2014 asciende a UF 15.750.000. A partir de dicho monto y de las paridades CLP/US$ y CLP/UF vigentes en dicha fecha ($606,75 y $24.627,10), una variación de $50 en el tipo de cambio CLP/US$ produciría los siguientes efectos en el valor medido en dólares de los bonos:

Tipo de Cambio Aumenta en $50 ($656,75) Disminuye en $50 ($556,75)

Variación en Valorización Bonos MUS$ 48.669 (57.411)

Con el fin de mitigar este riesgo, el Grupo ENAP ha cerrado contratos derivados del tipo cross-currency swap, mediante los cuales la empresa recibe de sus contrapartes flujos en UF iguales a los flujos pagaderos a los tenedores de bonos, y paga a éstas flujos fijos en dólares, quedando en consecuencia libre del riesgo cambiario descrito. Por su parte, el saldo al 31 de diciembre de 2014 de cuentas por cobrar correspondientes a ventas locales ascendió al equivalente de MUS$ 485.941. Lo anterior implica que un aumento del tipo de cambio de $50 produciría una disminución del valor en dólares de las cuentas por cobrar de aproximadamente MUS$ 36.996. Con el fin de minimizar este riesgo, el Grupo ENAP mantiene en operación una política de cobertura consistente en el cierre semanal de contratos forward de tipo de cambio, por un monto máximo equivalente al 100% de las ventas estimadas para dicha semana y por plazos correspondientes a las fechas estimadas de cobro de la respectiva facturación. a.3) Riesgo de precio de commodities: El negocio de la Línea Refinación & Comercialización del Grupo ENAP consiste principalmente en la compra de crudos en el mercado internacional para su refinación y posterior venta de los productos así elaborados en el mercado doméstico, de acuerdo a su política de precios de paridad de importación. El margen de refinación obtenido por el Grupo se encuentra afecto a la fluctuación de los precios internacionales del petróleo crudo, de los productos refinados y al diferencial entre ambos (margen internacional o “crack”). Considerando un nivel de refinación promedio de 72 millones de bbl al año, una variación de US$ 1 / bbl en el crack tendría, ceteris paribus, un efecto en resultados de MUS$ 72.000.

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(En miles de dólares)

Como estrategia central para enfrentar el riesgo de variación del margen de refinación, Grupo ENAP ha orientado sus inversiones al incremento de su flexibilidad productiva y de la calidad de sus productos. Hasta ahora no se han contratado derivados financieros para fijar el margen de refinación, pero se están monitoreando permanentemente los niveles de precio ofrecidos por el mercado. Por otra parte, debido al tiempo que transcurre entre el momento de la compra de los crudos y la venta de los productos refinados a partir de éstos, ENAP está afecta también al time spread o riesgo de que al producirse la venta de los productos, sus precios se encuentren en un nivel más bajo que el imperante en el momento de la compra del crudo. Las pérdidas o ganancias producidas por este motivo aumentan la volatilidad del resultado operacional del Grupo ENAP. El Grupo ENAP importa en promedio aproximadamente 6 millones de bbl de petróleo crudo mensuales. Una caída de US$ 1 / bbl en el precio de la canasta de productos durante el ciclo de inventario de refinación, tiene un efecto inmediato de MUS$ 6.000 en el margen de refinación. La política de cobertura para la mitigación del riesgo de desvalorización de inventario (embarques de petróleo crudo) consiste en la contratación de time-spread swaps, los cuales tienen por objetivo poder desplazar, financieramente, la ventana de toma de precios de un embarque de crudo (la cual habitualmente es en los días que están en torno a la fecha de carga del mismo) y ajustarla a las fechas en donde los productos refinados a partir de ese crudo tomen precio y así poder tener costos de inventario que estén en línea con los precios de los productos que se van a vender, mitigando de buena forma el time spread al que la compañía se encuentra expuesta de manera natural. Esta estrategia es complementada con el uso de contratos de venta swap de productos refinados. No obstante lo anterior, es importante mencionar que estos instrumentos, por su naturaleza y forma de operar, protegen de las variaciones de precios del crudo, pero no aseguran en un 100% la eliminación de efectos en resultados producto de la volatilidad en la compra de materia prima. En la actualidad el crudo Brent es el marcador relevante para el mercado y para los precios de los productos del mercado de referencia de ENAP, puesto que los precios de éstos están fuertemente correlacionados con el precio de este marcador. Es por esto que en los casos en que el área de Trading, quien se encarga de las compras de crudo, adjudica crudos cuyo precio queda en función del WTI, se contrata un derivado denominado “Swap de diferencial” cuya finalidad es transferir financieramente una posición WTI a una Brent y así mantener el criterio de optimización que primó al momento de adjudicar la compra de dicho crudo. Por otra parte, el negocio de la Línea Exploración & Producción consiste principalmente en las actividades de exploración y explotación de reservas de hidrocarburos y su venta en el mercado internacional. En consecuencia, sus resultados están directamente relacionados con los niveles internacionales de precio del petróleo y gas. Con el fin de mitigar dicho riesgo, el Grupo ENAP orienta sus esfuerzos en la constante mejora operacional con el fin de mantener una estructura de costos eficiente. La empresa no recurre en forma sistemática al uso de derivados como mecanismo de cobertura para sus ventas de producción propia, aunque en forma puntual se han cerrado operaciones de este tipo. b) Riesgo de liquidez Este riesgo viene motivado por las distintas necesidades de fondos para hacer frente a los compromisos de capex y operación normal del negocio, vencimientos de deuda, liquidación de derivados etc. El Grupo mantiene una política financiera que establece los lineamientos para hacer frente a este riesgo, consistente en la contratación de facilidades crediticias a largo plazo comprometidas e inversiones financieras temporales, por montos suficientes para soportar las necesidades proyectadas para un período que está en función de la situación y expectativas de los mercados de deuda y de capitales.

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ENAP Y FILIALES NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS A DICIEMBRE 2014

(En miles de dólares)

Las Dirección de manejo de riesgo de mercado y operaciones financieras y la Dirección de finanzas corporativas dependientes de la Gerencia de finanzas monitorean continuamente las necesidades de fondo que requiere el Grupo. Además de los saldos de balance, el Grupo tiene como fuentes de liquidez adicional disponibles al día de hoy: (i) una línea de crédito comprometida por USD 100 millones con Santander Bank, NA (ii) una línea de crédito comprometida por CLP 15.000 millones con Banco de Chile y (iii) líneas bancarias no comprometidas por aproximadamente US$1.000 millones con diversos bancos nacionales e internacionales. Las necesidades proyectadas antes mencionadas, incluyen vencimientos de deuda financiera neta, es decir, después de derivados financieros. La siguiente tabla muestra el perfil de vencimientos de capital de las obligaciones financieras del Grupo ENAP vigentes al 31 de diciembre de 2014:

En millones de US$

2015

2016

2017

2018

2019

2020 y +

Totales

Deuda financiera corto plazo Deuda financiera largo plazo Arrendamiento financiero Bonos internacionales Bonos locales

300 103 2 -

110 2 -

207 2 -

146 1 218 81

48 300 396

55 1.600 162

300 669 7 2.118 639

Totales

405

112

209

446

744

1.817

3.733

Para mayor detalle respecto a las características y condiciones de las deudas financieras y derivados financieros ver nota 20. La siguiente tabla muestra el perfil de vencimientos de capital de las otras obligaciones financieras del Grupo ENAP vigentes al 31 de diciembre de 2014: En millones de US$

2015

Cuentas por pagar comerciales cuentas por pagar entidades relacionadas Derivados de cobertura

729 46 6

Totales

781

2016

2017

5 5

2018

15

17

15

17

2019

2020 y +

Totales

2

58

734 46 98

2

58

878

c) Riesgo de crédito Este riesgo está referido a la capacidad de terceros de cumplir con sus obligaciones financieras con el Grupo ENAP. Dentro de las partidas expuestas a este riesgo se distinguen 3 categorías: c.1) Activos financieros - Corresponde a los saldos de efectivo y equivalente, depósitos a plazo, operaciones con pactos de retrocompra y valores negociables en general. La capacidad del Grupo ENAP de recuperar estos fondos a su vencimiento depende de la solvencia del banco en el que se encuentren depositados. Como mitigante a este riesgo, el Grupo ENAP tiene una política financiera que específica parámetros de calidad crediticia que deben cumplir las instituciones financieras para poder ser consideradas elegibles como depositarias de los productos señalados arriba, así como límites máximos de concentración por institución.

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ENAP Y FILIALES NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS A DICIEMBRE 2014

(En miles de dólares)

c.2) Obligaciones de contrapartes en derivados - Corresponde al valor de mercado a favor del Grupo ENAP de contratos derivados vigentes con bancos. Como mitigante a este riesgo, el Grupo ENAP tiene una política de administración de productos derivados que específica parámetros de calidad crediticia que deben cumplir las instituciones financieras para poder ser consideradas elegibles como contrapartes. c.3) Deudores por ventas - El riesgo de incobrabilidad de los deudores por venta del grupo es significativamente bajo, toda vez que casi la totalidad de las ventas locales (>95%) corresponden a facturación a las 4 principales empresas distribuidoras de combustibles o a empresas distribuidoras de gas licuado. Por su parte, la incorporación de nuevos clientes está sujeta al análisis de su solvencia financiera y a su aprobación por el Comité de Crédito del Grupo ENAP. Dicho comité coordina las acciones de cobranza requeridas en caso de atraso en los pagos. Al 31 de diciembre de 2014, la exposición total del Grupo ENAP a los deudores por venta ascendía a MUS$ 571.166 según se indica en la Nota 10. No hay garantías por montos significativos para cubrir dicha exposición, pues, como se ha señalado, casi la totalidad de las ventas corresponden a empresas distribuidoras de combustible o de gas licuado, con las cuales el Grupo ENAP opera en base a ventas a crédito sin garantía. La estimación de deudores incobrables al 31 de diciembre de 2014 asciende a MUS$ 1.282. Información respecto a la Gestión de capital se encuentra en Nota 24.

5. ESTIMACIONES Y JUICIOS CONTABLES CRITICOS Responsabilidad de la información y estimaciones realizadas La información contenida en estos estados financieros consolidados es de responsabilidad de la Alta Administración del Grupo ENAP. En los presentes estados financieros consolidados se han utilizado estimaciones realizadas por la Administración del Grupo ENAP y de las entidades consolidadas para cuantificar algunos de los activos, pasivos, ingresos, gastos y compromisos que figuran registrados en ellos. Estas estimaciones se han realizado en función de la mejor información disponible sobre los hechos analizados, sin embargo, es posible que acontecimientos que puedan tener lugar en el futuro obliguen a modificarlas (al alza o a la baja), lo que se haría conforme a lo establecido en la NIC 8, de forma prospectiva, reconociendo en el período los efectos del cambio de la estimación, si la revisión afecta sólo el presente ejercicio, o en el período de revisión y períodos futuros si el cambio afecta a ambos. En la aplicación de las políticas contables del Grupo ENAP, las cuales se describen en la Nota N°3, la administración hace estimaciones y juicios en relación al futuro sobre los valores en libros de los activos y pasivos. Las estimaciones y los supuestos asociados se han basado en la experiencia histórica y en otros factores que son considerados relevantes. Los resultados reales podrían diferir de estas estimaciones. La administración necesariamente efectúa juicios y estimaciones que tienen un efecto sobre las cifras presentadas en los estados financieros, por lo tanto cambios en estos supuestos y estimaciones podrían tener un efecto en los estados financieros consolidados.

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ENAP Y FILIALES NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS A DICIEMBRE 2014

(En miles de dólares)

A continuación se detallan las estimaciones y juicios críticos usados por la administración: 1. Vidas útiles de Propiedades, planta y equipo - La administración del Grupo ENAP estima las vidas útiles y basado en ellas los correspondientes cargos por depreciación de sus propiedades, planta y equipo. Esta estimación está basada en estudios técnicos preparados por especialistas internos y externos. Cuando existan indicios que aconsejen cambios en las vidas útiles de estos bienes, ello debe hacerse utilizando estimaciones técnicas al efecto. La administración incrementará el cargo por depreciación cuando las vidas útiles sean inferiores a las vidas estimadas anteriormente o depreciará o eliminará activos obsoletos técnicamente o no estratégicos que se hayan abandonado o vendido. El Grupo ENAP revisa las vidas útiles estimadas de los bienes de propiedad, planta y equipo, al cierre de cada ejercicio de reporte financiero anual. 2. Reservas de crudo y gas - La estimación de las reservas de crudo y gas es parte integral del proceso de toma de decisiones del Grupo ENAP. El volumen de las reservas de crudo y gas se utiliza para el cálculo de la depreciación utilizando los ratios de unidad de producción, así como para la evaluación de la recuperabilidad de las inversiones en activos de Exploración y Producción. 3. Valor razonable de los instrumentos derivados y otros instrumentos financieros - El valor razonable de los instrumentos financieros que no se negocian en un mercado activo se determina usando técnicas de valoración. El Grupo ENAP usa el juicio para seleccionar una variedad de métodos y hacer hipótesis que se basan principalmente en las condiciones de mercado existentes en la fecha de balance. En el caso de los instrumentos financieros derivados, los supuestos realizados están basados en las tasas de mercado cotizadas ajustadas por las características específicas del instrumento. Los otros instrumentos financieros se valorizan usando un análisis de los flujos de efectivo descontados basado en presunciones sustentadas, cuando sea posible, por los precios o tasas de mercado observadas. 4. Provisiones por litigios y otras contingencias - El costo final de la liquidación de denuncias y litigios puede variar debido a estimaciones basadas en diferentes interpretaciones de las normas, opiniones y evaluaciones finales de la cuantía de daños. Por tanto, cualquier variación en circunstancias relacionadas con este tipo de contingencias, podría tener un efecto significativo en el importe de la provisión por contingencias registrada. El Grupo ENAP realiza juicios y estimaciones al registrar costos y establecer provisiones para saneamientos y remediaciones medioambientales que están basados en la información actual relativa a costos y planes esperados de remediación, momento del tiempo del desembolso efectivo, tasa de interés para descontar los flujos futuros, entre otros, con el fin de determinar su valor razonable. En el caso de las provisiones medioambientales, los costos pueden diferir de las estimaciones debido a cambios en leyes y regulaciones, descubrimiento y análisis de las condiciones del lugar, así como a variaciones en las tecnologías de saneamiento. Por tanto, cualquier modificación en los factores o circunstancias relacionados con este tipo de provisiones, así como en las normas y regulaciones, podría tener, como consecuencia, un efecto significativo en las provisiones registradas. 5. Cálculo del impuesto a las ganancias y activos por impuestos diferidos - Los activos y pasivos por impuestos se revisan en forma periódica y los saldos se ajustan según corresponda. El Grupo ENAP considera que se ha hecho una adecuada provisión de los efectos impositivos futuros, basada en hechos, circunstancias y leyes fiscales actuales. Por otra parte, los activos provenientes de las pérdidas tributarias acumuladas, provenientes de empresas chilenas a la fecha de los presentes estados financieros consolidados, se han estimado totalmente recuperables por la administración. Sin embargo, la posición fiscal podría cambiar, originando resultados diferentes con impacto en los montos reportados en los estados financieros consolidados.

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ENAP Y FILIALES NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS A DICIEMBRE 2014

(En miles de dólares)

6. ACTIVOS FINANCIEROS El Grupo ENAP clasifica sus activos financieros en las siguientes categorías: a valor razonable con cambios en resultados, activos financieros mantenidos hasta su vencimiento, préstamos y cuentas por cobrar, disponibles para la venta y derivados de cobertura, según el siguiente detalle al 31 de diciembre de 2014 y 31 de diciembre de 2013: Al 31 de diciembre de 2014

Rubro

A valor razonable con cambio en resultado MUS$

Mantenidos hasta el vencimiento MUS$

Préstamos y cuentas por cobrar MUS$

Disponibles para la venta MUS$

Derivados de cobertura MUS$

Efectivo y equivalentes al efectivo Otros activos financieros corrientes Deudores comerciales y otras cuenta por cobrar Cuentas por cobrar a entidades relacionadas

153.511 -

-

702.455 30.063

-

210.788 -

Total activos financieros corrientes

153.511

-

732.518

-

210.788

Otros activos financieros Cuentas por cobrar, no corrientes Cuentas por cobrar a entidades relacionadas

-

35 -

357 15.542 2.435

13.762 -

-

Total activos financieros no corriente

-

35

18.334

13.762

-

Al 31 de diciembre de 2013

Rubro

A valor razonable con cambio en resultado MUS$

Mantenidos hasta el vencimiento MUS$

Préstamos y cuentas por cobrar MUS$

Disponibles para la venta MUS$

Derivados de cobertura MUS$

Efectivo y equivalente al efectivo Otros activos financieros corrientes Deudores comerciales y otras cuenta por cobrar Cuentas por cobrar a entidades relacionadas

469.013 -

-

995.817 33.128

-

152 -

Total activos financieros corrientes

469.013

-

1.028.945

-

152

Otros activos financieros Deudores comerciales y otras cuenta por cobrar Cuentas por cobrar a entidades relacionadas

-

35 -

9.866 18.584 1.916

13.762 -

23.590 -

Total activos financieros no corriente

-

35

30.366

13.762

23.590

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ENAP Y FILIALES NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS A DICIEMBRE 2014

(En miles de dólares)

7. EFECTIVO Y EQUIVALENTES AL EFECTIVO La composición de este rubro al 31 de diciembre de 2014 y 31 de diciembre de 2013, es el siguiente: 31.12.2014 MUS$

Detalle:

31.12.2013 MUS$

Caja Bancos Fondos mutuos Depósitos a plazo Pactos

45 119.463 34.003 -

114 278.231 19.067 152.535 19.066

Totales

153.511

469.013

El detalle de efectivo y equivalentes al efectivo en moneda de origen, es el siguiente:

Detalle:

Moneda

Efectivo y equivalentes al efectivo Efectivo y equivalentes al efectivo Efectivo y equivalentes al efectivo Efectivo y equivalentes al efectivo Efectivo y equivalentes al efectivo

US$ Ch$ AR$ UK £ EG £

Totales

31.12.2014 MUS$

31.12.2013 MUS$

38.152 51.515 34.409 82 29.353

373.559 63.892 362 82 31.118

153.511

469.013

Los depósitos a plazo vencen en un plazo inferior a tres meses desde su fecha de adquisición y devengan el interés de mercado para este tipo de inversiones. Los pactos son instrumentos de renta fija y corresponden a operaciones de compra con retroventa con vencimiento inferior a 30 días. No existen restricciones a la disposición de efectivo. Al 31 de diciembre de 2014 y 31 de diciembre de 2013, no existen sobregiros bancarios presentados como efectivo y efectivo equivalente.

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ENAP Y FILIALES NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS A DICIEMBRE 2014

(En miles de dólares)

8. OTROS ACTIVOS FINANCIEROS CORRIENTES Y NO CORRIENTES El detalle es el siguiente: Corrientes 31.12.2014 31.12.2013 MUS$ MUS$

Detalle: Derivados de cobertura Inversión en otras sociedades Otros por cobrar Scrow account

(a) (b)

Totales

No Corrientes 31.12.2014 31.12.2013 MUS$ MUS$

210.788 -

152 -

13.762 357 35

23.590 13.762 9.866 35

210.788

152

14.154

47.253

(a) Ver detalle en nota 20 a). (b) El detalle de las inversiones en otras sociedades al 31 de diciembre de 2014 y 31 de diciembre de 2013, es el siguiente:

Detalle: Terminales Marítimos Patagónicos S.A. Electrogas S.A. Asociación Gremial de Industriales Químicos A.G. Totales

País de Origen Argentina Chile Chile

Participación 2014 2013 % % 13,79 15,00 N/A

13,79 15,00 N/A

31.12.2014

31.12.2013

MUS$

MUS$

7.664 6.091 7 13.762

7.664 6.091 7 13.762

9. OTROS ACTIVOS NO FINANCIEROS CORRIENTES Y NO CORRIENTES El detalle del rubro al 31 de diciembre de 2014 y 31 de diciembre de 2013, es el siguiente:

Detalle:

Corrientes 31.12.2014 31.12.2013 MUS$ MUS$

No corrientes 31.12.2014 31.12.2013 MUS$ MUS$

Arriendos de naves pagados por anticipado Gastos pagados por anticipado SS/EE Torquemada Platino para catalizador Otros

3.516 582 875

3.050 582 531

4.556 43.277 857

5.138 43.277 123

Total

4.973

4.163

48.690

48.538

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ENAP Y FILIALES NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS A DICIEMBRE 2014

(En miles de dólares)

10. DEUDORES COMERCIALES Y OTRAS CUENTAS POR COBRAR La composición de este rubro al 31 de diciembre de 2014 y 31 de diciembre de 2013, es el siguiente:

Detalle:

Corrientes 31.12.2014 31.12.2013 MUS$ MUS$

No corrientes 31.12.2014 31.12.2013 MUS$ MUS$

Deudores por ventas Deudores varios Otros deudores Estimación deudores incobrables

571.166 83.376 49.195 (1.282)

934.082 40.708 22.309 (1.282)

15 15.527 -

18 18.566 -

Totales

702.455

995.817

15.542

18.584

Los valores razonables de deudores por ventas, deudores varios y otros deudores corresponden a sus valores libros. a) Vigencia cuentas por cobrar vencidas y no deterioradas A continuación se detalla la vigencia de las cuentas por cobrar vencidas pero no deterioradas: 31.12.2014 MUS$

31.12.2013 MUS$

De 1 día hasta 5 días De 6 día hasta 30 días De 31 días hasta 60 días De 61 días hasta 90 días Más de 91 días hasta 1 año Más de 1 año

3.170 5.768 1.496 8.933 38.944 14.709

74.652 18.344 12.403 13.240 4.090 2.343

Totales

73.020

125.072

Los saldos vencidos y no deteriorados incluidos en este rubro devengan intereses, calculados utilizando la tasa máxima convencional publicada en el Diario Oficial. El período medio de cobro a deudores por venta de la Línea R&C (venta a distribuidores, principalmente) al 31 de diciembre de 2014 y 31 de diciembre de 2013, es alrededor de 20 días, para ambos ejercicios, a diferencia de la Línea E&P que tiene un promedio entre 80 y 90 días. b) Provisiones de incobrables El monto de la provisión de cuentas incobrables al 31 de diciembre de 2014 y 31 de diciembre de 2013, es el siguiente:

Más de 1 año

31.12.2014 MUS$ (1.282)

31.12.2013 MUS$ (1.282)

28

ENAP Y FILIALES NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS A DICIEMBRE 2014

(En miles de dólares)

Considerando la solvencia de los deudores y el comportamiento histórico de la cobranza, el Grupo ha estimado que la provisión de deudores incobrables al 31 de diciembre de 2014 y 31 de diciembre de 2013 es suficiente.

11. SALDOS Y TRANSACCIONES CON ENTIDADES RELACIONADAS Las cuentas por cobrar, por pagar y las transacciones con partes relacionadas son las siguientes: a) Cuentas por cobrar Corrientes: RUT 76.418.940-K 78.335.760-7 0-E 96.762.250-8 96,861,390-1 78.889.940-8 96.971.330-6 81.095.400-0 0-E

Sociedad

País

Relación

Moneda

GNL Chile S.A. Petropower Energía Ltda. Gasoducto del Pacífico Argentina S.A. Gasoducto del Pacífico Chile S.A. Innergy Soluciones Energéticas S.A. Norgas S.A. Geotérmica del Norte S.A. Sociedad Nacional de Oleoductos S.A. Golfo de Guayaquil Petroenap Compañía de Economía Mixta

Chile Chile Argentina Chile Chile Chile Chile Chile

Asociada Asociada Asociada Asociada Asociada Asociada Asociada Asociada

US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$

Ecuador

Asociada

US$

Totales

MUS$

MUS$

10.093 11.069 3.183 2.933 874 522 618 771 -

21.861 969 4.369 2.777 1.363 618 913 258

30.063

33.128

31.12.2014 MUS$

31.12.2013 MUS$

No corrientes: RUT 96.856.650-4 76.418.940-K

Sociedad

País

Relación

Moneda

Innergy Holding S.A. GNL Chile S.A.

Chile Chile

Asociada Asociada

US$ US$

Totales

2.435

1.524 392

2.435

1.916

31.12.2014 MUS$

31.12.2013 MUS$

b) Cuentas por pagar Corrientes: RUT 78.335.760-7 81.095.400-0 76.418.940-K 96.655.490-8 96.861.390-1 96.856.700-4 76.030.514-6 99.598.300-1 99.515.800-0 Totales

Sociedad

País

Relación

Moneda

Petropower Energía Ltda. Sociedad Nacional de Oleoductos S.A. GNL Chile S.A. Oleoducto Trasandino (Chile) S.A. Innergy Soluciones Energeticas S.A. Innergy Transportes S.A. SK Converge S.A. Sigdo Koppers S.A. SK Inversiones Petroquímicas S.A.

Chile Chile Chile Chile Chile Chile Chile Chile Chile

Asociada Asociada Asociada Asociada Asociada Relación a través de matriz Relación a través de Entidad Estructurada Relación a través de Entidad Estructurada Relación a través de Entidad Estructurada

US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$

32.371 3.367 8.831 391 493 208 2 7 497

29.447 3.601 12.547 404 -

46.167

45.999

Los saldos y transacciones con entidades relacionadas se ajustan a lo establecido en el artículo Nº 89 de la Ley Nº 18.046, que establece que las operaciones entre sociedades coligadas, entre la matriz y sus filiales y las que efectúe una sociedad anónima abierta, deberán observar condiciones de equidad, similares a las que habitualmente prevalecen en el mercado, es decir, hechas en condiciones de independencia mutua entre las partes.

29

ENAP Y FILIALES NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS A DICIEMBRE 2014

(En miles de dólares)

c) Transacciones con partes relacionadas El detalle de las transacciones con empresas relacionadas es el siguiente:

RUT 76.418.940-K

Sociedad

País

Relación

GNL Chile S.A.

Chile

Asociada

O-E 78.889.940-8

Primax S.A. Norgas S.A.

Perú Chile

Asociada Asociada

78.335.760-7

Petropower Energia Ltda.

Chile

Asociada

81.095.400-0

Sociedad Nacional de Oleoducto S.A.

Chile

Asociada

76.384.550-8

Sociedad Nacional Marítima S.A.

Chile

Asociada

96.856.650-4

Innergy Holding S.A.

Chile

Asociada

96856700-4 76.788.080-4

Innergy Transportes S.A. GNL Quintero S.A.

Chile Chile

Asociada Asociada

96.655.490-8

Oleoducto Trasandino Chile S.A.

Chile

Asociada

96.762.250-8

Gasoducto del Pacífico Chile S.A.

Chile

Asociada

Descripción de la transacción Compra de gas natural Intereses devengados Venta de productos Venta de productos Dividendos provisionados Compra de servicios Distribución de utilidades Surplus e Insurance Compra de servicios Venta de servicios Dividendos percibidos Compra de servicios Venta de servicios Compra de gas natural Venta de productos Cobro de préstamo Operación Planta Dividendos percibidos Dividendos provisionados Compra de servicios Compra de servicios Dividendos percibidos Dividendos percibidos

31.12.2014 MUS$

31.12.2013 MUS$

424.400 42 15.076 162 49.808 1.422 7.609 35.088 6 2.474 2.085 7.483 1.525 1.171 9.915 27 3.073 653 1.348

276.093 42 200.523 16.887 38.221 555 19.140 25.742 119 2.012 17.465 608 1.553 7.267 2.777 6.353 2.899 355 -

Efecto en resultados (Cargo) / Abono 31.12.2014 31.12.2013 MUS$ MUS$ -

42

(817) 7.609 5 2.506 -

42 1.649 542 19.140 75 (26) 2.604 -

d) Remuneración del Honorable Directorio El detalle de las remuneraciones al Honorable Directorio es el siguiente: Directorio Actual Nombre Máximo Pacheco Matte Eduardo Bitrán Colodro Fernando Ramirez Pendibene Fernán Gazmuri Plaza Ramón Jara Araya Jorge Fierro Andrade Fidel Miranda Bravo Subtotal

Rut

Cargo

6.371.887-4 7.950.535-8 7.876.527-5 4.461.192-9 5.899.198-8 9.925.434-3 6.923.830-0

Presidente Vicepresidente Director Director Director Director Director

31.12.2014 MUS$

31.12.2013 MUS$

16 5 16 9

10 4 14 -

46

28

30

ENAP Y FILIALES NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS A DICIEMBRE 2014

(En miles de dólares)

Directores Anteriores Nombre Jorge Bande Bruck Carlos Díaz Vergara Felipe Morandé Lavín Jorge Bunster Betteley Hernán Cheyre Valenzuela Rodolfo Krause Lubascher

Rut

Cargo

5.899.738-2 7.033.701-0 7.246.745-0 6.066.143-k 6.375.408-0 4.643.327-0

Director Director Director Presidente Vicepresidente Director

31.12.2014 MUS$

31.12.2013 MUS$

11 5 4 -

13 14 8

Subtotal

20

35

Totales

66

63

La retribución a los miembros del Honorable Directorio no tiene relación con los resultados de la Empresa. Personal Clave de la Gerencia Las remuneraciones brutas de la plana ejecutiva devengadas y pagadas durante el ejercicio 2014, ascienden a MUS$ 2.686 y considera las posiciones ejecutivas principales del Grupo; las remuneraciones brutas pagadas en igual ejercicio de 2013, ascendieron a MUS$ 3.183. Los cargos considerados en los montos informados corresponden a aquellos ejecutivos que tienen autoridad y responsabilidad para planificar, dirigir y controlar las actividades de la entidad. La Empresa no mantiene obligaciones devengadas a los ejecutivos principales por concepto de beneficios de corto y largo plazo y pagos basados en acciones. Planes de incentivos al personal ejecutivo – Renta Variable El Grupo ENAP cuenta con un Sistema de Renta Variable (SRV) que aplica a todos sus ejecutivos, con excepción del Gerente General, para lo cual provisiona al cierre de cada ejercicio contable una estimación de este desembolso la cual se realiza durante el primer trimestre del año siguiente. Su propósito es incentivar la agregación de valor al Grupo ENAP, mejorando el trabajo en equipo y el desempeño individual. Los factores considerados para la determinación del incentivo son los siguientes:   

Resultados financieros anuales de la empresa; Resultados de área y nivel de cumplimiento de metas alcanzado por cada gerencia. Resultados individuales.

31

ENAP Y FILIALES NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS A DICIEMBRE 2014

(En miles de dólares)

12. INVENTARIOS La composición de este rubro al 31 de diciembre de 2014 y 31 de diciembre de 2013, es el siguiente:

Detalle:

31.12.2014 MUS$

31.12.2013 MUS$

Petróleo crudo en existencias Petróleo crudo en tránsito Productos terminados Productos en tránsito Materiales en bodega y en tránsito

208.053 12.022 407.218 40.968 72.540

474.652 118.815 579.073 62.314 65.748

Totales

740.801

1.300.602

Información Adicional de Inventario Importe de ajuste a valor neto de realización de inventarios (1) Costos de inventarios reconocidos en el ejercicio

31.12.2014 MUS$ (194.595) (9.754.552)

31.12.2013 MUS$ (10.357.345)

(1) Al 31 de diciembre de 2014, la administración ha estimado que el costo de los inventarios de petróleo crudo y productos terminados excede su valor neto realizable en MUS$194.595, como consecuencia de la reducción en el precio de éstos en el mercado internacional. La disminución del valor del inventario, con cargo al costo de venta, fue compensada totalmente con los efectos de las coberturas de flujo de efectivo tomadas para tal efecto por la Empresa. Ver nota 28.

13. ACTIVOS Y PASIVOS POR IMPUESTOS CORRIENTES Y DIFERIDOS a) Activos y pasivos por impuestos corrientes: El detalle de los impuestos corrientes al 31 de diciembre de 2014 y 31 de diciembre de 2013, es el siguiente:

Activos por impuestos corrientes:

31.12.2014 MUS$

31.12.2013 MUS$

IVA Crédito Fiscal Impuestos por recuperar extranjero Impuesto específico a los combustibles Derechos de aduana Otros impuestos varios

62.166 2.806 2.393 11.510 2.856

17.529 5.653 6.136

Totales

81.731

29.318

32

ENAP Y FILIALES NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS A DICIEMBRE 2014

(En miles de dólares)

31.12.2014 MUS$

31.12.2013 MUS$

Pasivos por impuestos corrientes: Impuesto específico a los combustibles Otros impuestos del extranjero Impuestos de retención Regalias y derechos de explotación Impuestos a la renta por pagar Otros impuestos varios

56.448 7.201 3.674 30.886 305

78.792 27.915 2.495 6.276 1.201

Totales

98.514

116.679

b) Activos y pasivos por impuestos diferidos: El origen de los impuestos diferidos registrados al 31 de diciembre de 2014 y 31 de diciembre de 2013, es el siguiente:

Activos por Impuestos Diferidos, reconocidos:

31.12.2014 MUS$

31.12.2013 MUS$

Relativos a pérdidas fiscales Relativos a valor neto realizable de inventarios Relativos a provisiones Relativos a propiedades, planta y equipo Relativos a obligaciones por leasing Relativos a reservas de cobertura Relativos a otros

586.209 45.724 66.803 41.708 4.408 9.076 7.408

433.748 68.740 30.769 5.568 14.385 7.260

Totales

761.336

560.470

31.12.2014 MUS$

31.12.2013 MUS$

Pasivos por Impuestos Diferidos, reconocidos: Relativos a activos en leasing Relativos a depreciaciones Relativos a obligaciones por indemnizaciones Relativos a gastos diferidos Relativos a otros Totales

Movimientos en importe reconocido en estado de situación financiera

2.312 61.453 6.821 29.379 29.288

8.244 51.726 8.282 26.084 30.036

129.253

124.372

31.12.2014 MUS$

31.12.2013 MUS$

Importe reconocido en el resultado del ejercicio Importe reconocido en resultados acumulados Reverso saldos iniciales sociedad fusionada Etalsa Importe reconocido en otros resultados integrales Importe en otros rubros

86.351 109.495 (3.456) (2.616) 6.211

3.818 (20.011) (3.589)

Cambios en activos y pasivos por impuestos diferidos,

195.985

(19.782)

33

ENAP Y FILIALES NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS A DICIEMBRE 2014

(En miles de dólares)

c) Gasto por impuestos corrientes Todas las empresas que forman parte del Grupo ENAP presentan individualmente sus declaraciones de impuestos, de acuerdo con la norma fiscal aplicable en cada país. El (Gasto) ingreso tributario y diferido del ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2014 y 31 de diciembre de 2013, es el siguiente:

Beneficio por Impuestos Corrientes a las Ganancias (Gasto) ingreso por impuestos corrientes Ajustes al impuesto corriente del ejercicio anterior Otro (gasto) ingreso por impuesto corriente

31.12.2014 MUS$

31.12.2013 MUS$

(42.574) 44.613

(31.858) (1.351) (44.875)

2.039

(78.084)

Ingreso (gasto) diferido por impuestos relativos a la creación y reversión de diferencias temporarias

85.288

3.818

Ingreso (gasto) por impuestos diferidos, neto, total

85.288

3.818

Beneficio por impuesto a las ganancias

87.327

(74.266)

Ingreso (gasto) por impuestos corrientes, neto, total

Gasto por Impuestos Diferidos a las Ganancias por Partes Extranjeras y Nacional, Neto (Gasto) ingreso por impuestos corrientes, neto, extranjero (Gasto) ingreso por impuestos corrientes, neto, nacional Ingreso (gasto) por impuestos corrientes, neto, total

Ingreso (gasto) por impuestos diferidos, neto, extranjero Ingreso (gasto) por impuestos diferidos, neto, nacional Ingreso (gasto) por impuestos diferidos, neto, total

31.12.2014 MUS$

31.12.2013 MUS$

(31.467) 33.506

(21.024) (57.060)

2.039

(78.084)

31.12.2014 MUS$ 7.558 77.730 85.288

31.12.2013 MUS$ (12.076) 15.894 3.818

d) Conciliación del resultado contable con el resultado fiscal La conciliación de la tasa de impuestos legal vigente en Chile y la tasa efectiva de impuestos aplicables al Grupo ENAP, se presenta a continuación:

34

ENAP Y FILIALES NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS A DICIEMBRE 2014

(En miles de dólares)

(Gasto) ingreso por impuestos utilizando la tasa legal Efecto impositivo de tasas en otras jurisdicciones Efecto impositivo de ingresos ordinarios no imponibles Efecto impositivo de gastos no deducibles impositivamente Reverso de efecto impositivo de años anteriores Efecto impositivo impuesto único Ley 2398 Otro incremento (decremento) en cargo por impuestos legales Ajustes al gasto por impuestos utilizando la tasa legal, total Ingreso (gasto) por impuestos utilizando la tasa efectiva

31.12.2014 MUS$ (14.708) 11.740 (4.875) 5.484 83.012 6.674 102.035 87.327

31.12.2013 MUS$ (41.653) 10.974 9.192 (7.564) (1.351) (12.727) (31.137) (32.613) (74.266)

Información adicional: La tasa legal utilizada en Chile es de 21% en 2014 y 20% en 2013, la cual corresponde a la tasa de impuesto a la renta legal en Chile, las tasas de impuestos correspondientes a otras jurisdicciones son: Argentina un 35% en ambos años, en Ecuador es de un 22% para ambos años, en Uruguay la filial por no tener operaciones en el país está sometida a un régimen especial sin impuesto en Egipto el contrato de operación conjunta con EGPC otorga un régimen especial sin impuesto para ENAP. Por Oficio Ord. N° 1292 del 15 de junio de 2012 y Oficio Ord. N° 1125 del 20 de mayo de 2013, el Ministerio de Hacienda, resolvió autorizar una política de distribución de utilidades con el objetivo de contribuir a la estabilidad y recomposición del patrimonio de la compañía, en los siguientes términos: Autorizar a la filial Enap Sipetrol S.A. a capitalizar las utilidades obtenidas el ejercicio 2010 y las utilidades obtenidas el ejercicio 2011 y 2012, de acuerdo a los estados financieros auditados. Producto de esta determinación la Empresa procedió a reversar la provisión determinada en los años 2010, 2011 y 2012 de impuesto especial asociada a los dividendos devengados de la filial Enap Sipetrol S.A. Reforma Tributaria en Chile Tal como se indica en Nota 3, con fecha 29 de septiembre de 2014, fue publicada en el Diario Oficial la Ley N°20.780 “Reforma Tributaria que modifica el sistema de tributación de la renta e introduce diversos ajustes en el sistema tributario”. Entre los principales cambios, dicha Ley tipifica dos sistemas de tributación: régimen de renta atribuída y régimen parcialmente integrado. Los contribuyentes podrán optar libremente por cualquiera de estos dos regímenes para determinar y pagar sus impuestos, con una mantención mínima en cada régimen de 5 años.

35

ENAP Y FILIALES NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS A DICIEMBRE 2014

(En miles de dólares)

Adicionalmente, se introduce un aumento progresivo en la tasa de impuesto de primera categoría para los años comerciales 2014, 2015, 2016, incrementándola a un 21%, 22,5%, 24%, respectivamente. Desde el año comercial 2017 el incremento en esta tasa de impuesto dependerá del régimen de tributación elegido por el contribuyente, es decir, si se opta por el régimen de renta atribuida la tasa será de 25% desde el año comercial 2017 y para el régimen parcialmente integrado las tasas serán 25,5% en el año comercial 2017 y 27% desde el año comercial 2018 en adelante. Adicionalmente en el caso de ENAP Matriz, ésta se incrementa en un 40% de impuesto único, debido a la aplicación del Decreto Ley N° 2.398. En relación al impuesto diferido, se consideraron las disposiciones del Oficio Circular Nº 856 de la Superintendencia de Valores y Seguros de Chile de fecha 17 de octubre de 2014, que señala que las diferencias por concepto de activos y pasivos por impuestos diferidos que se produzcan como efecto directo del incremento de la tasa de impuesto de primera categoría introducido por la Ley N°20.780, deberán contabilizarse en el ejercicio respectivo contra patrimonio. En relación a los otros incrementos (decrementos) efectuados a la tasa impositiva legal, éstos corresponden a las diferencias permanentes del ejercicio, principalmente originadas por las utilidades devengadas en empresas filiales y relacionadas y al impuesto único de ENAP mencionado en el punto precedente. Los impuestos para las sociedades extranjeras se calculan según las tasas impositivas en las respectivas jurisdicciones. e) Resultados y tasas impositivas

GANANCIA (PÉRDIDA)

31.12.2014 Subtotal Total MUS$ MUS$

Resultados antes de impuestos Impuesto a la renta Impuesto a la renta Impuestos diferidos Impuestos pagados en el exterior

69.271

GANANCIA (PÉRDIDA) INTERÉS MINORITARIO RESULTADO CONTROLADOR

208.267

4.315 (1.399) 37.181 (31.467)

Resultado después de impuesto a la renta Impuesto especial, D.L. 2398 - Tasa 40% Impuesto a la renta (40%) Impuestos diferidos (40%)

31.12.2013 Subtotal Total MUS$ MUS$

(61.539) (10.813) (27.281) (23.445)

73.586

146.728

83.012 36.666 46.346

(12.727) (44.866) 32.139

156.598

134.001

1.661

1.583

154.937

132.418

36

ENAP Y FILIALES NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS A DICIEMBRE 2014

(En miles de dólares)

14. INVERSIONES CONTABILIZADAS UTILIZANDO EL MÉTODO DE LA PARTICIPACIÓN A continuación se presenta un detalle de las inversiones contabilizadas utilizando el método de la participación y los movimientos de éstas al 31 de diciembre de 2014 y 31 de diciembre de 2013: a) Detalle de las inversiones:

Sociedades A&C Pipeline Holding Biocomsa S.A. Compañía Latinoamericana Petrolera S.A. Empresa Nacional de Geotermia S.A. Forenergy S.A. Gasoducto del Pacífico (Chile) S.A. Gasoducto del Pacífico (Argentina) S.A. Gasoducto del Pacífico (Cayman) Ltd. Geotermica del Norte S.A. GNL Chile S.A. GNL Quintero S.A. Golfo Guayaquil Petroenap Cía. de E. Innergy Holding S.A. Norgas S.A. Oleoducto Trasandino (Argentina) S.A. Oleoducto Trasandino (Chile ) S.A. Petropower Energía Ltda. Sociedad Nacional de Oleoducto S.A.

País de Origen I.Cayman Chile Chile Chile Chile Chile Argentina I.Cayman Chile Chile Chile Ecuador Chile Chile Argentina Chile Chile Chile

Actividad Principal Inversión y financiamiento en general Producción de biomasas y su transformación en biocombustibles Exploración y explotación de petróleo, gas y derivados Exploración y explotación de energía geotérmica Producción y comercialización de biodiesel Transporte de gas natural Transporte de gas natural Inversión y financiamiento en general Exploración y explotación de energía geotérmica Almacenamiento, procesamiento y regasificacion de gas natural Puesta en marcha de terminal de regasificación de "GNL" Desarrollo de las actividades en cualquiera de las fases de la ind. petrolera Explotar y operar toda clase de redes de transporte de gas natural. Importación, exportación y compra de gas licuado de petróleo y su venta Construcción y explotación de un oleoducto trasandino Argentina-Chile Construcción y explotación de un oleoducto trasandino Argentina-Chile Generación de energía y procesamiento de combustibles. Transportar combustibles y sus derivados

Participación 2014 2013 % % 36,25 36,25 47,41 47,41 40,00 40,00 49,00 49,00 40,00 40,00 25,00 25,00 22,80 22,80 22,80 22,80 48,60 48,60 33,33 33,33 20,00 20,00 40,00 40,00 25,00 25,00 42,00 42,00 35,79 35,79 35,83 35,83 15,00 15,00 10,06 10,06

Moneda USD CLP CLP CLP CLP USD USD USD CLP USD USD USD USD CLP USD CLP USD USD

b) Movimiento de inversiones: Al 31 de diciembre de 2014

Sociedades A&C Pipeline Holding Biocomsa S.A. Compañía Latinoamericana Petrolera S.A. Empresa Nacional de Geotermia S.A. Forenergy S.A. Gasoducto del Pacífico (Chile) S.A. Gasoducto del Pacífico (Argentina) S.A. Gasoducto del Pacífico (Cayman) Ltda. Geotérmica del Norte S.A. GNL Chile S.A. GNL Quintero S.A. Golfo Guayaquil Petroenap Compañía de Economía Mixta Innergy Holding S.A. Norgas S.A. Oleoducto Trasandino (Argentina) S.A. Oleoducto Trasandino (Chile ) S.A. Petropower Energía Ltda. Sociedad Nacional de Oleoducto S.A. Totales

Saldo inicial 01.01.2014 MUS$

Adiciones MUS$

Participación en resultado MUS$ -

Dividendos MUS$

152 322 2.411 191 1 9.160 1 50.133 1.065 9.128

-

88 (2) (979)

-

3.888 552 (417) 1.929 6.216

(1.596) (13.915)

10 2.164 3.230 2.701 3.763 17.351 15.245

-

2.045 (150) (52) 308 1.710 3.549

(162) (653) (3.822) (3.327)

117.028

-

(23.475)

18.685

-

Diferencia conversión MUS$ -

Otros Incremento (Decremento) MUS$ -

Saldo final 31.12.2014 MUS$

(26) (1.355) 23.598

152 1 276 1.432 165 2.534 8.116 1 49.716 2.994 25.027

(423) (2.126)

344 (69) (3.684) (1.444)

10 4.553 2.426 2.649 3.418 11.555 11.897

(2.605)

17.289

126.922

(12) (44) -

(75) -

37

ENAP Y FILIALES NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS A DICIEMBRE 2014

(En miles de dólares) Al 31 de diciembre de 2013

Sociedades A&C Pipeline Holding Biocomsa S.A. Compañía Latinoamericana Petrolera S.A. Empresa Nacional de Geotermia S.A. Forenergy S.A. Gasoducto del Pacífico (Chile) S.A. Gasoducto del Pacífico (Argentina) S.A. Gasoducto del Pacífico (Cayman) Ltda. Geotérmica del Norte S.A. GNL Chile S.A. GNL Quintero S.A. Golfo Guayaquil Petroenap Compañía de Economía Mixta Innergy Holding S.A. Norgas S.A. Oleoducto Trasandino (Argentina) S.A. Oleoducto Trasandino (Chile ) S.A. Petropower Energía Ltda. Primax Holding S.A. Primax S.A. Sociedad Nacional de Oleoducto S.A. Sociedad Nacional Marítima S.A. Totales

Saldo inicial 01.01.2013 MUS$

Adiciones MUS$

152 125 351 3.988 278 1 8.882 1 51.441 787 1

194 -

10 411 3.952 2.722 3.922 22.845 12.073 91.582 16.663 3.142 223.329

Participación en resultado MUS$

Otros Incremento (Decremento) MUS$ (179) 143 1.190 (47) 5.565

Saldo final 31.12.2013 MUS$

-

2 (1.577) (445) (1.190) 278 (1.261) 278 9.915

(6.353)

-

1.753 170 (21) 183 4.779 14.851 3.885 (1.508)

(571) (355) (557) (3.701) -

(321) (17.498) (1.602) (53)

13 (9.716) (12.073) (88.935) (1.581)

10 2.164 3.230 2.701 3.763 17.351 15.245 -

248

30.092

(11.537)

(19.484)

(105.620)

117.028

54

-

Dividendos MUS$

Diferencia conversión MUS$

(31) 21 -

-

152 322 2.411 191 1 9.160 1 50.133 1.065 9.128

c) Información adicional de las inversiones contabilizadas utilizando el método de la participación. Valor Razonable Ninguna de las inversiones contabilizadas utilizando el método de la participación tiene precios de cotización públicos por lo que no se revela su valor razonable. Participaciones menores al 20% en Sociedad Nacional de Oleoductos S.A. y Petropower Energía Ltda. El Grupo ENAP ejerce influencia significativa en Sociedad Nacional de Oleoductos S.A. a pesar de tener una participación porcentual menor al 20%, debido a la existencia de transacciones de importancia relativa entre el inversor y la participada, además de participar en las decisiones comerciales y financieras. Igual situación se presenta en Petropower Energía Ltda. que siendo la participación menor al 20%, el Grupo ENAP posee influencia significativa sobre esta inversión, dado los contratos y acuerdos comerciales existentes. Inversiones en MUS$ 1 Las participaciones en Biocomsa S.A. y Gasoducto del Pacífico Cayman Ltda. se presentan a MUS$ 1 ya que a la fecha de cierre mantienen déficit de patrimonio.

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ENAP Y FILIALES NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS A DICIEMBRE 2014

(En miles de dólares)

Cambios y/o modificación de la participación en asociadas - En el ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2014, no se han realizado cambios o modificaciones en las participaciones. - En el ejercicio 2013 se realizaron los siguientes aportes de capital: En Biocomsa S.A, con fecha 10 de septiembre de 2013, el Grupo incrementó su participación accionaria a un 47,41% de participación, mediante aporte realizado por Enap Refinerías S.A. y la no concurrencia del resto de los socios a este aumento de capital. En Fornergy S.A. con fecha 31 de julio de 2013 se realizó un aporte de capital por MUS$194, correspondiente a 400 acciones, manteniendo la participación accionaria. Con fecha 15 de noviembre de 2013 se vendió Sociedad Nacional Marítima S.A. por un monto de MUS$18, generando una pérdida por venta de MUS$1.066. Con fecha 23 de diciembre de 2013 el Directorio de la matriz ENAP, perfeccionó una operación de venta con Romero Trading S.A. por la filial Manu Perú Holding S.A. y la participación indirecta de sus respectivas asociadas, 49% de Primax Holding S.A. y el 49% de Primax S.A.. La transacción concluyó por un valor de MUS$255.168, originando una ganancia de MUS$110.665, presentada en la Nota 32 Otras ganancias (pérdidas). d) Detalle de información financiera El resumen de los estados financieros de las sociedades coligadas con influencia significativa es el siguiente: Estado de situación financiera

Total activos corrientes Total activos no corrientes

31.12.2014 MUS$ 476.725 1.561.512

31.12.2013 MUS$ 530.605 1.697.506

31.12.2014 MUS$ Total pasivos corrientes Total pasivos no corrientes Patrimonio neto

Total activos Estado de resultados integrales

Total ingresos de actividades ordinarias y otros Total costos de ventas, gastos y otros Resultado del ejercicio

2.038.237 31.12.2014 MUS$

2.228.111

Total pasivos y patrimonio neto

31.12.2013 MUS$

299.621 1.215.877

394.086 1.340.039

522.739

493.986

2.038.237

2.228.111

31.12.2013 MUS$

1.347.409 (1.232.753)

1.552.141 (1.433.863)

114.656

118.278

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ENAP Y FILIALES NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS A DICIEMBRE 2014

(En miles de dólares)

15. PROPIEDADES, PLANTA Y EQUIPO A continuación se presentan los movimientos de los rubros de propiedades, planta y equipo al 31 de diciembre de 2014 y 31 de diciembre de 2013:

Año Actual

Terrenos MUS$

Edificios MUS$

Planta y Equipos MUS$

Instalaciones MUS$

Construcción en curso MUS$

Inversión en E&P MUS$

Otros MUS$

Total MUS$

Saldo inicial al 1 de enero de 2014 Adiciones Resultado por campañas exploratorias y pozos secos Castigos y deterioros Gasto por depreciación Estudios geológicos y costos no absorbidos Transferencias Otros incrementos (decrementos) Cambios, total

230.342 -

13.032 59 (1.409) (1.350)

1.291.790 33.722 (315) (185.388) 62.403 (89.578)

50.200 1.763 (5.600) 3.954 117

117.997 64.603 (222) (38.817) 25.564

750.112 399.823 (13.072) (168.490) (7.107) (3.815) (13.357) 193.982

183.781 25.294 (148) (11.677) (23.725) (2.567) (12.823)

2.637.254 525.264 (13.072) (685) (372.564) (7.107) (15.924) 115.912

Saldo final al 31 de diciembre de 2014

230.342

11.682

1.202.212

50.317

143.561

944.094

170.958

2.753.166

Construcción en curso MUS$

Inversión en E&P MUS$

Otros MUS$

Total MUS$

Año Anterior

Terrenos MUS$

Edificios MUS$

Planta y Equipos MUS$

Instalaciones MUS$

Saldo inicial al 1 de enero de 2013 Adiciones Abandono de pozos exploratorios Castigos y deterioros Gasto por depreciación Estudios geológicos y costos no absorbidos Transferencias Otros incrementos (decrementos) Cambios, total

228.810 1.531 1 1.532

13.782 701 (1.451) (750)

1.196.511 86.301 (378) (175.112) 185.046 (578) 95.279

28.019 6.319 (3.637) 19.499 22.181

267.266 40.249 (189.518) (149.269)

710.218 264.498 (52.606) (1.656) (142.705) (23.253) (4.384) 39.894

167.189 56.942 (8.388) (15.028) (16.934) 16.592

2.611.795 456.541 (52.606) (2.034) (331.293) (23.253) (21.896) 25.459

Saldo final al 31 de diciembre de 2013

230.342

13.032

1.291.790

50.200

117.997

750.112

183.781

2.637.254

A continuación se presentan los saldos del rubro al 31 de diciembre de 2014 y 31 de diciembre de 2013:

Propiedades, Planta y Equipo, Bruto Terrenos Edificios Planta y equipos Instalaciones Construcción en curso Inversiones en E&P (Exploración y Producción) Otros Totales

31.12.2014 MUS$ 230.342 68.144 2.891.375 113.766 143.561 3.921.230 276.898

31.12.2013 MUS$ 230.342 68.085 2.795.565 108.049 117.997 3.558.759 278.561

7.645.316

7.157.358

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ENAP Y FILIALES NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS A DICIEMBRE 2014

(En miles de dólares)

Propiedades, Planta y Equipo, Depreciación Acumulada Edificios Planta y equipos Instalaciones Inversiones en E&P (Exploración y Producción) Otros Totales

Propiedades, Planta y Equipo, Neto Terrenos Edificios Planta y equipos Instalaciones Construcción en curso Inversiones en E&P (Exploración y Producción) Otros Totales

31.12.2014 MUS$ 56.462 1.689.163 63.449 2.977.137 105.939

31.12.2013 MUS$ 55.053 1.503.775 57.849 2.808.647 94.780

4.892.150

4.520.104

31.12.2014 MUS$ 230.342 11.682 1.202.212 50.317 143.561 944.093 170.959

31.12.2013 MUS$ 230.342 13.032 1.291.790 50.200 117.997 750.112 183.781

2.753.166

2.637.254

No existen bienes correspondientes al activo fijo entregados en garantía, ya sea hipotecas o prendas. Información adicional a) Construcción en curso: Las construcciones en curso al 31 de diciembre de 2014 corresponden a obras de

adecuación de planta para refinación de crudos pesados en refinería Biobío, paro de Plantas en Refinerías de Aconcagua y Biobío, además de mantención de estanques y ductos, principalmente. b) Activos en leasing: En el rubro Otros de Propiedades, Planta y Equipo se incluyen los siguientes activos adquiridos bajo la modalidad de leasing financiero: Oficinas corporativas adquiridas mediante un contrato de leasing con opción de compra con el Banco Santander (Chile), el valor neto asciende a MUS$ 13.418 al 31 de diciembre de 2014 y MUS$ 13.741 al 31 de diciembre de 2013. Este contrato tiene vencimientos mensuales y finaliza en agosto de 2018. c) Costos de desmantelamiento, retiro o rehabilitación: El Grupo ENAP como parte de sus costos de activo fijo mantiene activado gastos de desmantelamiento de plataformas y campos petroleros, por un monto neto al 31 de diciembre de 2014 de MUS$ 27.041 y al 31 de diciembre de 2013 de MUS$ 23.181. d) Capitalización de intereses: El Grupo ENAP durante el ejercicio 2014 no ha activado intereses; durante el ejercicio 2013 fueron capitalizados MUS$738 asociados a varios proyectos, con una tasa de interés aplicada de 3,56%.

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ENAP Y FILIALES NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS A DICIEMBRE 2014

(En miles de dólares)

e) Seguros: El Grupo ENAP tiene formalizadas pólizas de seguros para cubrir los posibles riesgos a que están sujetos los diversos elementos de propiedad, planta y equipo, así como las posibles reclamaciones que se le puedan presentar por el ejercicio de su actividad, dichas pólizas cubren de manera suficiente los riesgos a los que están sometidos. Adicionalmente, está cubierta la pérdida de beneficios que podría ocurrir como consecuencia de una paralización. f) Costo por depreciación : El cargo a resultados por concepto de depreciación del ejercicio incluido en los costos de explotación, distribución y gastos de administración es el siguiente: 31.12.2014 MUS$

31.12.2013 MUS$

En costos de venta En costos de distribución En gastos de administración

365.537 4.953

2.074

326.205 2.441 2.647

Totales

372.564

331.293

Inversiones en exploración y producción El detalle de las inversiones en exploración y producción a través de la filial Enap Sipetrol S.A., al 31 de diciembre de 2014 y 31 de diciembre de 2013, es el siguiente:

Operaciones Conjuntos

Porcentaje de participación 31.12.2014 31.12.2013 MUS$ MUS$

Inversión neta antes de deterioro operaciones conjuntos 31.12.2014 31.12.2013 MUS$ MUS$

Menos: pérdidas por deterioro 31.12.2014 31.12.2013 MUS$ MUS$

Inversión neta operaciones conjuntos 31.12.2014 31.12.2013 MUS$ MUS$

a. Explotación Área Magallanes (*) Campamento Central Cañadón Perdido (*) Cam 2A Sur (*) East Rast Qattara (*)

50,00 50,00 50,00 50,50

50,00 50,00 50,00 50,50

186.027 93.487 106 30.283

79.146 88.658 130 27.061

-

-

b. Exploración Bloque 2 - Rommana (*) Bloque 8 - Sidi Abd El Rahman (*) Bloque Mehr (*)

40,00 30,00 33,00

40,00 30,00 33,00

8.668 27.262

8.447 27.262

8.447 27.262

8.447 27.262

221 -

345.833

230.704

35.709

35.709

310.124

Totales

Otros Negocios

Pampa el Castillo (*) Paraíso, Biguno, Huachito (*) Mauro Dávalos Cordero (*) Intracampos (*) Totales

Inversión neta antes de deterioro otros negocios 31.12.2014 31.12.2013 MUS$ MUS$

Menos: Pérdidas por deterioro 31.12.2014 31.12.2013 MUS$ MUS$

186.027 93.487 106 30.283

79.146 88.658 130 27.061 194.995

Inversión neta otros negocios 31.12.2014 31.12.2013 MUS$ MUS$

98.667 36.799 73.936 16.840

143.669 27.694 89.623 4.061

-

-

98.667 36.799 73.936 16.840

143.669 27.694 89.623 4.061

226.242

265.047

-

-

226.242

265.047

Adicionalmente existen MUS$ 391.452 al 31 de diciembre de 2014 y MUS$ 290.334 al 31 de diciembre de 2013, por concepto de inversiones netas en exploración y producción realizada por ENAP en la región de Magallanes y que comprenden los sectores geográficos denominados Costa Afuera, Continente e Isla. (*) La explicación y estado de cada uno de los proyectos se encuentra en Nota 17 y 18.

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(En miles de dólares)

16. PÉRDIDAS POR DETERIORO Y PROVISIONES i)

Deterioro Activos

Al 31 de diciembre de 2014 y durante el ejercicio 2013, y la Empresa no ha reconocido deterioro de activos. ii) Provisión Bloque Mehr En el rubro Inversiones en Exploración y Producción se presenta un decremento relacionado con el bloque Mehr. OMV como operador del bloque Mehr, en representación del consorcio conformado con Repsol y Enap Sipetrol S.A. a través de su filial Sipetrol Internacional S.A., entregó con fecha 24 de enero de 2009, una carta dirigida al Director de Exploración de National Iranian Oil Company (NIOC), informando que se ha tomado la decisión unánime de no continuar con las negociaciones relativas al desarrollo del yacimiento Band-e-Karkheh. Esta decisión se debe a que no ha sido posible establecer un acuerdo con NIOC respecto al Plan de Desarrollo necesario para la explotación de este descubrimiento realizado por el consorcio. Considerando que se ha dado cumplimiento a las obligaciones contractuales, se comunicó a NIOC la activación de la cláusula que da derecho a recuperar los gastos de exploración y a la tarifa de servicio (Remuneration Fee), conforme a los términos establecidos en el Contrato de Servicios de Exploración suscrito entre el consorcio y NIOC. No obstante lo señalado en el párrafo anterior, y tomando en cuenta el juicio y estimaciones de la administración, la filial Sipetrol International S.A., constituyó en diciembre del 2008 una provisión por el valor de la inversión neta que asciende a MUS$ 27.262, la cual se presenta neta con el monto de la inversión. Con fecha 21 de octubre de 2010, la NIOC informa al operador del bloque (OMV), la aceptación de los gastos exploratorios incurridos por el Consorcio. Actualmente el Consorcio se encuentra gestionando ante la NIOC la devolución de los gastos exploratorios invertidos, así como el pago de una tarifa por los servicios de exploración. iii) Abandono de pozos secos exploratorios sin reservas comercialmente explotables En el rubro Inversiones en Exploración y Producción de propiedades, planta y equipo se presentan las disminuciones por abandono de pozos secos exploratorios sin reservas comercialmente explotables, según el siguiente detalle:

01.01.2014 31.12.2014 MUS$

01.01.2013 31.12.2013 MUS$

Resultado por campañas exploratorias y pozos secos

13.072

52.606

Totales

13.072

52.606

Las partidas señaladas se incluyen en el estado de resultados en el rubro “Otros gastos por función”.

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(En miles de dólares)

17. PARTICIPACIONES EN OPERACIONES CONJUNTOS A continuación se detallan las principales operaciones de explotación y exploración, controladas conjuntamente a través de las cuales se obtienen ingresos e incurren en gastos. a) Explotación (a) Área Magallanes Con fecha 4 de enero de 1991, Sociedad Internacional Petrolera S.A. (luego de varias transformaciones, hoy Enap Sipetrol Argentina S.A.) y Yacimientos Petrolíferos Fiscales Sociedad del Estado (luego de varias transformaciones, hoy YPF 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 esta concesión, es responsable de ejecutar todas las operaciones y actividades en esta área. Con fecha 17 de noviembre de 2014, la Empresa, representada por su Gerente General y el presidente y CEO de YPF, firmaron un acuerdo para extender la Unión Transitoria de Empresas (UTE), que ambas compañías comparten en partes iguales en el Área Magallanes, en el sur de Argentina. Este acuerdo, permite extender el plazo de amortización de las reservas probadas. (b) Campamento Central - Cañadón Perdido En diciembre de 2000, Enap Sipetrol S.A. (luego Enap Sipetrol Argentina 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 Nº 24.145 y sus normas complementarias y reglamentarias, siendo YPF S.A. quien realiza las labores de operador de esta concesión. Con fecha 17 de noviembre de 2014, YPF S.A. y Enap Sipetrol Argentina S.A. firmaron un acuerdo de prorroga hasta el año 2042. (c) Cam 2A Sur En decisión administrativa Nº 14 del 29 de enero de 1999, se adjudicó en favor de YPF y Enap Sipetrol Argentina S.A. el Permiso de Exploración sobre el Área “Cuenca Austral Marina 2/A SUR” (CAM 2/A SUR). Con fecha 7 de octubre de 2002, Enap Sipetrol Argentina S.A. (Operador) e YPF S.A. celebraron un Acuerdo de Unión Transitoria de Empresas (UTE), ubicada en la Provincia de Tierra del Fuego. La concesión de explotación tiene un plazo de 25 años (vencimiento 2028), el cual puede ser extendido por un plazo adicional de 10 años. (d) East Rast Qattara En el marco del proceso de licitación para el año 2002, abierto por la Compañía General Petrolera Egipcia (EGPC) para presentar ofertas para 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 Ras Qattara. El contrato se firmó el 30 de marzo de 2004 ante el Ministerio de petróleo egipcio, con una participación de Sipetrol International S.A., sucursal Egipto, del 50,5% (Operador) y de Oil Search Ltd., 49,5%.

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(En miles de dólares)

En Diciembre de 2007, se dio inicio a la etapa de explotación y en Agosto de 2008 la empresa Australiana Oil Search Limited materializó la venta de la totalidad de su participación a Kuwait Energy Company. b) Exploración (a) E2 (Ex CAM 3 y CAM 1) El Área 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. Enap Sipetrol Argentina S.A. e 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 que las exploraciones fueran exitosas. Durante el mes de octubre de 2005 la Sociedad recibió una comunicación de la Secretaría de Energía, mediante la cual informa a Enap Sipetrol Argentina S.A. que el área de explotación CAM-1 sería registrada a nombre de ENARSA (empresa propiedad del Estado Nacional). Esto último sustentado en el hecho que el área había sido adjudicada a Enap Sipetrol Argentina S.A. e YPF S.A. durante el año 2003 por la Secretaría de Energía, pero que se encontraba pendiente la decisión administrativa del Poder Ejecutivo Nacional que la aprobará. 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 acordaron suscribir un contrato de UTE, cuya participación de cada uno es de un 33,33%. 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. Las partes suscribieron con fecha 31 de marzo de 2008, el 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 Energía Argentina S.A. (ENARSA) en su calidad de socios y coparticipes en la exploración y explotación del área E2. Dicho contrato de Unión Transitoria de Empresas fue inscrito con fecha 17 de abril de 2008 ante la Inspección General de Justicia bajo el N°63, Libro 2 de Contratos de Colaboración de Empresas. El permiso de exploración finaliza su tercer período en el 2018, que puede ser extendido por un plazo adicional de 5 años. (b) Bloque Mehr - Iran En el año 2001, Enap Sipetrol S.A., a través de su filial Sipetrol International S.A., adquirió el 33% de participación en el Contrato de Servicios de Exploración del Bloque Mehr ubicado en Irán, en sociedad con las empresas Repsol YPF y OMV, siendo esta última su operadora.

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(En miles de dólares)

Con fecha 30 de junio de 2007, la National Iranian Oil Company (NIOC) declaró la comercialidad de un descubrimiento efectuado en el Bloque denominado Band-e-Karkheh, lo que dio inicio a la negociación del plan de desarrollo y contrato respectivo. En diciembre de 2008, al no ser económicamente viable para las empresas los términos y condiciones del plan de desarrollo negociadas con la NIOC, se decidió unánimemente no continuar con la etapa de desarrollo del descubrimiento pero reservándose el derecho a exigir reembolso de los gastos incurridos en la etapa de exploración más una tarifa por los servicios, conforme lo establece el contrato de servicios de exploración. Tal como se señala en Nota 16. ii), la inversión en Bloque Mehr se mantiene con una provisión de un 100%. A continuación se detallan los activos y pasivos de cada uno de las operaciones conjuntas:

Operaciones conjuntos

Activos corrientes en operaciones conjuntos 31.12.2014 31.12.2013 MUS$ MUS$

Activos no corrientes en operaciones conjuntos 31.12.2014 31.12.2013 MUS$ MUS$

Pasivos corrientes en operaciones conjuntos 31.12.2014 31.12.2013 MUS$ MUS$

Pasivos no corrientes en operaciones conjuntos 31.12.2014 31.12.2013 MUS$ MUS$

a. Explotación Área Magallanes (a) Campamento Central Cañadón Perdido (b) Cam 2A Sur (c) East Rast Qattara (d)

32.204 19.036 138 42.983

15.866 29.341 277 71.862

189.369 96.542 241 28.834

80.232 90.334 189 29.054

47.838 34.776 1.921 6.873

26.375 35.434 1.826 30.696

105.649 27.049 8.581 -

20.870 37.397 8.532 -

-29 129 -

-75 226 -

- 9 221 -

- 8 238 -

558 109 234 -

1.082 209 235 -

-31 -

-37 26.229 -

94.519

117.647

315.216

200.055

92.309

95.857

141.310

93.065

b. Exploración E2 Invernada (ex CAM3(b) y CAM1) (a) La Bloque 2 - Rommana Bloque 8 - Sidi Abd El Rahman Bloque Mehr (b) Totales

A continuación se detallan los ingresos ordinarios, costos de venta y resultados de cada uno de los operaciones conjuntos. Operaciones conjuntas

Ingresos ordinarios 31.12.2014 31.12.2013 MUS$ MUS$

Gastos ordinarios 31.12.2014 31.12.2013 MUS$ MUS$

Resultado 31.12.2014 31.12.2013 MUS$ MUS$

a. Explotación Área Magallanes (a) Campamento Central Cañadón Perdido (b) Cam 2A Sur (c) East Rast Qattara (d)

128.025 91.828 310 129.342

120.600 93.660 119.032

-

-

349.505

333.292

71.985 69.572 2.532 28.735

82.231 48.425 6.829 25.222

28.903 10.201 (987) 95.153

13.206 26.153 (5.898) 91.002

164 (1) -

103 2 -

(91) (9) -

(102) (2) -

172.987

162.812

133.170

b. Exploración E2 (ex CAM3 y CAM1) (a) Bloque 2 - Rommana Bloque 8 - Sidi Abd El Rahman Bloque Mehr (b) Totales

124.359

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c) Acuerdos de operación conjunta de ENAP en Chile: Bloque Dorado Riquelme: Con fecha 26 de agosto de 2009, entró en vigencia el Contrato Especial de Operación (CEOP) para la exploración y explotación de yacimiento de hidrocarburos denominado “Bloque Dorado Riquelme”, suscrito entre el Estado de Chile, Methanex Chile S.A. y la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP). Asimismo, en mayo del mismo año entró en vigencia el Joint Operating Agreement (JOA) entre las partes para la operación del Bloque Dorado Riquelme, con una participación del 50% para Methanex Chile S.A. y un 50% para ENAP siendo este último el Operador. Durante los meses de enero y febrero de 2014 se realizó el fracturamiento hidráulico para los pozos Dorado ZG-1 y Palenque Oeste ZG-1 y el pozo Dorado Sur 12. Entre los meses de marzo y junio del año 2014 se realizan pruebas de producción de los pozos Dorado ZG-1, Palenque Oeste ZG-1 y el pozo Dorado Sur 12. En el mes de junio se perforó el pozo Dorado 5, resultando productor de gas. No se ha fracturado el pozo Palenque Norte 12 por problemas mecánicos en el pozo. Se continúa con prueba de pozos Dorado ZG-1, Palenque Oeste ZG-1, Dorado Sur 12 y Dorado 5. En comité de coordinación realizado el día 23 de julio, se decidió no continuar con la Fase de Exploración, continuando sólo con la Fase de Explotación del bloque. Al 31 de diciembre de 2014, la inversión neta acumulada en el Bloque Dorado Riquelme alcanzó los US$ 233 millones y producción acumulada de 783 millones de metros cúbicos de gas.

Bloque Lenga Con fecha 28 de julio de 2008, entró en vigencia el Contrato Especial de Operación (CEOP) para la exploración y explotación de yacimientos de hidrocarburos denominado “Bloque Lenga”, suscrito entre el Estado de Chile, Apache Chile Energía SpA y la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP). Posteriormente, con fecha 15 de junio de 2009 se suscribió el Joint Operating Agreement (JOA) entre las partes para la operación del Bloque Lenga, con una participación del 50% para ENAP y un 50% para Apache Chile Energía SpA, siendo este último designado operador del Bloque. A fines del segundo semestre de 2011, Apache Chile Energía SpA, determinó transferir su interés de participación en el CEOP Bloque Lenga a Methanex, y la transferencia del rol de Operador en el CEOP del Bloque Lenga, por parte de Apache Chile Energía SpA a ENAP, fueron aprobados por el Ministerio de Energía y por la Contraloría General de la República de Chile. Con la información resultante de los estudios realizados para investigar el potencial de gases no convencionales en el Bloque, Methanex y ENAP tomaron la decisión de no pasar al segundo Período Exploratorio. El Ministerio de Energía aprobó un Área de Protección Provisional de 100 Km2 en torno a estos pozos. Se continúa con los estudios tendientes a medir potencialidad productiva en niveles de Springhill, como así también definir la conveniencia de realizar fracturas hidráulicas en otros niveles no convencionales que potencialmente puedan contener hidrocarburos. El 31 de enero de 2014 se recibió carta de METHANEX en que comunica la decisión de retirarse del JOA, se elabora Minuta para solicitar autorización al Comité de Negocios y Recursos para comunicar a Methanex y al Ministerio de Energía el retiro de ENAP del CEOP Bloque Lenga bajo los términos dispuestos en el Artículo 13 del JOA. El día 24 de noviembre de 2014 se envió carta al Sr Ministro de Energía comunicando la decisión del contratista de terminar el contrato con el Estado y devolver el área de explotación.

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Bloque Coirón Con fecha 28 de julio de 2008, entró en vigencia el Contrato Especial de Operación (CEOP) para la exploración y explotación de yacimiento de hidrocarburos denominado “Bloque Coirón” suscrito entre el Estado de Chile en calidad de mandante, y la contratista conformada por Pan American Energy Chile Limitada (PAE) y la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP). Posteriormente, con fecha 10 de noviembre de 2008 PAE y ENAP suscribieron el Joint Operating Agreement (JOA) para la operación del Bloque, ambas con 50% de participación, instrumento mediante el cual PAE fue designada Operador del Bloque Coirón. Vigencia y evolución del CEOP Bloque Coirón: El CEOP Bloque Coirón comprende un plazo máximo de 35 años, contados a partir de la fecha de su entrada en vigencia, y consta de una Etapa Exploratoria de tres períodos exploratorios de 36, 24 y 24 meses, y de una Etapa de Explotación. El primer período exploratorio de 36 meses, el cual tuvo 3 prórrogas de 6, 3 y 3 meses, finalizó con fecha 28 de Julio de 2012. A su término, PAE y ENAP comunicaron al Ministerio de Energía su decisión de no pasar al segundo período exploratorio y de devolver al Estado de Chile la parte del área del Bloque Coirón prevista en el CEOP, manteniendo sólo las áreas de explotación. Consecuentemente, a partir del 28 de Julio de 2012, las actividades en el CEOP Bloque Coirón han correspondido exclusivamente a actividades de desarrollo-explotación. Financiamiento de Proyectos en el Bloque Coirón: El desarrollo de proyectos de exploración, el cual comprendió el registro de información sísmica 3D y la perforación de pozos exploratorios en el Bloque Coirón, conforme a un plan mínimo establecido en el CEOP para la Etapa Exploratoria, fue efectuado a entero costo de PAE (ENAP en carry), en tanto que el desarrollo de proyectos de explotación ha sido financiado en partes iguales por PAE y ENAP. Desarrollo de Proyectos de Explotación en el Bloque Coirón: Al presente, PAE y ENAP interpretan la información sísmica 3D y evalúan la posibilidad de efectuar trabajos y ensayos en pozos preexistentes. Esto, con el objeto de contar con mayores antecedentes para incrementar los resultados productivos del Proyecto de Explotación Petrolera en el sector Los Cerros y para evaluar la factibilidad de desarrollar dos nuevos proyectos gasíferos: (a) Fase II-A del proyecto de explotación gasífera en el sector Los CerrosEl Fierro y, (b) Explotación gasífera del sector Dinamarquero respecto del cual existen compromisos contractuales (CEOP) asociados a su Declaración de Comercialidad (24 de julio de 2012), los cuales suponen devolución de área en caso de no efectuar su explotación antes del 24de julio de 2015. Roles de ENAP: En forma adicional a su rol de socio, ENAP ha cumplido los siguientes roles en el Bloque Coirón: (I) Prestador de Servicios a PAE en las etapas de: (a) exploración, (b) desarrollo y (c) operación. Esto, sobre la base que la opción de prestación de servicios por alguna de las partes está convenida en el Joint Operation Agreement (JOA) suscrito por PAE y ENAP, y que la explotación aludida se trata de una Operación Conjunta. (II) Comprador de Productos: En el caso del gas, tras la licitación del gas procedente del desarrollo de un Proyecto Piloto: FASE I del Proyecto de explotación gasífera en el sector Los Cerros-El Fierro, y sobre la base de una instrucción del Ministerio de Energía, ENAP ejerció el derecho de readquisición del Estado de Chile contemplado en el CEOP, suscribiendo para ello un contrato de compraventa de gas con PAE, actualmente vigente. En el caso del petróleo, cuya producción ha sido marginal, ENAP ha efectuado compras “spot” a PAE, conforme a las disposiciones del Ministerio de Energía. La Inversión en Desarrollo de Proyectos de Explotación efectuada por ENAP, al 31 de diciembre de 2014, es de US$ 29,8 millones.

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(En miles de dólares)

Bloque Caupolicán Con fecha 28 de abril de 2009 entró en vigencia el Contrato Especial de Operación (CEOP) para la exploración y explotación de yacimiento de hidrocarburos denominado “Bloque Caupolicán”, suscrito entre el Estado de Chile, PetroMagallanes Operaciones Limitada (Operador) y la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP). En el mes de marzo de 2012, se formalizó ante el Ministerio de Energía la incorporación al CEOP de la empresa Methanex Chile S.A. con un 20% de participación. Durante 2014 se han realizado las siguientes operaciones del compromiso con el Estado: a) Perforación del pozo Rio del Oro SurOeste-1 con una profundidad de 3293 m, encontrándose en la actualidad en la fase de evaluación de productividad; b) Se realizó 187 km2 de sísmica 3D en sector de China Creek y a la fecha se realiza la etapa de Procesamiento e Interpretación de ésta; c) Se terminaron las obras de construcción de la locación para el pozo Caupolicán 2 a perforarse durante los primeros meses de 2015; d) Se dan inicio a las tareas de Topografía en el sector de Clarencia para complementar la sísmica 3D comprometida en el WP&B mínimo con el Estado. A la fecha la inversión de ENAP para este 2° periodo exploratorio es de US$6,1 millones, correspondiente al 36% de la inversión total del JV. Para el primer periodo exploratorio, el aporte de ENAP suma un total de US$11,5 millones. Bloque Flamenco Con fecha 7 de noviembre de 2012 entró en vigencia el Contrato Especial de Operación (CEOP) para la exploración y explotación de yacimiento de hidrocarburos denominado Bloque Flamenco, suscrito por el Estado de Chile, Geopark TdF (Operador) y la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP), ambas con una participación del 50%. Posteriormente, con fecha 3 de diciembre de 2012 se suscribió el Joint Operating Agreement (JOA) entre las partes para la operación del Bloque. Durante el 2014 se perforaron 6 pozos exploratorios: Tenca x-1, Tagua x-1, Kaum x-1, Chirihue x-1, Cupanaca x-1, Kosphy x-1, en los cuales también se realizó la Terminación de Producción y actualmente se encuentran en proceso de evaluación. Además, se pusieron en producción definitiva los pozos Chercán X-1 (gas), Omeling X-1(petróleo) y Tenca X-1. También durante este periodo se perforaron los pozos de desarrollo Chercán 2 y Tenca 3, realizando la terminación del primero y quedando pendiente a futuro el segundo. Además se efectuó el WO de Flamenco 28 y la reintervención del pozo existente Bandurria 12. El programa de trabajo 2014, se encuentra terminado en lo que respecta a los compromisos mínimos del Primer Periodo de Exploración, pero además contempló: la perforación de otros 4 pozos de desarrollo, y que a la fecha se han realizado 2: Chercan 2 y Tenca 3, más la reintervención de 2 pozos existentes –Bandurria 12 y Flamenco 28, y la puesta en producción de los pozos exploratorios que, post evaluación, resultaron preliminarmente exitoso, y en la que ENAP –de acuerdo a Exhibit H- debió aportar con el 50% de los gastos de terminación: Chirihue x-1, Tenca x-1, Chercan x-1 y x-2, Omeling x-1. La inversión de ENAP en esta fase es de US$ 9,1 millones al 31 de diciembre de 2014.

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(En miles de dólares)

Bloque Isla Norte Con fecha 7 de noviembre de 2012 entró en vigencia el Contrato Especial de Operación (CEOP) para la exploración y explotación de yacimiento de hidrocarburos denominado Bloque Isla Norte, suscrito por el Estado de Chile, Geopark TdF (Operador) con una participación del 60% y la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) con una participación del 40%. Posteriormente, con fecha 3 de diciembre de 2012 se suscribió el Joint Operating Agreement (JOA) entre las partes para la operación del Bloque. Con esa fecha se da inicio al primer período Exploratorio que tiene una duración de tres años y cuyos compromisos son registrar e interpretar 350 Km2 de Sísmica 3D; reprocesar 350 Km2 de sísmica 2D existente; perforar 2 pozos de exploración de hasta 2.300 metros y perforar 1 pozo de exploración de hasta 1.300 metros. Después de este primer período exploratorio existen dos períodos más de 2 años cada uno para llegar a pactar un contrato por 25 años como máximo. Durante el primer semestre de 2014, el operador terminó de registrar la Sísmica 3D y trabaja en la reinterpretación de la Sísmica 2D pre-existente. Además inició la perforación del primer pozo exploratorio denominado Pantano Oeste X-1, resultando pozo productor luego de su Fracturamiento Hidráulico. Además el programa de trabajo 2014 contempla la reintervención de un pozo existente el cual se postergó para el 2015. La inversión de ENAP en esta fase es de US$ 0,8 millones al 31 de diciembre de 2014 Bloque Campanario Con fecha 9 de enero de 2013 entró en vigencia el Contrato Especial de Operación (CEOP) para la exploración y explotación de yacimiento de hidrocarburos denominado Bloque Isla Norte, suscrito por el Estado de Chile, Geopark TdF (Operador) con una participación del 50% y la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) con una participación del 50%. Con esta fecha se da inicio al primer período Exploratorio que tiene una duración de tres años y cuyos compromisos son: Registrar e interpretar 578 Km2 de Sísmica 3D; perforar 6 pozos de exploración de hasta 2.400 metros y perforar 2 pozos de exploración de hasta 1.800 metros. Después de este primer período exploratorio existen dos períodos más de 2 años cada uno para llegar a pactar un contrato por 25 años como máximo. Durante el 2014, se perforaron los pozos exploratorios: Primavera Sur x-1, Keternen x-1; Tanu x-1, Aneki x-1 y Bellavista Sur x-1; y el pozo de desarrollo Primavera Sur 2 más la reintervención o WO del pozo Chillan 15. El programa de trabajo 2014 contemplaba, la perforación de 4 pozos exploratorios, más 2 de desarrollo, y la reintervención de un pozo existente. La inversión de ENAP en esta fase es de US$ 2,9 millones al 31 de diciembre de 2014.

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(En miles de dólares)

Bloque San Sebastián Con fecha 4 de enero de 2013 entró en vigencia el Contrato Especial de Operación (CEOP) para la exploración y explotación de yacimiento de hidrocarburos denominado Bloque San Sebastián, suscrito por el Estado de Chile, YPF Tierra del Fuego (Operador) con una participación del 40%, Wintershall con una participación del 10% y la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) con una participación del 50%. El Joint Operating Agreement (JOA) entre las partes para la operación del Bloque, se encuentra en trámite de firma. Con esta fecha se da inicio al primer período Exploratorio que tiene una duración de tres años y cuyos compromisos son: Registrar e interpretar 400 Km2 de Sísmica 3D; perforar 2 pozos de exploración de hasta 1.600 metros; perforar 1 pozo de exploración de hasta 2.300 metros y perforar 2 pozos de exploración de hasta 2.350 metros. Después de este primer período exploratorio existen dos períodos más de 2 años cada uno para llegar a pactar un contrato por 25 años como máximo. A principios del mes de Marzo finalizó el proceso de registración sísmica en el bloque. Se trabajó en el procesamiento de la sísmica en centro de proceso CDP de YPF en Buenos Aires. A la fecha se han identificado dos prospectos a perforar: Cisne Sur x-1 y Gaviota Sur x-1. Preliminarmente, YPF presentó en ultimo TCM, 5 posibles ubicaciones a perforar, las cuales están en proceso de revisión por Equipo Especialistas de G&G de ENAP. Durante el último trimestre de 2014 se realizaron las gestiones para la contratación del servicio de perforación y sus servicios complementarios, previéndose el inicio de la perforación para la primera quincena de enero de 2015. En este CEOP, ENAP va en un 100% en “Carry”. Bloque Marazzi – Lago Mercedes Con fecha 7 de enero de 2013 entró en vigencia el Contrato Especial de Operación (CEOP) para la exploración y explotación de yacimiento de hidrocarburos denominado Bloque San Sebastián, suscrito por el Estado de Chile, YPF Tierra del Fuego (Operador) con una participación del 50% y la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) con una participación del 50%. El Joint Operating Agreement (JOA) entre las partes para la operación del Bloque, se encuentra en trámite de firma. Con esta fecha se da inicio al primer período Exploratorio que tiene una duración de tres años y cuyos compromisos son: Registrar e interpretar 272 Km2 de Sísmica 3D y perforar 1 pozo de exploración de hasta 3.500 metros. Después de este primer período exploratorio existen dos períodos más de 2 años cada uno para llegar a pactar un contrato por 25 años como máximo. A mediados de mes de Mayo finalizó el proceso de registración sísmica en el bloque Marazzi, actualmente se trabaja en el procesamiento de la información. El JV acuerda la perforación del pozo exploratorio Loica x-1, de 3.650 mts. y con objetivo Springhill, pozo a perforarse después de los 2 pozos programados en Bloque San Sebastián.

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18. OTROS NEGOCIOS A continuación se detallan las principales operaciones para las actividades de explotación. a) Pampa del Castillo - La Guitarra 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 hidrocarburíferas denominada Pampa del Castillo - La Guitarra, localizada en la provincia de Chubut, Argentina. La concesión de explotación tiene un plazo de 25 años (vencimiento 2016), el cual puede ser extendido por un plazo adicional de 10 años. b) Paraíso, Biguno, Huachito y Mauro Dávalos Cordero e Intracampos Con fecha 7 de octubre de 2002, se firmó un contrato de prestación de servicios 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 MUS$ 90.000, 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 8 de agosto de 2006, se suscribió un contrato modificatorio al contrato del campo MDC, celebrado con PETROECUADOR, mediante el cual SIPEC se comprometió a ampliar el programa de inversiones que contempla la perforación de 7 pozos y ampliar las instalaciones de producción. Con estos nuevos pozos se certificarán reservas adicionales que permitirán incrementar las reservas actuales de 31,6 a 57,0 millones de barriles de petróleo crudo. Los referidos contratos establecieron que Enap Sipetrol S.A. podía explotar un máximo de 57 millones de barriles en MDC y 20.1 millones de barriles en PBH. Con fecha 27 de julio de 2010 se promulgó en Ecuador, la Ley Reformatoria a la Ley de Hidrocarburos y a la Ley de Régimen Tributario Interno, en la que en su Disposición Transitoria Primera se establece que los contratos existentes, incluidos MDC y PBH deben modificarse y adoptar el modelo reformado de prestación de servicios para exploración y explotación de hidrocarburos, contemplado en el Art. 16 de la Ley de Hidrocarburos en un plazo de 180 días. Siguiendo lo dispuesto en la Disposición Transitoria Primera, antes citada, Enap Sipetrol S.A. inició un proceso de renegociación de los contratos de MDC y PBH que culminó el 23 de Noviembre de 2010 con la suscripción de 2 Contratos Modificatorios a los Contratos de Prestación de Servicio para la Exploración y Explotación de Hidrocarburos (Petróleo Crudo) en los Bloques Mauro Dávalos Cordero (MDC) y Paraíso, Biguno, Huachito e Intracampos (PBHI) de la Región Amazónica Ecuatoriana. De conformidad con las disposiciones legales vigentes, dichos Contratos Modificatorios fueron inscritos en la Secretaría de Hidrocarburos con fecha 15 de diciembre de 2010 y la fecha en que dicha modificación contractual entró en vigencia es el 1 de enero de 2011. Por consiguiente los términos contractuales de los contratos suscritos el 7 de octubre de 2002 tiene vigencia hasta el 2010 y los términos contractuales de los Contratos Modificatorios rigen a partir del 1 de enero de 2011.

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(En miles de dólares)

c) Bloque 3 Jambelí Con fecha 3 de octubre de 2011, Enap Sipetrol S.A. (sucursal Ecuador) y la Secretaria de Hidrocarburos del Ecuador, suscribieron un contrato de prestación de servicios para la exploración y explotación de hidrocarburos (petróleo-crudo) en el “Bloque 3 Jambelí”, ubicado en el Golfo de Guayaquil. Durante el 2012 en el Bloque 3J se cumplieron los compromisos contractuales de reprocesamiento de sísmica existente, así como de permisología en preparación para la adquisición de sísmica 2D offshore. El 8 de mayo de 2013 inició la adquisición sísmica 2D off-shore con empresa rusa Sevmorgeo. El 31 de mayo concluyó primera etapa de adquisición sísmica (avance del 35%; 130.5Km). Durante la segunda semana de diciembre concluyó el programa de adquisición sísmica 2D (518 km vs 500 km programados) y con ello se dio cumplimiento al compromiso mínimo contractual de inversiones y actividades. En los meses de julio y agosto del 2014 se realizó con la compañía Lumina Geophysical un reprocesamiento de los 518 Km adquiridos en la campaña 2013 cuya interpretación permitió determinar que existen condiciones favorables para la presencia de trampas en el área costa afuera del bloque acotados a dos áreas prospectivas. Entre octubre y diciembre del 2014 la empresa franco americana Stat Marine elaboró un estudio conceptual para el desarrollo de escenarios de producción en los prospectos definidos. Con esta información y la interpretación actualizada de reservas se realizó una actualización al modelo económico del Bloque. Con los resultados de la nueva evaluación se definirá la estrategia a seguir ya que el período exploratorio del B-3J concluye en octubre del 2015.

Proyectos

Activo corriente 31.12.2014 31.12.2013 MUS$ MUS$

Activo no corriente 31.12.2014 31.12.2013 MUS$ MUS$

Pasivo corriente 31.12.2014 31.12.2013 MUS$ MUS$

Pasivo no corriente 31.12.2014 31.12.2013 MUS$ MUS$

Pampa el Castillo (a) Paraíso, Biguno, Huachito (b) Mauro Dávalos Cordero (b) Bloque 3 Jambelí

28.553 3.736 16.212 -

18.729 4.530 17.041 -

103.929 25.677 111.412 -

146.697 31.417 118.189 -

46.643 3.128 13.576 -

40.525 3.446 12.964 -

25.626 213 924 -

37.445 199 749 -

Totales

48.501

40.300

241.018

296.303

63.347

56.935

26.763

38.393

Proyectos

Ingresos ordinarios 31.12.2014 31.12.2013 MUS$ MUS$

Gastos ordinarios 31.12.2014 31.12.2013 MUS$ MUS$

Resultado 31.12.2014 31.12.2013 MUS$ MUS$

Pampa el Castillo (a) Paraíso, Biguno, Huachito (b) Mauro Dávalos Cordero (b) Bloque 3 Jambelí

139.225 23.356 62.157 -

149.057 17.876 68.156 -

163.494 12.543 39.904 -

144.619 11.801 34.639 -

(17.101) 4.061 13.839 (926)

Totales

224.738

235.089

215.941

191.059

(127)

(4.834) 4.668 25.798 (12.723) 12.909

53

ENAP Y FILIALES NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS A DICIEMBRE 2014

(En miles de dólares)

19. PROPIEDADES DE INVERSIÓN El movimiento de los activos clasificados como propiedades de inversión al 31 de diciembre de 2014 y 31 de diciembre de 2013, es el siguiente: 31.12.2014 31.12.2013 MUS$ MUS$

Saldo inicial, neto Adiciones Gasto por depreciación

7.732 (90)

2.050 5.693 (11)

Saldo final

7.642

7.732

Las propiedades de inversión corresponden principalmente a terrenos y bienes inmuebles que serán destinados a su explotación en régimen de arriendo operativo. La Empresa ha elegido el método del costo para medir sus propiedades de inversión después del reconocimiento inicial. El método de depreciación utilizado es lineal y el período de vida útil asignado a estos bienes fluctúa entre 10 y 20 años. 20. OTROS PASIVOS FINANCIEROS El detalle de los otros pasivos financieros al 31 de diciembre de 2014 y 31 de diciembre de 2013, es el siguiente: Al 31 de diciembre de 2014 Mantenidos para negociar MUS$

A valor razonable con cambio en resultado MUS$

Préstamos y cuentas por pagar MUS$

Otros pasivos financieros corrientes Cuentas por pagar comerciales y otra cuentas por pagar Cuentas por pagar a entidades relacionadas

-

-

446.318 730.005 46.167

12.923 -

Total pasivos financieros corrientes

-

-

1.222.490

12.923

Otros pasivos financieros, no corrientes Otras cuentas por pagar, no corrientes

-

-

3.287.259 5.442

84.989 -

Total pasivos financieros no corriente

-

-

3.292.701

84.989

Mantenidos para negociar MUS$

A valor razonable con cambio en resultado MUS$

Préstamos y cuentas por pagar MUS$

Otros pasivos financieros corrientes Cuentas por pagar comerciales y otra cuentas por pagar Cuentas por pagar a entidades relacionadas

-

-

445.246 1.533.032 45.999

40.299 -

Total pasivos financieros corrientes

-

-

2.024.277

40.299

Otros pasivos financieros, no corrientes Otras cuentas por pagar, no corrientes

-

-

3.385.647 7.864

30.335 -

Total pasivos financieros no corriente

-

-

3.393.511

30.335

Rubro

Derivados de cobertura MUS$

Al 31 de diciembre de 2013

Rubro

Derivados de cobertura MUS$

54

ENAP Y FILIALES NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS A DICIEMBRE 2014

(En miles de dólares)

a) Derivados de cobertura El Grupo ENAP, siguiendo la política de gestión de riesgos financieros descrita en la Nota 4, realiza contrataciones de derivados financieros para cubrir su exposición a la variación de tasas de interés, monedas (tipo de cambio) y commodities (crudo y productos importados). Los derivados de tasas de interés son utilizados para fijar o limitar la tasa de interés variable de las obligaciones financieras y corresponden a swaps de tasa de interés. Los derivados de monedas se utilizan para fijar la tasa de cambio del dólar respecto al peso (CLP) y Unidad de Fomento (U.F.), producto de inversiones u obligaciones existentes en monedas distintas al dólar. Estos instrumentos corresponden principalmente a Forwards y Cross Currency Swaps. Los derivados de petróleo crudo están destinados a proteger la variación del precio de los embarques de petróleo crudo, desde el momento de su compra hasta el período de venta de los productos refinados a partir de dicho crudo.

i) Presentación de activos y pasivos El desglose de los activos y pasivos de cobertura, atendiendo a la naturaleza de las operaciones, es el siguiente:

Activos de cobertura Cobertura de tipo de cambio Cobertura de flujo de caja

31.12.2014 Corriente No Corriente MUS$ MUS$

31.12.2013 Corriente No Corriente MUS$ MUS$

828

-

152

209.960

-

-

210.788

-

152

23.590

Cobertura de Brent - TSS Cobertura flujo de caja Totales

Pasivos de cobertura Cobertura de tipo de cambio Cobertura de flujo de caja Cobertura de tasa de interés Cobertura de flujo de caja Cobertura de margen de refinación Cobertura de flujo de caja Cobertura de diferencial WTI / BRENT Cobertura de flujo de caja Totales

31.12.2014 Corriente No Corriente MUS$ MUS$

4.757 7.210

-

23.590

31.12.2013 Corriente No Corriente MUS$ MUS$ 7.125

-

84.989

6.710

30.335

-

-

26.357

-

956

-

107

-

12.923

84.989

40.299

30.335

55

ENAP Y FILIALES NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS A DICIEMBRE 2014

(En miles de dólares)

ii) Valor razonable de derivados de cobertura El detalle de la cartera de instrumentos de cobertura de Grupo ENAP es el siguiente: Detalle de instrumentos de cobertura

Cross-Currency Swap Cross-Currency Swap SWAP TSS SDI Forward

Descripción de instrumento de cobertura

Descripción de instrumentos contra los que se cubre

Tipo de cambio y Tasa de interés Tipo de cambio y Tasa de interés Tasa de interés Petróleo crudo Diferencial WTI - Brent Tipo de cambio

Valor razonable de instrumentos contra los que se cubre 31.12.2014 31.12.2013 MUS$ MUS$

Obligaciones por bonos Arrendamiento financiero Préstamos bancarios Costo de ventas Inventarios Deudores comerciales

Totales

(68.747) 1.162 (24.614) 209.960 (956) (3.929)

19.453 2.287 (35.194) (15.966) (107) (8.598)

112.876

(38.125)

iii) Efecto en resultado de los derivados de coberturas Los montos reconocidos en resultados y en resultados integrales al 31 de diciembre de 2014 y 2013, son los siguientes: 31.12.2014 MUS$ Abono reconocidos en Otros resultados integrales durante el ejercicio (Cargo) abono a resultados durante el ejercicio

31.12.2013 MUS$

58.013

35.556

431.562

233.933

iv) Otros antecedentes sobre instrumentos financieros A continuación se detallan los vencimientos de las coberturas Desglose por vencimiento Al 31 de diciembre de 2014

Derivados financieros Cobertura de tipo de cambio Cobertura de flujo de caja Cobertura de tasa de interés Cobertura de flujo de caja Totales

Nocional Valor razonable MUS$

2015 MUS$

2016 MUS$

2017 MUS$

2018 MUS$

2020 y siguientes MUS$

Total MUS$

(71.514)

996.667

1.825

97.894

238.302

430.000

192.000

1.956.688

(24.614)

38.550

38.190

38.112

40.045

41.363

44.005

240.265

(96.128)

1.035.217

40.015

136.006

278.347

471.363

236.005

2.196.953

Valor razonable MUS$ Cobertura de WTI - Brent y TSS: Cobertura de flujo de caja (1)

209.004

Miles de barriles MBbl 25.140

Al 31 de diciembre de 2013

Derivados financieros

2019 MUS$

Nocional Valor razonable MUS$

2014 MUS$

2015 MUS$

2016 MUS$

2017 MUS$

2018 MUS$

2019 MUS$

2020 y siguientes MUS$

Total MUS$

Cobertura de tipo de cambio Cobertura de flujo de caja Cobertura de tasa de interés Cobertura de flujo de caja

13.142

871.857

386.833

1.998

98.073

238.426

-

192.000

1.789.187

(35.194)

21.107

38.550

38.190

38.112

40.045

41.363

44.005

261.372

Totales

(22.052)

892.964

425.383

40.188

136.185

278.471

41.363

236.005

2.050.559

Valor razonable MUS$ Cobertura de WTI - Brent y TSS: Cobertura de flujo de caja

(16.073)

Miles de barriles MBbl 18.960

56

ENAP Y FILIALES NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS A DICIEMBRE 2014

(En miles de dólares)

(1) Al 31 de diciembre de 2014, la administración procedió a reclasificar MUS$ 194.595 del efecto devengado de los TSS desde Otras reservas a resultado del ejercicio, con el objeto de compensar con dicho valor el efecto negativo en resultados, por el mismo monto, del ajuste a los inventarios a su valor neto de realización. Ver nota 28. El monto nocional contractual de los contratos celebrados no representa el riesgo asumido por el Grupo ENAP, ya que este monto únicamente responde a la base sobre la que se realizan los cálculos de la liquidación del derivado. v) Jerarquías del valor razonable El Grupo ENAP calcula el valor razonable de los derivados financieros usando parámetros de mercado, los cuales son ajustados al perfil de vencimiento de cada operación. Las operaciones forward que cubren la exposición al tipo de cambio de las cuentas por cobrar provenientes de las ventas facturadas en pesos chilenos son valoradas utilizando como referencia las curvas forward peso-dólar disponible en el mercado. Las operaciones cross currency swap que cubren la exposición a la fluctuación del dólar de los pasivos financieros denominados en UF son valoradas como el valor presente de los flujos futuros en UF (activo) y USD (pasivo). Para calcular dichos valores presentes se utilizan curvas de tasas UF y LIBOR de mercado, las cuales son ajustadas a las fechas relevantes de los flujos contemplados en cada operación. Las operaciones interest rate swap que cubren la exposición a la fluctuación de la tasa LIBOR de los pasivos financieros que devengan tasa variable en base LIBOR son valoradas como el valor presente de los flujos futuros. Para calcular dichos valores presentes se utilizan las curvas de tasas LIBOR de mercado, las cuales son ajustadas a las fechas relevantes de los flujos contemplados en cada operación. Las operaciones de opciones sobre ICE Brent que cubren la exposición a la variación del precio internacional de las importaciones de petróleo crudo del Grupo ENAP son valoradas utilizando herramientas de cálculo proveídas por plataformas de información financiera. Dichas herramientas recogen las curvas de futuros de los precios del ICE Brent en el mercado, ajustándolas al perfil de vencimiento de cada operación. Los instrumentos financieros reconocidos a valor razonable en el estado de posición financiera, se clasifican según las siguientes jerarquías: Nivel 1: Precio cotizado (no ajustado) en un mercado activo para activos y pasivos idénticos. Nivel 2: Datos de entrada diferentes a los precios cotizados que se incluyen en el nivel 1 y que son observables para activos o pasivos, ya sea directamente (es decir, como precio) o indirectamente (es decir, derivado de un precio); y Nivel 3: Datos de entrada para activos o pasivos que no están basados en información observable de mercado (datos de entrada no observables).

Instrumentos financieros medidos a valor razonable

Total 31.12.2014 MUS$

Clasificación de instrumentos financieros Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3 MUS$ MUS$ MUS$

Activos de cobertura: Cobertura de flujo de caja

210.788

-

210.788

-

Pasivos de cobertura: Cobertura de flujo de caja

97.912

-

97.912

-

57

ENAP Y FILIALES NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS A DICIEMBRE 2014

(En miles de dólares)

b) Préstamos que devengan intereses i) Resumen de préstamos - El resumen de los préstamos que devengan intereses al 31 de diciembre de 2014 y 31 de diciembre de 2013, es el siguiente: Corriente 31.12.2014 31.12.2013 MUS$ MUS$

No Corriente 31.12.2014 31.12.2013 MUS$ MUS$

No garantizadas: Sobregiros bancarios Préstamos de entidades financieras Obligaciones con el público Arrendamiento financiero

360.108 37.067 2.033

660 206.360 185.450 2.221

355.645 2.718.818 5.161

915.743 2.207.863 7.766

Subtotales

399.208

394.691

3.079.624

3.131.372

Garantizadas: Préstamos de entidades financieras

47.110

50.555

207.635

254.275

Subtotales

47.110

50.555

207.635

254.275

446.318

445.246

3.287.259

3.385.647

Totales

ii) Detalle de Préstamos que devenga intereses - El desglose por moneda y vencimiento de los préstamos de entidades financieras (garantizados y no garantizados) que devengan intereses al 31 de diciembre de 2014 y 31 de diciembre de 2013, es el siguiente: Al 31 de diciembre de 2014 |

Nombre BNP - Paribas (1) BNP - Paribas (2) BNP - Paribas (2) BNP - Paribas (Cesce) (2) Société Générale Banco Latinoamericano de Comercio Exterior S.A. (3) YPF S.A. (8) Société Générale (4) BNP Paribas (Cesce)(4) Banco de Chile Banco de Chile Banco Santander HSBC Bank USA (7)

Valor nominal MUS$ 410.000 34.459 13.917 53.215 21.981

Hasta 3 meses MUS$ 17.709 2.117 843 2.801 1.179

Corriente + 3 meses hasta 1 año MUS$ 16.971 2.029 847 2.614 -

4,02%

55.000

6.887

20.625

27.512

8,00% 1,14% 5,19% 0,92% 0,80% 0,78% 1,92%

100.000 100.000 78.258 100.000 100.000 100.000 200.000

827 4.181 -

6.000 16.866 3.585 100.222 100.522 100.123 270

6.827 16.866 7.766 100.222 100.522 100.123 270

36.544

370.674

407.218

Pago de intereses Semestral Semestral Semestral Semestral Semestral

Tasa nominal 3,75% 3,10% 6,04% 4,38% 6,43%

Tasa efectiva 3,75% 3,10% 6,04% 4,38% 6,43%

Mensual

4,02%

Trimestral Semestral Semestral Vencimiento Vencimiento Vencimiento Trimestral

8,00% 1,98% 4,07% 0,92% 0,80% 0,78% 1,73%

Totales

No Corriente

Total MUS$ 34.680 4.146 1.690 5.415 1.179

+ 1 año hasta 3 años MUS$ 71.929 2.094 868 8.189 -

+ 3 años hasta 5 años MUS$ 80.550 -

+ de 5 años MUS$ 44.005 -

Total MUS$ 196.484 2.094 868 8.189 -

-

-

-

86.000 32.301 13.431 198.817

14.340 -

10.756 -

86.000 32.301 38.527 198.817

413.629

94.890

54.761

563.280

Las tasas de interés nominal informadas son anuales.

58

ENAP Y FILIALES NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS A DICIEMBRE 2014

(En miles de dólares)

Otros antecedentes relacionados a los préstamos de entidades financieras vigentes al 31 de diciembre de 2014: Nombre BNP - Paribas (1) BNP - Paribas (2) BNP - Paribas (2) BNP - Paribas (Cesce) (2) Société Générale

Rut 0-E 0-E 0-E 0-E 0-E

Moneda Dólares Dólares Dólares Dólares Dólares

País EE.UU. España España España Francia

Sociedad Enercón S.A. Prodisa S.A. Prodisa S.A. Prodisa S.A. CHBB S.A.

Banco Latinoamericano de Comercio Exterior S.A. (3)

0-E

Dólares

Panamá

YPF S.A. (8) Société Générale (4) BNP Paribas (Cesce)(4) Banco de Chile Banco de Chile Banco Santander HSBC Bank USA (7)

0-E 0-E 0-E 97004000-5 97004000-5 97036000-K 0-E

Dólares Dólares Dólares Dólares Dólares Dólares Dólares

Argentina Francia España Chile Chile Chile EE.UU.

Enap Sipetrol Argentina S.A. Enap Sipetrol Argentina S.A. ENAP ENAP ENAP ENAP ENAP ENAP

Rut 99519820-7 99548320-3 99548320-3 99548320-3 99519810-K

Pais Chile Chile Chile Chile Chile

Garantía Garantizada Garantizada Garantizada Garantizada Garantizada

0-E

Argentina

No Garantizada

0-E 92604000-6 92604000-6 92604000-6 92604000-6 92604000-6 92604000-6

Argentina Chile Chile Chile Chile Chile Chile

No Garantizada No Garantizada No Garantizada No Garantizada No Garantizada No Garantizada No Garantizada

No Corriente + 3 años hasta 5 años + de 5 años MUS$ MUS$ 76.141 85.369 1.877 -

Total MUS$ 229.917 6.090 3.753 13.361 1.154

Al 31 de diciembre de 2013 Valor nominal MUS$ 410.000 34.459 13.917 53.215 21.981

Corriente + 3 meses hasta 1 año MUS$ 16.231 1.906 469 2.503 1.154

Total MUS$ 37.931 3.986 968 5.286 2.383

+ 1 año hasta 3 años MUS$ 68.407 6.090 1.876 13.361 1.154

-

27.525

27.525

27.500

-

Hasta 3 meses MUS$ 21.700 2.080 499 2.783 1.229

Pago de intereses Semestral Semestral Semestral Semestral Semestral

Tasa nominal 3,75% 3,10% 6,04% 4,38% 6,43%

Tasa efectiva 3,75% 3,10% 6,04% 4,38% 6,43%

Mensual

4,06%

4,06%

55.000

Société Générale ( 4 ) BNP Paribas (4 )

Semestral

1,98%

1,14%

100.000

-

16.939

16.939

31.873

Semestral

4,07%

5,19%

78.258

4.270

3.586

7.856

13.132

Banco de Chile The Bank of Tokyo (5) Bank Of America (6) ITAU HSBC Bank USA (7)

Vencimiento Semestral Trimestral Vencimiento Trimestral

1,18% 1,54% 1,96% 0,85% 1,73%

1,18% 1,73% 2,31% 0,85% 1,92%

100.000 300.000 300.000 50.000 200.000

858 50.018 -

101.823 306 756 280

102.681 306 756 50.018 280

83.437

173.478

256.915

Nombre BNP - Paribas (1) BNP - Paribas (2) BNP - Paribas (2) BNP - Paribas (Cesce) (2) Société Générale Banco Latinoamericano de Comercio Exterior S.A. (3)

Totales

-

27.500

16.667

-

48.540

14.407

18.008

45.547

298.619 297.022 -

198.515

-

298.619 297.022 198.515

759.034

307.607

103.377

1.170.018

Las tasas de interés nominal informadas para los créditos son anuales. Otros antecedentes relacionados a los préstamos de entidades financieras vigentes al 31 de diciembre de 2013: Nombre BNP - Paribas (1) BNP - Paribas (2) BNP - Paribas (2) BNP - Paribas (Cesce) (2) Société Générale Banco Latinoamericano de Comercio Exterior S.A. (3) Société Générale ( 4 )

Rut 0-E 0-E 0-E 0-E 0-E

Moneda Dólares Dólares Dólares Dólares Dólares

País EE.UU. España España España Francia

Rut 99519820-7 96969000-4 99548320-3 99548320-3 99548320-3

Pais Chile Chile Chile Chile Chile

Garantía Garantizada Garantizada Garantizada Garantizada Garantizada

Panamá Francia

Sociedad Enercón S.A. Petrosul S.A. Prodisa S.A. Prodisa S.A. Prodisa S.A. Enap Sipetrol Argentina S.A. CHBB S.A.

0-E 0-E

Dólares Dólares

0-E 99519810-K

No Garantizada No Garantizada

España Chile Japón EE.UU. Chile EE.UU.

ENAP ENAP ENAP ENAP ENAP ENAP

92604000-6 92604000-6 92604000-6 92604000-6 92604000-6 92604000-6

Argentina Chile Chile Chile Chile Chile Chile Chile

BNP Paribas (4 ) Banco de Chile The Bank of Tokyo (5) Bank Of America (6) ITAU HSBC Bank USA (7)

0-E 97004000-5 0-E 0-E 76645030-K 0-E

Dólares Dólares Dólares Dólares Dólares Dólares

No Garantizada No Garantizada No Garantizada No Garantizada No Garantizada No Garantizada

59

ENAP Y FILIALES NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS A DICIEMBRE 2014

(En miles de dólares)

(1) BNP – PARIBAS Con fecha 15 de junio de 2005, Energía Concón S.A. suscribió un Contrato de Crédito con un sindicato de bancos liderado por BNP Paribas, Citigroup y Calyon por un monto de MUS$ 410.000 y un plazo de 15 años. Tasa de interés anual con rango Libor + 50 puntos base a Libor + 175 puntos base. (2) BNP – PARIBAS Durante los años 2005 y 2006, Productora de Diesel S.A. suscribió Contratos de Crédito con un sindicato de bancos liderado por BNP Paribas, por un monto de US$ 102 millones y amortizaciones semestrales hasta el año 2017. La tasa de interés para tramo A y B varía entre Libor + 0,875% y Libor + 2,0%; y para tramo C varía entre Libor + 0,875% y Libor + 4,31%. (3) BANCO LATINOAMERICANO DE EXPORTACIONES S.A. (BLADEX). Con fecha 30 de junio de 2009 Enap Sipetrol Argentina S.A. suscribió un préstamo por MUS$65.000, con vencimiento al 28 de junio de 2010, con pago de capital al vencimiento e intereses semestralmente. Este préstamo es garantizado por la Empresa Nacional del Petróleo. La tasa de interés es Libor 180 + 3,5%. Con fecha 5 de enero de 2010 se extendió el vencimiento al 27 de diciembre de 2010, pactándose una nueva tasa de Libor 180 + 3,00%. Con fecha 15 de septiembre de 2010 se realizó una enmienda al contrato en el cual se pactó una nueva tasa de Libor 180 + 2,75%. Con fecha 27 de diciembre de 2010 se realizó un pago de MUS$10.000. Con fecha 23 de diciembre de 2011 se extendió el vencimiento al 27 de diciembre de 2012, pactándose una nueva tasa de Libor 180 + 2,75%. Con fecha 27 de diciembre de 2012 se extendió el vencimiento de la deuda insoluta por MUS$55.000, con vencimiento al 27 de diciembre de 2015, con pago de intereses mensuales, y capital a contar del 27 de enero de 2014, pactándose una nueva tasa de interés es Libor 1 mes + 3,85%. (4) BANCO BNP PARIBAS Y SOCIÉTÉ GÉNÉRALE Con fecha 2010, ENAP suscribió dos contratos de crédito con los bancos BNP Paribas y Société Générale por MUS$78.258 y MUS$100.000 donde participan cada uno con el 50%, para construir la planta de alquilación en Refinería Aconcagua, ambos créditos funcionan como líneas comprometidas de fondo, de la cuales se pueden realizar giros parciales cuando se cumplan ciertas condiciones. Tasas de interés anual 4,07% y Libor + 150 puntos base, con vencimientos los años 2021 y 2017, respectivamente. (5) THE BANK OF TOKYO Con fecha 23 de noviembre de 2011, la Empresa obtuvo un crédito sindicado por un monto de MUS$300.000, otorgado por un grupo de bancos, actuando como agente The Bank of Tokyo-Mitsubishi UFJ, Ltd.. Mediante esta operación, ENAP suscribió un contrato de crédito sindicado bajo la ley de Nueva York (denominado "Amended and Restated Term Loan Agreement"), con un grupo de 7 bancos internacionales. El préstamo tiene un plazo de 5 años, y se paga en 3 amortizaciones semestrales iguales, comenzando el 29 de noviembre de 2015. La tasa de interés anual aplicable a esta operación es de LIBOR + 0,8 %. Con fecha 28 de noviembre de 2014, ENAP efectuó el prepago total del capital correspondiente a este crédito

60

ENAP Y FILIALES NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS A DICIEMBRE 2014

(En miles de dólares)

(6) BANK OF AMERICA Con fecha 31 de octubre de 2012, la Empresa obtuvo un crédito sindicado por un monto de MUS$300.000, otorgado por un grupo de bancos, actuando como agente Bank of America. El préstamo tiene un plazo de 3 años a contar del 9 de noviembre de 2012 y se pagará en una sola amortización a su fecha de vencimiento. La tasa de interés anual aplicable es de LIBOR a 3 o 6 meses, a elección de ENAP + 1,65%. Con fecha 13 de noviembre de 2014, ENAP efectuó el prepago total del capital correspondiente a este crédito sindicado cuyo vencimiento era el 13 de noviembre de 2015. (7) HSBC BANK USA Con fecha 18 de noviembre de 2013, la Empresa suscribió un contrato de financiamiento con HSBC Bank USA, National Association y Scotiabank & Trust (Cayman) Ltd., actuando el primero como agente administrativo, por un monto de MUS$200.000, a un plazo de 5 años a contar del 03 de diciembre de 2013. El capital se amortizará en cuatro cuotas semestrales, los meses 42, 48, 54 y 60. Este financiamiento devengará intereses calculados sobre la base de la tasa Libor más un margen o spread de 1,5% anual. (8) YPF S.A. Con fecha 17 de noviembre de 2014 Enap Sipetrol Argentina S.A. extiende a YPF S.A. una Propuesta de Acuerdo de Prórroga de Contrato de UTE en el Área de Magallanes cuyo objeto es prorrogar los derechos y obligaciones de Enap Sipetrol Argentina S.A. con el contrato de UTE y su carácter de operadora, manteniendo su actual participación de un 50% hasta la finalización de las extensiones. Como contraprestación por la prórroga, Enap Sipetrol Argentina S.A. abonará a YPF S.A. en calidad de aportes a la UTE, la suma de MUS$ 100.000, dicho monto se cancelará de la siguiente forma: a) MUS$ 8.000 a la fecha del contrato, b) MUS$ 6.000 hasta la fecha de decisión final del proyecto incremental, correspondiente al 50% de bonos, aportes y/o dineros que YPF S.A a asuma con el Estado de Argentina, c) dentro de un año, que se inicia desde la fecha de decisión final del proyecto, el 50% del saldo y d) dentro del año siguiente al primer período pagará el restante 50%. Enap Sipetrol Argentina S.A. pagará a YPF S.A. un 8% de tasa de interés fija anual, con períodos de pagos trimestrales. iii) Detalle de obligaciones con el público El detalle y vencimientos de las obligaciones con el público al 31 de diciembre de 2014 y 31 de diciembre de 2013, clasificadas en corriente y no corriente, se presentan en cuadro adjunto: Al 31 de diciembre de 2014

Descripción B-ENAP - B ( a.1 ) Tipo 144 A ( b.2 ) Tipo 144 A ( b.3 ) Tipo 144 A ( b.4 ) B-ENAP - D ( a.2 ) B-ENAP - E ( a.2 ) SIX Swiss (b.5) Tipo 144 A ( b.6 ) Totales

Pais Chile EE.UU EE.UU EE.UU Chile Chile Suiza EE.UU

Moneda UF US$ US$ US$ UF UF CHF US$

Valor Nominal (Miles) 9.750 300.000 500.000 500.000 2.000 4.000 215.000 600.000

Tasa Nominal

Tasa Efectiva

4,55% 6,25% 5,25% 4,75% 3,40% 3,70% 2,88% 4,38%

4,28% 6,58% 5,46% 5,12% 4,28% 4,28% 2,88% 4,56%

Hasta 3 meses MUS$

Corriente +3 meses a 1 año MUS$

No Corriente Total MUS$

8.456 9.068 10.646 687 1.495 -

1.715 457 4.543

8.456 9.068 10.646 1.715 687 1.495 457 4.543

30.352

6.715

37.067

+1 año a 3 años MUS$

+3 años a 5 años MUS$

+5 años MUS$

398.107 297.802

215.841 -

591.886

398.107 297.802 495.012 489.456 79.610 151.104 215.841 591.886

911.750

1.727.458

2.718.818

495.012 489.456 79.610 151.104

79.610

Total MUS$

61

ENAP Y FILIALES NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS A DICIEMBRE 2014

(En miles de dólares) Al 31 de diciembre de 2013

Descripción Tipo 144 A ( b.1 ) B-ENAP - B ( a.1 ) Tipo 144 A ( b.2 ) Tipo 144 A ( b.3 ) Tipo 144 A ( b.4 ) B-ENAP - D ( a.2 ) B-ENAP - E ( a.2 ) SIX Swiss (b.5)

Pais

Corriente

Moneda

EE.UU Chile EE.UU EE.UU EE.UU Chile Chile Suiza

US$ UF US$ US$ US$ UF UF CHF

Valor Nominal (Miles) 150.000 9.750 300.000 500.000 500.000 2.000 4.000 215.000

Tasa Nominal

Tasa Efectiva

4,88% 4,55% 6,25% 5,25% 4,75% 3,40% 3,70% 2,88%

5,77% 4,28% 6,58% 5,46% 5,12% 4,28% 4,28% 2,88%

Totales

Hasta 3 meses MUS$

No Corriente

+3 meses a 1 año MUS$

Total MUS$

+1 año a 3 años MUS$

+3 años a 5 años MUS$

+ 5 años MUS$

Total MUS$

151.948 9.213 9.074 10.457 -

1.781 776 1.687 514

151.948 9.213 9.074 10.457 1.781 776 1.687 514

-

86.841 240.146

436.270 297.360 494.169 487.981 165.096 -

436.270 297.360 494.169 487.981 86.841 165.096 240.146

180.692

4.758

185.450

-

326.987

1.880.876

2.207.863

Otros antecedentes relacionados a las obligaciones con el público vigentes al 31 de diciembre de 2014 y 31 de diciembre de 2013:

Nombre Acreedor ( a.1 ) ( b.2 ) ( b.3 ) ( b.4 ) ( a.2 ) ( a.2 ) ( b.5 ) ( b.6 )

Banco de Chile Bank of New York Mellon Bank of New York Mellon Bank of New York Mellon Banco de Chile Banco de Chile Credit Suisse AG HSBC y JP Morgan

Rut 97.004.000-5 0-E 0-E 0-E 97.004.000-5 97.004.000-5 0-E 0-E

Tipo de Colocación Nacional Extranjera Extranjera Extranjera Nacional Nacional Extranjera Extranjera

Empresa ENAP ENAP ENAP ENAP ENAP ENAP ENAP ENAP

Pais Chile Chile Chile Chile Chile Chile Chile Chile

Rut

Pago Intereses

Amortizacion Capital

Fecha de Vencimiento

92.604.000-6 92.604.000-6 92.604.000-6 92.604.000-6 92.604.000-6 92.604.000-6 92.604.000-6 92.604.000-6

Semestral Semestral Semestral Semestral Semestral Semestral Anual Semestral

Al vencimiento Al vencimiento Al vencimiento Al vencimiento Al vencimiento Al vencimiento Al vencimiento Al vencimiento

12-01-2019 08-07-2019 10-08-2020 06-12-2021 01-10-2017 01-10-2033 05-12-2018 27-10-2024

Garantia Sin Garantía Sin Garantía Sin Garantía Sin Garantía Sin Garantía Sin Garantía Sin Garantía Sin Garantía

a) Bonos Nacionales 1. Con fecha 15 de enero de 2009, la Empresa inscribió en el Registro de Valores de la Superintendencia de Valores y Seguros bajo el Nº303, la emisión de bonos reajustables en unidad de fomento (U.F.), en el mercado local. La colocación del bono en el mercado local se efectuó durante el mes de enero de 2009 y fue por monto de UF 9.750.000. El plazo de vencimiento es de 10 años, los pagos de intereses son semestrales, la tasa de interés es de pago UF + 4,33% anual, y la amortización de capital es al vencimiento. 2. Con fecha 17 de enero de 2013, la Empresa efectuó una colocación de bonos reajustables en unidad de fomento (U.F.), en el mercado local, con cargo a la línea inscrita en el Registro de Valores de la Superintendencia de Valores y Seguros bajo el Nº585, de fecha 7 de mayo de 2009. La colocación de bonos fue por monto de UF 6.000.000, de acuerdo a las siguientes series: -Bonos Serie D, por un monto de UF 2.000.000 a un plazo de 5 años, con una sola amortización final el 1° de octubre de 2017 y pagos de intereses semestrales. La tasa de interés de cupón es de 3,4% anual, y la tasa de colocación fue de 3,75% anual. -Bonos Serie E, por un monto de UF 4.000.000 a un plazo de 21 años, con una sola amortización final el 1° de octubre de 2033 y pagos de intereses semestrales. La tasa de interés de cupón es de 3,7% anual, y la tasa de colocación fue de 4,09% anual.

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ENAP Y FILIALES NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS A DICIEMBRE 2014

(En miles de dólares)

b) Bonos Internacionales: 1. Con fecha 16 de marzo de 2004, ENAP efectúo la emisión y colocación de bonos del tipo 144 A en el mercado estadounidense, a una tasa de interés de 4,875% anual, por un monto de MUS$ 150.000. El plazo de vencimiento es de 10 años. Los pagos de intereses son semestrales y la amortización del capital se realizará al vencimiento. Este bono se pagó con fecha 14 de marzo de 2014. 2. Con fecha 31 de diciembre de 2009, ENAP efectuó emisión y colocación de bonos del tipo 144 A en el mercado estadounidense, a una tasa de interés de 6,25% anual por un monto de MUS$ 300.000 El plazo de vencimiento es a 10 años. Los pagos de intereses son semestrales y la amortización del capital se realizara al vencimiento. 3. Con fecha 5 de agosto de 2010, ENAP efectúo la emisión y colocación de un bono del tipo 144 A en el mercado estadounidense, a una tasa de interés de 5,25% anual por un monto de MUS$ 500.000. El plazo de vencimiento es a 10 años. Los pagos de intereses son semestrales y la amortización del capital se realizará al vencimiento. 4. Con fecha 1 de diciembre de 2011, ENAP efectúo la emisión y colocación de un bono del tipo 144 A en el Mercado estadounidense, a una tasa de interés de 4,75% anual por un monto de MUS$ 500.000. El plazo de vencimiento es a 10 años. Los pagos de intereses son semestrales y la amortización del capital se realizará al vencimiento. 5. Con fecha 5 de diciembre de 2013, ENAP efectúo la emisión y colocación de un bono en el Mercado público de valores de Suiza (SIX Swiss Exchange AG, en Zurich), a una tasa de interés de 2,875% anual y un spread 2,28%, por un monto de MCHF$ 215.000. El plazo de vencimiento es a 5 años. Los pagos de intereses son anuales y la amortización del capital se realizará al vencimiento. 6. Con fecha 27 de octubre de 2014, ENAP efectúo la emisión y colocación de un bono del tipo 144 A en el Mercado estadounidense, a una tasa de interés de 4,375% anual por un monto de MUS$ 600.000. El plazo de vencimiento es a 10 años. Los pagos de intereses son semestrales y la amortización del capital se realizará al vencimiento.

iv) Arriendos financieros El valor presente de los pagos futuros derivados de dichos arrendamientos financieros son los siguientes: 31.12.2014 Bruto MUS$ Hasta 90 días Más de 90 días hasta 1 año Más de 1 año hasta 3 años Más de 3 años hasta 5 años

495 1.758 5.420 -

Interés MUS$ (65) (155) (259) -

Totales

7.673

(479)

31.12.2013 Valor Presente MUS$ 430 1.603 5.161 -

Bruto MUS$ 542 1.990 6.845 1.445

Interés MUS$ (84) (227) (504) (20)

Valor Presente MUS$ 458 1.763 6.341 1.425

7.194

10.822

(835)

9.987

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ENAP Y FILIALES NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS A DICIEMBRE 2014

(En miles de dólares)

21. CUENTAS POR PAGAR COMERCIALES Y OTRAS CUENTAS POR PAGAR a) El detalle del rubro es el siguiente: Corriente 31.12.2014 31.12.2013 MUS$ MUS$

No Corriente 31.12.2014 31.12.2013 MUS$ MUS$

Acreedores comerciales Acredores varios Otras cuentas por pagar

716.678 8.347 4.980

1.365.105 6.226 161.701

4.283 285 874

6.152 331 1.381

Totales

730.005

1.533.032

5.442

7.864

31.12.2014 MUS$

31.12.2013 MUS$

Hasta 30 días Entre 31 y 60 días Entre 61 y 90 días

724.302 2.802 2.901

1.452.336 1.828 78.868

Totales

730.005

1.533.032

b) Detalle de vencimientos futuros

22. OTRAS PROVISIONES i) Detalle - El desglose de este rubro al 31 de diciembre de 2014 y 31 de diciembre de 2013, es el siguiente: Corriente 31.12.2014 31.12.2013 MUS$ MUS$

Concepto

Desmantelamiento, costos restauración y rehabilitación Provisión impuesto renta (DL N° 2398) Patrimonio negativos inversiones Contratos onerosos Otras provisiones Totales

(a) (b)

No Corriente 31.12.2014 31.12.2013 MUS$ MUS$

2.775

1.403 2.812

81.788 11.419 12.377

71.337 45.962 11.419 14.977

2.775

4.215

105.584

143.695

a) Corresponde a los costos estimados que el Grupo ENAP deberá de realizar a futuro por concepto de remediaciones medio ambientales, plataformas y pozos, y que permitirán, al término de las concesiones, dejar en condiciones de reutilizar para otros fines las zonas de explotación. Esta provisión es calculada y contabilizada a valor presente a igual tasa de descuento del proyecto. b) Corresponde a la provisión por el 40% de los resultados de filiales de acuerdo a DL N° 2398. Con fecha 24 de junio de 2014, ENAP Sipetrol S.A. acordó, capitalizar 100% de las utilidades del año 2013, con lo cual se reversó la provisión estimada a esa fecha. Durante el presente año, el Ministerio de Hacienda resolvió suspender para los años 2014 y 2015 la política de distribución del 100% de las utilidades de las filiales de ENAP, de acuerdo a Oficio N°2150 / 2014. Con esto, la Empresa ha dejado de reconocer la dicha provisión de impuesto renta.

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ENAP Y FILIALES NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS A DICIEMBRE 2014

(En miles de dólares)

ii) Movimiento: El movimiento del ejercicio de las provisiones detalladas por concepto, es el siguiente: Desmantelamiento costos reestructuración rehabilitación MUS$

Contratos onerosos MUS$

Patrimonio negativo MUS$

Otras provisiones MUS$

Total MUS$

Saldo inicial al 1 de enero de 2014 Provisiones adicionales Reversión de provisión

71.337 10.451 -

11.419 -

1.403 (1.403)

63.751 4.313 (52.912)

147.910 14.764 (54.315)

Saldo final al 31 de diciembre de 2014

81.788

11.419

-

15.152

108.359

Saldo inicial al 1 de enero de 2013 Provisiones adicionales Provisión utilizada Reversión de provisión Incremento (Decremento) en el Cambio de Moneda Extranjera Otro incremento (decremento)

Provisión por contratos MUS$

Desmantelamiento costos reestructuración rehabilitación MUS$

14.356 2.500 (4.356) (12.500)

53.477 19.196 (636) (1.733)

-

1.033

-

-

71.337

11.419

Saldo final al 31 de diciembre de 2013

Contratos onerosos MUS$ 8.433 3.200 (214) -

Patrimonio negativo MUS$

Otras provisiones MUS$

10.630 1.403 (10.630)

27.038 57.801 (8.815) (12.279)

-

-

1.403

Total MUS$ 113.934 84.100 (14.021) (37.142)

6

6 1.033

63.751

147.910

23. PROVISIONES POR BENEFICIOS A LOS EMPLEADOS El detalle de las provisiones por beneficios a los empleados al 31 de diciembre de 2014 y 31 de diciembre de 2013, es el siguiente: Corriente 31.12.2014 31.12.2013 MUS$ MUS$

Concepto: Indemnización por años de servicios Participación en utilidades y bonos del personal Provisión de vacaciones Otros beneficios Totales

(a) (b) (c)

No Corriente 31.12.2014 31.12.2013 MUS$ MUS$

643 15.892 19.172 9.220

385 17.305 18.873 8.057

105.657 207

110.138 473

44.927

44.620

105.864

110.611

(a) Corresponde a las indemnizaciones por años de servicios a todo evento que el Grupo ENAP mantiene con los trabajadores, que se detallan en los contratos colectivos vigentes a la fecha. El pasivo reconocido en el balance correspondiente a los planes de beneficios definidos brindados a los trabajadores, es el valor presente de las obligaciones por dichos beneficios definidos (IAS) a la fecha de presentación de los estados financieros consolidados.

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ENAP Y FILIALES NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS A DICIEMBRE 2014

(En miles de dólares)

La obligación por IAS, es calculada anualmente basada en un modelo actuarial elaborado por un actuario independiente, empleando el método de la Unidad de Crédito Proyectada. El valor presente de las obligaciones por IAS, se determina descontando los flujos futuros estimados utilizando para ello la tasa de interés del bono corporativo serie E en UF nominado en la moneda en que se pagarán los beneficios y considerando los plazos de vencimiento de las obligaciones. (b) Corresponden principalmente a participación en utilidades en la sucursal Ecuador, establecidas por ley y bono renta variable asociados a la producción de las refinerías, el cual se encuentra establecido en los contratos colectivos vigentes y otros beneficios establecidos en los contratos de trabajo según sea el caso. (c) Las imputaciones registradas en este rubro corresponden a otros beneficios al personal como, gratificaciones, aguinaldo, bono vacaciones, etc. 23. 1 Movimiento de provisiones por beneficios a los empleados corriente El movimiento de las otras provisiones por beneficios a los empleados corriente es el siguiente: Corriente

Al 31 de diciembre de 2014

Saldo inicial al 01 de enero de 2014 Provisiones adicionales Provisión utilizada Incremento (decremento) en el cambio de moneda extranjera

Imdemnización por años de servicios MUS$

Bono renta variable MUS$

Provisión vacaciones MUS$

385 4.605

17.305 41.144

18.873 15.636

8.057 29.418

44.620 90.803

(4.311) (36)

(42.215) (342)

(13.837) (1.500)

(27.519) (736)

(87.882) (2.614)

643

15.892

19.172

9.220

44.927

Saldo final al 31 de diciembre de 2014

Saldo final al 31 de diciembre de 2013

Total MUS$

Corriente

Al 31 de diciembre de 2013

Saldo inicial al 01 de enero de 2013 Provisiones adicionales Provisión utilizada Reversión de Provisión Incremento (decremento) en el cambio de moneda extranjera

Otros provisiones MUS$

Imdemnización

Participación en

por años de

utilidades y bonos

Provisión

Otras

servicios

variable

vacaciones

provisiones

Total

MUS$

MUS$

MUS$

MUS$

MUS$

583 5.369 (5.567) -

14.876 41.315 (38.571) (315)

18.627 5.041 (3.760) 292 (1.327)

6.695 3.752 (1.709) (681)

40.781 55.477 (49.607) 292 (2.323)

385

17.305

18.873

8.057

44.620

23.2 Movimiento de la Indemnización por años de servicios (IAS) no corriente El movimiento de la provisión por IAS asociado a costos por servicios presentes y pasados, como de intereses son reconocidos inmediatamente en Resultados, Las pérdidas y ganancias actuariales provenientes de ajustes y cambios en los supuestos actuariales, son reconocidas en Patrimonio en el ejercicio en el cual se generan, el detalle de las IAS no corriente es el siguiente:

66

ENAP Y FILIALES NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS A DICIEMBRE 2014

(En miles de dólares)

Movimiento:

No Corriente 31.12.2014 31.12.2013 MUS$ MUS$

Saldo inicial Costos por servicios Costos por intereses Pérdidas actuariales Beneficios pagados Incremento (decremento) en el cambio de moneda extranjera

110.138 1.225 5.651 8.547 (4.980) (14.924)

119.096 1.393 7.057 (341) (6.694) (10.373)

Totales

105.657

110.138

Beneficios por Terminación - Las indemnizaciones por cese se pagan cuando la relación laboral es terminada antes de la fecha normal de jubilación. Se reconocen los beneficios por terminación de acuerdo a los convenios colectivos vigentes. Los beneficios con vencimiento superior a 12 meses posterior al final del período de referencia se descuentan a su valor actual. Plan de Participación en Utilidades y Bonos - La entidad reconoce un pasivo y un gasto para bonos y participación en las utilidades, en base a una fórmula que tiene en cuenta el resultado del ejercicio después de realizar ciertos ajustes. Se reconoce una provisión cuando la entidad, se encuentra obligada contractualmente, o cuando existe una práctica que en el pasado ha creado una obligación implícita. 23.3 Hipótesis actuariales Las hipótesis actuariales en la determinación de la indemnización por años de servicios no corriente son las siguientes:

Hipótesis: Tasa de descuento Chile (1) Tasa de descuento Ecuador Tasa esperada de incremento incial salarial Chile Tasa esperada de incremento incial salarial Ecuador Tasa de retiro voluntario Chile Tasa de retiro voluntario Ecuador Tasa de rotación por despido Chile Tasa de rotación por despido Ecuador Tabla de mortalidad Chile Tabla de mortalidad Ecuador Edad de jubilación de mujeres Edad de jubilación de hombres

31.12.2014 5,91% 6,54% 3,67% 3,00% 2,29% 2,50% 0,10% 13,14% RV-2004 IESS2002 60 65

31.12.2013 6,49% 7,00% 3,67% 3,00% 2,29% 2,50% 0,10% 8,90% RV-2004 IESS2002 60 65

(1) Al 31 de diciembre de 2014, la Empresa ha realizado una revisión de sus hipótesis actuariales de acuerdo a NIC 19 “Beneficios a los empleados”, modificando la tasa de descuento que ésta aplicaba por referencia a nuevas curvas de tasas de interés de mercado. Ver efecto de sensibilidad en Nota 23.4.Los supuestos de mortalidad fueron determinados, de acuerdo a los consejos actuariales de nuestro actuario independiente, conforme la información disponible y representativa del país. Los supuestos de rotación, surgen del análisis interno de la administración de la Empresa.

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23.4 Análisis de sensibilidad El siguiente cuadro muestra los efectos de la sensibilización en la tasa de descuento utilizada para determinar el valor actuarial de la provisión de IAS:

Valor actuarial MUS$ Tasa de Descuento Sesibilidad porcentual Sensibilidad en MUS$

Valor contable 105.657 5,91%

-

Análisis de sensibilidad 108.926 101.613 5,33% 6,49% -0,58% 0,58% 3.269 (4.044)

24. PATRIMONIO a) Cambios en el patrimonio: El artículo 2° de la Ley N°20.278 autorizó al Ministerio de Hacienda, mediante Decreto Supremo N°1389 del 29 de octubre de 2008, para efectuar por una sola vez, un aporte extraordinario de capital a la Empresa Nacional del Petróleo por un monto de MUS$ 250.000, que se financió con recursos disponibles en activos financieros del Tesoro Público. Dicho aporte se concretó mediante una modificación del presupuesto vigente del Tesoro Público que permitió el aporte de capital que se hizo efectivo el día 10 de noviembre de 2008. Por Ord. N° 64 del 23 de enero de 2009, el Ministerio de Hacienda autorizó lo siguiente: a) Suspender temporalmente para el año 2009, la política de traspasos del 100% de los dividendos anuales de las filiales a ENAP, correspondientes al ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2008. b) Suspender transitoriamente, para el año 2009, la política de traspaso de utilidades de ENAP al Fisco (por los resultados generados el año 2008). La política de reparto de utilidad que rige a ENAP, establecida mediante Resolución del Ministerio de Hacienda N°25 de 11 de agosto de 2005, a través del cual se estableció que ENAP debe traspasar un mínimo de recursos al Fisco, ya sea como impuesto a la renta (40%) y/o como anticipo de utilidades, correspondiente a un 14% de rentabilidad sobre el patrimonio, con utilidades retenidas de ejercicios anteriores. Con fecha 23 de diciembre de 2010 el Ministerio de Hacienda según Oficio Ord. N° 1495, autorizó a capitalizar las utilidades correspondiente al ejercicio 2007, por un monto de MUS$ 49.632, cuyo traspaso al Fisco fue transitoriamente suspendido mediante Ord. N° 1272 del año 2007. Por Oficio Ord. N° 1292 del 15 de junio de 2012, el Ministerio de Hacienda, ha resuelto autorizar una política de distribución de utilidades con el objetivo de contribuir a la estabilidad y recomposición de la compañía, en los siguientes términos: a) Autorizar a la filial Enap Sipetrol S.A. a capitalizar las utilidades obtenidas el ejercicio 2010. b) Autorizar a la filial Enap Sipetrol S.A. a capitalizar el 100% de las utilidades obtenidas el ejercicio 2011, de acuerdo a los estados financieros auditados. c) Mantener la revisión de la situación financiera de la Empresa, para decidir si corresponde autorizar la capitalización de las utilidades de las filiales y de la matriz, en tanto se mantenga la situación de pérdida tributaria.

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En atención al punto c) anterior, el Ministerio de Hacienda por Oficio Ord. N° 1125 del 20 de mayo de 2013, autorizó a la filial Enap Sipetrol S.A. a capitalizar el 100% de las utilidades obtenidas el ejercicio 2012, de acuerdo a los estados financieros auditados. Con fecha 09 de abril de 2014 el Ministerio de Hacienda, según Oficio Ord. N° 733, autorizó a la filial Enap Sipetrol S.A. capitalizar las utilidades correspondiente al ejercicio 2013, por un monto de MUS$ 115.492, cuyo traspaso al Fisco fue transitoriamente suspendido mediante Ord. N° 1590 del año 2013.

b) Capital emitido El detalle del capital pagado al 31 de diciembre de 2014 y 31 de diciembre de 2013, es el siguiente:

Capital emitido

31.12.2014 MUS$

31.12.2013 MUS$

Capital pagado

1.232.332

1.232.332

Totales

1.232.332

1.232.332

ENAP es una empresa 100% de propiedad del Estado de Chile y su capital no se encuentra dividido en acciones. Gestión de capital La gestión de capital, referida a la administración del patrimonio de la compañía, tiene como objetivo principal, la administración de capital del Grupo ENAP, de acuerdo al siguiente detalle: 

Asegurar el normal funcionamiento de sus operaciones, la continuidad del negocio en el largo plazo y la seguridad de suministro de combustibles líquidos para el país.



Asegurar el financiamiento de nuevas inversiones a fin de mantener un crecimiento sostenido en el tiempo y un cumplimiento cabal de las especificaciones de los combustibles autorizados en Chile.



Mantener una estructura de capital adecuada acorde a los ciclos económicos que impactan al negocio y a la naturaleza propia de la industria.

Con estos fines, y tomando en consideración la situación actual de fortalecimiento patrimonial de la Empresa, su valor y evolución son controlados e informados al Directorio de la Empresa mensualmente. Esta instancia determina en cada caso los pasos a seguir, la comunicación con el Ministerio de Hacienda, y las potenciales gestiones que se estime oportuno realizar.

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c) Otras Reservas La composición de este rubro al 31 de diciembre de 2014 y 31 de diciembre de 2013, es el siguiente:

Composición

31.12.2014 MUS$

31.12.2013 MUS$

Diferencia de cambio por conversión (ii) Disponible para la venta Coberturas de flujo de caja (i) Reservas actuariales en planes de beneficios definidos Reservas varias (iii)

(76.561) 1.190 (8.684) (4.615) 27.270

(74.282) 1.190 (66.697) 341 27.195

Totales

(61.400)

(112.253)

i) Cobertura de flujo de caja Total 31.12.2013 MUS$

Movimiento 2014 MUS$

Total 31.12.2014 MUS$

Ganancia /(pérdida) reconocidas en las coberturas de flujos de: Cross Currency Swap / Bonos y Arriendo Financiero SWAP y Opción ZCC tasa de interés préstamos bancarios Contratos Forward de cambio de moneda extranjera Swap de coligadas TSS y SDI Impuesto a la renta y diferido de derivados

(11.090) (30.330) 1.070 (23.598) (16.073) 13.324

(1.713) 10.029 294 23.598 29.738 (3.933)

(12.803) (20.301) 1.364 13.665 9.391

Totales

(66.697)

58.013

(8.684)

ii) Diferencia de cambio por conversión

31.12.2014 MUS$

31.12.2013 MUS$

Saldo al inicio del ejercicio Resultado por cambios en empresas coligadas

(74.282) (2.279)

(54.798) (19.484)

Totales

(76.561)

(74.282)

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(En miles de dólares)

iii) Otras reservas varias

31.12.2014 MUS$

31.12.2013 MUS$

Saldo Inicial Otros cambios

27.195 75

27.671 (476)

Totales

27.270

27.195

d) Ganancias (pérdidas) acumuladas

31.12.2014 MUS$

31.12.2013 MUS$

Saldo al inicio del ejercicio Resultado del período/ejercicio Efecto cambio tasa impuesto 1a.cat. OC 856 SVS Otras variación de resultados acumulados

(902.217) 154.937 109.495 (42)

(1.034.262) 132.418 (373)

Totales

(637.827)

(902.217)

* De acuerdo al Oficio Circular Nº 856 de la Superintendencia de Valores y Seguros de Chile, de fecha 17 de octubre de 2014, que señala que las diferencias por concepto de activos y pasivos por impuestos diferidos que se produzcan como efecto directo del incremento de la tasa de impuesto de primera categoría introducido por la Ley N°20.780, deberán contabilizarse en el ejercicio respectivo contra patrimonio. El abono por este concepto fue de MUS$ 109.495, registrado en los presentes estados financieros al 31 de diciembre de 2014. Ver nota N° 13 d).

25. INTERES NO CONTROLABLE El detalle de los efectos originados por la participación de terceros en el patrimonio y resultados del Grupo al 31 de diciembre de 2014 y 31 de diciembre de 2013, es el siguiente: Ganancia (pérdida) atribuible a Participaciones no controladoras

Participación no controladora en patrimonio Entidad

31.12.2014 MUS$

31.12.2013 MUS$

31.12.2014 MUS$

31.12.2013 MUS$

Entidad Estructurada

12.404

12.685

1.656

1.567

Enap Refinerías S.A.

67

35

5

16

12.471

12.720

Totales

1.661

1.583

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(En miles de dólares)

26. SEGMENTOS DE NEGOCIO Criterios de segmentación La estructura de segmentación utilizada por el Grupo ENAP y definida por el Directorio de ENAP, y definida de acuerdo a NIIF 8 es en primer lugar, en función de las distintas líneas de negocios y en segundo lugar, según su distribución geográfica. Las líneas de negocios anteriormente mencionadas son E&P (Exploración y Producción) y R&C (Refinación y Comercialización). Segmentos principales de negocio del grupo consolidado:  Exploración y Producción, incluye las operaciones exploratorias de hidrocarburos (petróleo y gas natural) y de geotermia, así como su desarrollo, producción y comercialización de hidrocarburos en Chile y en el extranjero, en cuatro países: Chile, Argentina, Ecuador y Egipto. En el exterior, ENAP opera a través de la filial Sipetrol S.A. y en Chile, a través de Enap en Magallanes donde gestiona activos de exploración y producción de hidrocarburos en la XII Región. Además desarrolla actividades de exploración de gas a través de la modalidad de Contratos Especiales de Operación Petrolera (CEOP) en los bloques Coirón, Caupolicán, Lenga y Dorado-Riquelme, en alianza con las compañías Pan American Energy LLC, Greymount y Methanex, respectivamente, todos ubicados en la Región de Magallanes. En noviembre de 2012 la Contraloría General de la República tomó razón de dos nuevos CEOP de ENAP, en alianza con Geopark, para las áreas de Flamenco e Isla Norte.  Refinación y Comercialización, incluye las actividades y procesos de Refinación, Optimización, Logística, Trading, Desarrollo de Mercados y Ventas. Las actividades de refinación y comercialización de ENAP son gestionadas por la filial Enap Refinerías S.A. Su negocio consiste principalmente en la compra de crudos en el mercado internacional para su refinación y la posterior comercialización de los productos terminados. El abastecimiento de petróleo crudo de Enap Refinerías se obtiene mayoritariamente de Sudamérica y Europa Enap Refinerías S.A. es la única empresa que refina petróleo en Chile y la más importante de la costa Pacífico de Centro y Sudamérica. La refinación se lleva a cabo en tres refinerías: Refinería Aconcagua, ubicada en la Región de Valparaíso, Refinería Bío Bío, en la Región del Biobío, y Refinería Gregorio, en la Región de Magallanes. Las refinerías cuentan con las instalaciones necesarias para la recepción y el almacenamiento de la materia prima, entre ellas cinco terminales marítimos, situados en Quintero, San Vicente, Isla de Pascua, Cabo Negro y Gregorio, estos dos últimos en la Región de Magallanes. El almacenamiento y transporte de combustibles líquidos y gaseosos, la venta mayorista y la exportación de combustibles corresponde a la Dirección de Almacenamiento y Oleoducto (DAO), que administra la infraestructura logística. El Directorio y el Gerente General del Grupo ENAP son los encargados de la toma de decisiones respecto a la administración y asignación de recursos y respecto a la evaluación del desempeño de cada uno de los segmentos operativos anteriormente descritos. A continuación se presenta la información por segmentos de estas actividades al 31 de diciembre de 2014 y 2013:

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ENAP Y FILIALES NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS A DICIEMBRE 2014

(En miles de dólares) Al 31 de diciembre de 2014

Ingresos actividades ordinarias Ingresos actividades ordinarias, interlineas e interfiliales Costos de ventas Costos de ventas, interlineas e interfiliales Margen bruto Otros ingresos, por función Costos de distribución Gastos de administración Otros gastos por función Otras ganancias (pérdidas) Ingresos financieros Costos financieros Participación en ganancias (pérdidas) de asociadas y negocios conjuntos que se contabilicen utilizando el método de la participación Diferencias de cambio

E&P MUS$

R&C MUS$

(1) MUS$

Total MUS$

688.798 137.333 (563.485) (62.869)

9.147.848 341.622 (8.794.614) (416.086)

(478.955) 478.955

9.836.645 (9.358.098) -

199.777 8.373 (8.896) (40.959) (26.876) 5.067 (3.303)

278.770 25.207 (147.750) (24.282) (11.384) 2.132 1.032 (116.769)

4.061 (4.152) (21.066) (2.487) (299) 1.516 (59.097)

478.547 37.641 (160.798) (86.307) (40.747) 1.833 7.615 (179.169)

(1)

1.395

17.291

18.685

(7.162)

12.995

(13.862)

(8.029)

Ganancia (pérdida) antes de impuesto

126.020

21.346

(78.095)

69.271

(Gasto) ingreso por impuesto a las ganancias

(24.399)

(2.304)

114.030

87.327

Ganancia (pérdida)

101.621

19.042

35.935

156.598

Ganancia (pérdida) atribuible a: Ganancia (pérdida) atribuible a los propietarios de la controladora Ganancia (pérdida) atribuible a participaciones no controladoras

101.516 105

15.106 3.936

38.315 (2.380)

154.937 1.661

Ganancia (pérdida)

101.621

19.042

35.935

156.598

R&C MUS$

(1) MUS$

638.252 187.261 (466.152) (89.831)

10.572.467 386.733 (10.171.543) (484.163)

(573.994) 573.994

11.210.719 (10.637.695) -

Margen bruto Otros ingresos, por función Costos de distribución Gastos de administración Otros gastos por función Otras ganancias (pérdidas) Ingresos financieros Costos financieros Participación en ganancias (pérdidas) de asociadas y negocios conjuntos que se contabilicen utilizando el método de la participación Diferencias de cambio

269.530 10.449 (8.802) (39.826) (90.025) 5.213 1.088 (7.407)

303.494 39.243 (168.170) (29.198) 3.461 121.561 1.695 (129.747)

6.609 (3.933) (20.114) (3.464) (1.046) 2.997 (60.285)

573.024 56.301 (180.905) (89.138) (90.028) 125.728 5.780 (197.439)

17.240

12.851

Ganancia (pérdida) antes de impuesto

138.342

135.772

(65.847)

208.267

(Gasto) ingreso por impuesto a las ganancias

(38.259)

(42.758)

6.751

(74.266)

Ganancia (pérdida)

100.083

93.014

(59.096)

134.001

99.942 141

90.078 2.936

(57.602) (1.494)

132.418 1.583

100.083

93.014

(59.096)

134.001

Al 31 de diciembre de 2013 Ingresos actividades ordinarias Ingresos actividades ordinarias, interlineas e interfiliales Costos de ventas Costos de ventas, interlineas e interfiliales

Ganancia (pérdida) atribuible a: Ganancia (pérdida) atribuible a los propietarios de la controladora Ganancia (pérdida) atribuible a participaciones no controladoras Ganancia (pérdida)

E&P MUS$

1 (1.879)

(23.807)

538

Total MUS$

30.092 (25.148)

(1) Bajo esta línea se presentan los ajustes de consolidación del Grupo ENAP, siendo los ítems más significativos las transacciones de ingresos y costos por compra/venta de productos e insumos entre las empresas del Grupo y las partidas no distribuidas a los segmentos como costos administrativos asociados al corporativo, resultados de asociadas, otras ganancias y pérdidas e ingresos y costos financieros, principalmente.

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(En miles de dólares)

Detalle de ingresos por venta según producto y área geográfica:

Venta por Productos

Exploración y Producción MUS$

31.12.2014 Refinación y Comercialización MUS$

Total MUS$

Exploración y Producción MUS$

31.12.2013 Refinación y Comercialización MUS$

Total MUS$

Crudo Gas Natural Gas Licuado de Petróleo Gasolinas Kerosene Diesel Petróleo Combustible Petroquimicos Otros Productos Venta de Servicios, nacionales Venta de Servicios, extranjeros Otros, nacionales (incluye N.C.) Otros, extranjeros

423.701 141.345 22.825 86.973 1.575 12.379

263.713 393.305 211.633 3.272.577 733.228 3.371.053 718.507 107.553 73.131 1.218 1.929 -

687.414 534.650 211.633 3.272.577 733.228 3.371.053 718.507 107.553 73.131 24.043 86.973 3.504 12.379

373.410 130.328 15.233 86.620 3.774 28.886

203.783 397.978 315.186 3.480.866 734.422 4.329.164 865.918 119.244 109.335 918 15.654 -

577.193 528.306 315.186 3.480.866 734.422 4.329.164 865.918 119.244 109.335 16.151 86.620 19.428 28.886

Totales

688.798

9.147.847

9.836.645

638.251

10.572.468

11.210.719

Ventas Geográficas

Exploración y Producción MUS$

31.12.2014 Refinación, Logística y Comercialización MUS$

Total MUS$

Exploración y Producción MUS$

31.12.2013 Refinación, Logística y Comercialización MUS$

Total MUS$

Nacionales Extranjeras

121.840 566.958

8.754.710 393.137

8.876.550 960.095

113.961 524.290

9.752.503 819.965

9.866.464 1.344.255

Totales

688.798

9.147.847

9.836.645

638.251

10.572.468

11.210.719

La comercialización de los productos refinados por la filial Enap Refinerías S.A., se canaliza a través de las compañías distribuidoras mayoristas de combustibles y otros derivados. La filial Enap Refinerías S.A. mantiene contratos de abastecimiento con sus principales clientes, asegurando de esta manera el adecuado abastecimiento de combustibles a lo largo del país. Los principales clientes del Grupo ENAP a nivel nacional son Copec, Petrobras, Terpel, Lipigas, Abastecedora de Combustibles y Methanex. Junto con lo anterior, Enap Refinerías S.A. continuó vendiendo parte de su producción en los mercados regionales, particularmente Perú, Ecuador y Centroamérica. Activos y Pasivos por Segmentos Operativos Actualmente el Grupo ENAP no mantiene un control y registro de los activos por segmentos reportables en sus sistemas de reporte interno y tampoco dicha información es utilizada por el Directorio como parte del proceso de toma de decisiones de negocio y asignación de recursos. Los pasivos financieros del Grupo ENAP están centralizados y controlados a nivel corporativo y no se presentan por segmentos reportables.

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(En miles de dólares)

27. INGRESOS DE ACTIVIDADES ORDINARIAS El detalle de este rubro al 31 de diciembre de 2014 y 2013, es el siguiente: Detalle

31.12.2014 MUS$

31.12.2013 MUS$

Venta de crudo Venta de gas Ingreso por subsidio de Gas Venta de productos refinados Venta de servicios petroleros Otros ingresos de operación

687.414 479.677 54.973 8.487.682 111.016 15.883

577.193 470.322 57.984 9.959.091 102.772 43.357

Totales

9.836.645

11.210.719

(1) De acuerdo a lo establecido en la Ley de Presupuestos del Sector Público año 2014 (Ley N°20.713 de diciembre de 2013), el Ministerio de Energía está facultado para compensar a ENAP por un monto máximo anual de M$ 31.998.845. Esta compensación cubre el menor valor que se obtiene de las ventas de gas producido en la Región de Magallanes y la Antártica Chilena en relación a sus costos de ventas (producción y distribución) y podrá considerar el reembolso de recursos adicionales destinados para eventuales compras de gas destinadas a satisfacer la demanda de esa Región, de acuerdo al procedimiento establecido.

28. COSTOS DE VENTAS El desglose de los costos de ventas al 31 de diciembre de 2014 y 2013: 31.12.2014 MUS$

31.12.2013 MUS$

Costo de crudo y gas Costo de productos refinados Costo por venta de servicios Otros costos de operación (1)

1.188.377 7.993.737 93.511 82.473

960.159 9.104.338 92.653 480.545

Totales

9.358.098

10.637.695

(1) Al 31 de diciembre de 2014, los otros costos de operación presentan un cargo por MUS$194.595 producto de la determinación del ajuste a los inventarios por valor neto de realización (VNR), compensado con un abono por el mismo monto por el efecto devengado de los instrumentos de cobertura de flujo (TSS). Esta compensación refleja la estrategia de cobertura definida por la empresa, de acuerdo con NIC 39”Instrumentos financieros: reconocimiento y medición”, la cual tiene por finalidad asociar el flujo futuro cubierto con el efecto de la cobertura. En este caso, el flujo futuro cubierto corresponde al valor neto de realización. Adicionalmente a lo anterior, los otros costos de operación reflejan el efecto neto de la liquidación de coberturas durante el ejercicio, las cuales tuvieron como finalidad cubrir la exposición del flujo asociado al costo de venta en las operaciones de venta ordinarias. 75

ENAP Y FILIALES NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS A DICIEMBRE 2014

(En miles de dólares)

29. COSTOS DE DISTRIBUCIÓN El desglose de los costos de distribución al 31 de diciembre de 2014 y 2013:

Contratos logísticos Flete crudo y gas Fletes oleoductos Fletes marítimos Fletes productos terrestres Personal Otros Totales

31.12.2014 MUS$

31.12.2013 MUS$

11.042 3.155 38.249 68.769 9.322 11.679 18.582

10.802 5.748 41.300 85.139 9.084 13.324 15.508

160.798

180.905

30. GASTOS DE ADMINISTRACIÓN El desglose de los gastos de administración, al 31 de diciembre de 2014 y 2013: 31.12.2014 MUS$

31.12.2013 MUS$

Personal Servicios Seguros Depreciación Otros

55.551 17.216 1.693 2.074 9.773

59.434 15.917 813 1.088 11.886

Totales

86.307

89.138

31. OTROS GASTOS POR FUNCIÓN El desglose de los otros gastos por función, al 31 de diciembre de 2014 y 2013:

31.12.2014 MUS$

31.12.2013 MUS$

Estudios geológicos y geofísicos Pozos secos de exploración y abandonos Costos de campañas exploratorias Bajas de propiedad, planta y equipo Multas, indemnizaciones y finiquitos de contratos Costo de venta energía interna Otros

1.581 211 12.861 475 9.949 15.670

17.277 52.606 12.580 382 1.659 5.524

Totales

40.747

90.028

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(En miles de dólares)

32. COSTOS FINANCIEROS El desglose de los costos financieros al 31 de diciembre de 2014 y 2013, es el siguiente:

Conceptos

31.12.2014 MUS$

31.12.2013 MUS$

Intereses de préstamos bancarios Intereses de obligaciones con el público Intereses de obligaciones por leasing Otros pasivos financieros Intereses de cuentas por pagar Otros desembolsos asociados a intereses

38.329 115.835 172 827 13.324 602

56.003 110.945 111 1.201 16.161 1.760

Total costo por intereses

169.089

186.181

7.180 2.900

10.146 1.850

Pérdida por liquidaciones de derivados (swap) Intereses devengados por swap Menos: Intereses capitalizados Total costos financieros

179.169

(738) 197.439

33. OTRAS GANANCIAS (PERDIDAS) En este rubro al 31 de diciembre de 2013 se incorpora la utilidad de MUS$110.665 como resultado de la venta de la filial Manu Perú Holding S.A., y de las respectivas asociadas directas Primax S.A., Primax Comercial del Ecuador S.A. y ATIMASA. Esta operación se materializó con fecha 23 de diciembre de 2013, y fue por un valor total de US$ 255 millones neto de los impuestos pagados en el país de origen de la inversión. 34. GASTOS DEL PERSONAL La composición de esta partida al 31 de diciembre de 2014 y 2013 es el siguiente:

Conceptos:

01.01.2014 31.12.2014 MUS$

01.01.2013 31.12.2013 MUS$

Sueldos y salarios Beneficios a corto plazo empleados Otros gastos de personal Otros beneficios a largo plazo

148.298 111.147 9.982 29.139

173.244 120.161 12.099 26.795

Totales

298.566

332.299

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(En miles de dólares)

35. DIFERENCIAS DE CAMBIO El detalle de los rubros de activos y pasivos que dan origen a diferencias de cambio que son (debitadas) acreditadas a resultados son los siguientes al 31 de diciembre de 2014 y 2013: 31.12.2014 MUS$

Conceptos Efectivo y equivalente al efectivo Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar Resultado cobertura forward Cuentas por cobrar a entidades relacionadas Cuentas por cobrar y por pagar por impuestos Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar Provisiones corriente Provisiones no corriente Otros pasivos financieros corrientes y no corrientes Resultado cobertura pasivos financieros corriente y no corriente Otros

31.12.2013 MUS$

(20.525) (82.970) 65.592 (2.413) (13.214) 26.691 5.336 20.465 85.590 (86.561) (6.020)

(4.486) (59.840) 19.990 (997) (3.561) 10.892 2.426 9.867 62.370 (58.265) (3.544)

(8.029)

(25.148)

Totales

36. MONEDA EXTRANJERA

Activos Efectivo y Equivalentes al Efectivo

Otros activos no Financieros, Corriente Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar, corrientes

Activos por impuestos corrientes

Otros activos financieros no corrientes

Derechos por cobrar no corrientes Inversiones contabilizadas utilizando el método de la participación Activos por impuestos diferidos Totales

Moneda extranjera $ No reajustable $ Argentinos £ Libras Esterlinas £ Libras Egipcias $ Argentinos $ No reajustable $ reajustable $ Argentinos $ No reajustable $ reajustable $ Argentinos $ No reajustable $ reajustable CHF Franco Suizo $ No reajustable $ reajustable $ reajustable $ No reajustable $ Argentinos

Moneda funcional Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar

31.12.2014 MUS$

31.12.2013 MUS$

51.462 34.513 82 29.353 595.893 298 3.869 21.015 46.462 2.146 7 15 15.527 389 3.369 9.538

63.892 362 82 31.118 2 830.334 216 6.862 15.007 12.876 1.427 8 18.969 4.621 18 18.566 409 6.083 3.389

813.938

1.014.241

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(En miles de dólares)

Pasivos Otros pasivos financieros corrientes

Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar

Otras provisiones a corto plazo Pasivos por Impuestos corrientes

Provisiones corrientes por beneficios a los empleados

Otros pasivos financieros no corrientes

Pasivos no corrientes Otras provisiones a largo plazo Pasivo por impuestos diferidos Provisiones no corrientes por beneficios a los empleados

Otros pasivos no financieros no corrientes

Moneda

Moneda

extranjera

funcional

$ reajustable $ Argentinos CHF Franco Suizo $ No reajustable $ reajustable $ Argentinos $ No reajustable $ No reajustable $ reajustable $ Argentinos $ No reajustable $ reajustable $ Argentinos $ reajustable $ Argentinos CHF Franco Suizo $ No reajustable $ Argentinos $ No reajustable $ Argentinos $ No reajustable $ reajustable $ Argentinos $ Argentinos

Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar

Totales

Hasta 90 días MUS$

91 días a 1 año MUS$

31.12.2014 1 año a 5 años MUS$

más de 5 años MUS$

Hasta 90 días MUS$

31.12.2013 91 días 1 año a 1 año a 5 años MUS$ MUS$ -

más de 5 años MUS$

13.651 68 320 31.947 561.616 28.003 41 60.962 2.783 22.540 17.788 3.735 2.110 1.122 -

1.326 205 457 558 11.701 2.111 -

528.536 140 234.727 2.243 2.083 43.748 31.275 818

151.104 73.927 -

21.410 660 503 82.310

3.862 514 -

-

23.690 69 84.795 283 18.449 16.958 5.612 3.053 -

12.037 -

94.264 240.146 2.480 179 42.956 16.263 16.575 -

601.366 42.078 35.222 2.646 -

746.686

16.358

843.570

225.031

257.792

16.413

412.863

681312

37. INFORMACIÓN SOBRE MEDIO AMBIENTE A continuación se presenta una breve descripción de los proyectos relacionados con mejoramiento y/o inversión de procesos productivos, verificación y control de cumplimiento de ordenanzas y leyes relativas a procesos e instalaciones industriales y cualquier otro que pudiere afectar en forma directa o indirecta a la protección del medio ambiente: ENAP Sipetrol S.A.: Los recursos destinados a proyectos e iniciativas ambientales en Enap Sipetrol, para sus filiales en Argentina y Ecuador, tienen relación con los sistemas permanentes de monitoreo de agua, suelo, calidad del aire y medio ambiente biótico. Otro aspecto relevante tiene relación con los procesos de Implementación y seguimiento al Sistema de Gestión Ambiental certificado en la norma ISO 14001, así como el monitoreo y seguimiento al Plan de Manejo Ambiental, para los activos Pampa del Castillo en Argentina, como MDC y PBH en Ecuador. También se encuentra el proyecto de remediación de Pasivos ambientales para Ecuador, como aspecto relevante. Por último se destaca los procesos de elaboración de Estudios de Impacto Ambiental para el proyecto de Exploración en el bloque Intracampos en Ecuador. El monto aproximado para los Proyectos e Iniciativas Medio Ambientales para el año 2014 es del orden de US$1,4 millones. ENAP Magallanes: Los recursos destinados a proyectos e iniciativas ambientales en Enap Magallanes tienen relación a aspectos de operación corriente, en la que se incluye principalmente la gestión y control de residuos industriales líquidos y sólidos, abarcando etapas de monitoreo, disposición y normalización de instalaciones asociadas, así como trabajos de remedición de incidentes ambientales. Otro aspecto es lo relacionado a la gestión de permisos ambientales para la cartera de nuevos proyectos de Perforación, Fracturas Hidráulicas y construcción de facilidades, así como el seguimiento de compromisos adquiridos ante la autoridad ambiental. Por último, se encuentra el proyecto multianual de Pasivos Ambientales que consiste en el saneamiento ambiental de sitios en la región de Magallanes. El monto aproximado de Iniciativas Medio Ambientales para ENAP Magallanes durante el año 2014 es del orden de US$1,5 millones.

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(En miles de dólares)

ENAP Refinerías S.A.: Refinería Bio Bio: El enfoque y los recursos destinados a los Proyectos e Iniciativas Ambientales de la Refinería de Bio Bio (ERBB) tienen relación principalmente con la ejecución de una serie de compromisos adquiridos con la Corte de Apelaciones de Concepción (ICA) y la Superintendencia del Medio Ambiente (SMA). Los Proyectos e Iniciativas concernientes a la Corte de Apelaciones de Concepción están relacionados con un programa de mitigación de olores, cuyo objetivo principal es el manejo de los olores producidos como consecuencia de la actividad de refinación de petróleo en las comunidades vecinas. Este programa considera Proyectos e Iniciativas de Corto (1 año), Mediano (5 años) y Largo Plazo (10 años). En lo referente al Plan de Acción presentado a la SMA, este abarca Proyectos e Iniciativas que dicen relación con mejoras a los actuales sistemas de abatimiento de emisiones atmosféricas. El monto aproximado para los Proyectos e Iniciativas Medio Ambientales de ERBB para el año 2014 es del orden de US$13 millones. Refinería Aconcagua: Los Proyectos e Iniciativas Medio Ambientales definidas para la Refinería de Aconcagua (ERA) durante el 2014, que forman parte de un Plan de Trabajo de Largo Plazo, están orientadas a actividades que permitan identificar e implementar mejoras en lo referente a emisiones de ruidos, monitoreo de emisiones atmosféricas, manejo de residuos sólidos y de cumplimiento normativo general y de las Resoluciones de Calificación Ambiental vigentes. El monto aproximado para los Proyectos e Iniciativas Medio Ambientales de ERA para el año 2014 es del orden de US$ 9 millones. El derrame de hidrocarburos calificado como mediano por la Autoridad Marítima y acaecido el día 24 de septiembre de 2014 en el Terminal Marítimo de Quintero, como consecuencia del exceso de tracción del remolcador de alta mar Puyehue sobre el B/T Mimosa por instrucciones del práctico a bordo y la incapacidad de éste para controlar la situación, obligó a Enap Refinerias S.A. a la aplicación de un Plan de Contingencia Marítimo-Fluvial y sus sucesivas etapas de control, confinamiento, limpieza y remediación de las zonas afectadas. El año 2014 los montos asociados con los gastos incurridos en la implementación del mencionado Plan, alcanzan la cifra de US$ 8 millones.

38. JUICIOS Y COMPROMISOS COMERCIALES Existen diversos juicios y acciones legales en que Grupo ENAP es la parte demandada, los cuales son derivados de sus operaciones. En general estos juicios se originan por acciones civiles, tributarias y laborales. A la fecha de preparación de estos estados financieros consolidados, no se han realizado provisiones contables, adicionales a las indicadas en el rubro “Provisiones varias” ya que en opinión de la Administración y de sus asesores legales, para aquella parte no provisionada, estos juicios no representan una probabilidad de pérdida material y la probabilidad de una obligación presente es menor a la probabilidad de no existencia o esta probabilidad es remota, en los términos indicados en NIC 37. A continuación se presenta un detalle de los principales juicios vigentes (para lo cual se utilizó principalmente el criterio de informar aquellos que podrían significar una materialidad de más de MUS$ 5.000 o tener un efecto material adverso) y su status a la fecha de los presentes estados financieros consolidados es el siguiente: En Chile: Enap Refinerías S.A. (Aconcagua): Partes: Transportes León y Cárcamo Limitada con Enap Refinerias S.A. Rol C-20262-2012; 15° Juzgado Civil de Santiago. Materia: Cumplimiento forzado de contrato e indemnización de perjuicios Cuantía: $3.545.571.123.Procedimiento: Sumario.

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(En miles de dólares)

Breve Relación de Hechos: La empresa de transporte reclama por servicios de transporte terrestre de productos combustibles presurizados. Estado Actual: Se designó por Tribunal a don Osvaldo Contreras Strauch, en calidad de juez árbitro. En autos para sentencia. Partes: Enap Refinerias S.A. con Sociedad Nacional Marítima S.A. Rol Nº: 18.466-2012; 16º Juzgado Civil de Santiago/Tribunal Arbitral (R. Abahuad). Materia : Indemnización de perjuicios. Cuantía : US$20.059.018,43 Procedimiento: Sumario. Breve Relación de Hechos: Reclamo de daños y perjuicios relacionados con la colisión del B/T Punta Angamos colisionó contra la monoboya del Terminal Marítimo de Quintero. Estado Actual: Tribunal dictó resolución que recibe la causa a prueba. Partes: Enap Refinerias S.A. con Gasvalpo S.A. Rol N° 1741-2013; Tribunal Arbitral. Cuantía : Atendido que se trata de demandas recíprocas, la cuantía total es de MMUS$ 217. No obstante ello, la demanda de GasValpo en contra de ERSA solo corresponde a una parte de dicho monto, ascendiente a MMUS$ 137. Procedimiento: Arbitral. Breve relación de Hechos: Enap Refinerías S.A. declaró terminado un contrato de suministro de GNL con Gas Valpo S.A., junto con otros contratos conexos. Estado Actual: Se encuentra pendiente la audiencia de cierre. Las partes solicitaron de común acuerdo una suspensión del proceso a los efectos de posibilitar una negociación directa. Partes: Enap Refinerias S.A. con Armadores de la Motonave LR Mimosa y/o fletadores y/u operadores. Rol: C-17-2014; Corte de Apelaciones de Valparaíso Materia : Indemnización de Perjuicios Cuantía: USD MM 23 Breve Relación de Hechos: Derrame de crudo en la bahía de Quintero del B/T Mimosa. Estado actual: ERSA presentó demanda, la que fue acogida a tramitación. Caratulada: Derrame de hidrocarburos de 24 de septiembre de 2014 Rol N/A; Fiscalía Marítima de Valparaíso/Gobernador Marítimo de Valparaíso Materia: Derrame de hidrocarburo al mar. Cuantía: 100.000 pesos oro Procedimiento: Administrativo Armada Breve Relación de Hechos: Derrame de crudo en la bahía de Quintero del B/T Mimosa.. Estado Actual: El Gobernador Marítimo de Valparaíso ordenó al Fiscal Marítimo la reapertura de la Investigación Sumaria Administrativa. . Enap Refinerías S.A. (Biobío) Partes: Cárdenas Barría y Otros (320 vecinos) contra ENAP REFINERÍAS S.A. Rol: 3542-2014; Ilustre Corte de Apelaciones de Concepción. Materia: Recurso de protección. Cuantía: Indeterminada. Breve relación de hechos: Vecinos a la Refinería Biobío interponen recurso de protección a raíz de incidentes de malos olores. Estado actual: El 21 de octubre de 2014 se rechaza orden de no innovar que pretendía paralizar la operación de la refinería. El 12 enero de 2015, ambas partes solicitan de común acuerdo la suspensión del procedimiento hasta el 30 de marzo de 2015.

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(En miles de dólares)

Partes: Mendoza Mendoza, Luis con Enap Refinerías S.A. y otros Rol: 4-2007; Ministro de la I. Corte de Apelaciones de Concepción, doña Juana Godoy. A esta causa se acumularon todas las demandas indemnizatorias interpuestas y notificadas en tiempo y forma. El procedimiento seguido en el referido juicio corresponde a un Juicio Ordinario especial del artículo 153 Ley de Navegación. Breve relación de los hechos: En las demandas se solicita una indemnización de perjuicios basada en la responsabilidad extracontractual a consecuencia de un derrame derrame. Breve relación de los hechos: El proceso judicial ha iniciado su etapa probatoria. A esta fecha se han celebrado acuerdos transaccionales con 4025 demandantes, principalmente pescadores artesanales, algueros y armadores, por un monto total del orden de US$ 6.199.255,39. Se mantienen conversaciones y negociaciones con los restantes 190 demandantes. Partes: Carte con ENAP REFINERÍAS S.A. ENAP Y OTROS. Rol: 1999-2014; 1º Juzgado Civil de Talcahuano. Materia: Medida prejudicial probatoria (exhibición de documentos) Cuantía: No aplica. Futura demanda civil indemnizatoria. Breve relación de hechos: Vecinos a la planta de ERSA-Hualpén presentan medida prejudicial en contra de ERSA y organismos públicos tendientes a obtener información ante una futura demanda civil. Estado actual: En tramitación. Enap Sipetrol Argentina S.A: Partes: Enap Sipetrol Argentina S.A. Rol: 13289-328-2010. Tribunal: Dirección General de Aduanas de Río Grande, Provincia de Tierra del Fuego. Materia: ajuste de liquidaciones de exportaciones correspondientes a los cargos aduaneros N° 339/07 a 397/07. Cuantía: US$ 5.280.175,1 Breve relación de los hechos: Cargos formulados por diferencias en la valoración de exportación de petróleo realizadas en el periodo 2002-2006. Estado actual: La causa se encuentra para sentencia Enap Sipec, (Ecuador): Laborales: Existen 13 juicios laborales en contra de Enap Sipetrol S.A., presentados en los Juzgados del Trabajo de Pichincha, los cuales demandan indemnización por concepto del 15% de utilidades percibidas por la empresa entre los años 2003 al 2010. Las cuantías son por un promedio de MUS$ 500 cada una. Las demandas están en diferentes etapas procesales, aunque en su mayoría en espera de sentancia. Partes: SUMINISTROS INDUSTRIALES PETROLEROS en contra de ENAP SIPETROL S.A. Rol: Arbitraje 005-13. Cámara de Comercio Ecuatoriano Americana – AMCHAM QUITO. Materia: Civil. Cuantía: MUS$ 500,0. Breve relación de los hechos: Suministros Industriales Petroleros Sipetrol S.A. demanda el cambio de razón social de ENAP SIPETROL S.A Estado actual: Arbitraje concluyó por rechazo de demanda y reconvención. Partes: ENAP SIPETROL S.A. en contra del SRI. Rol: Juicio Nº 0129 Tribunal: Cuarta Sala del Tribunal Distrital de lo Fiscal. Cuantía: Aprox. MUS$3.787 Breve relación de los hechos: El SRI procedió a determinar a SIPEC el impuesto a la renta y sus anticipos correspondientes al ejercicio económico 2006. Estado actual: A la espera de sentencia. Partes: ENAP SIPETROL S.A. en contra del SRI. Rol:.17504-2009-0069. Cuarta Sala del Tribunal Distrital de lo Fiscal No.1.

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(En miles de dólares)

Cuantía: Aprox. MUS$2.800. Breve relación de los hechos: El SRI negó el reclamo administrativo propuesto por ENAP SIPEC impugnando el Acta de determinación de impuesto a la renta del ejercicio económico 2005. Estado actual: A la espera de sentencia. Partes: ENAP SIPETROL S.A. en contra del SRI. Rol: 0036 Tribunal: Tercera Sala Tribunal Distrital Fiscal Cuantía: Aprox. USD. 1.062.781.Breve relación de los hechos: Glosas impugnadas del período fiscal 2008 referentes a gastos amortización de inversiones y otros Estado actual: Presentación de informe de peritos Compromisos Comerciales: La Empresa mantiene los siguientes compromisos comerciales en relación al desarrollo de sus operaciones: (1) PETROPOWER Con ocasión de la celebración del partners agreement entre Enap Refinerías S.A. y Foster Wheeler en relación al proyecto Petropower en enero de 1996, Enap Refinerías S.A. otorgó una declaración de responsabilidad respecto de las obligaciones emanadas del mismo contrato. En relación con el proyecto Petropower, la filial Enap Refinerías S.A. firmó en 1994 un contrato donde se compromete a pagar una tarifa de procesamiento anual de aproximadamente MUS$17.400, a cambio del derecho de operar su planta de coquización e hidrotratamiento, además de pagar una tarifa anual de aproximadamente MUS$9.900 por el abastecimiento de ciertos productos energéticos. Este acuerdo que se firmó está sujeto a escalamiento anual hasta el vencimiento del contrato en 2018. Otras condiciones de los acuerdos obligan, en caso de una reducción en los ingresos anuales definida en el contrato de procesamiento y demás acuerdos del negocio y después que el operador de la planta ha aportado con el 10% de dicho déficit, a que Enap Refinerías S.A. y su matriz ENAP, contribuyan con el 50% del saldo y Foster Wheeler con el otro 50% del saldo de dicha reducción, que de ocurrir no debería exceder los MUS$1.400 al año. Adicionalmente, Enap Refinerías S.A. adquirió la obligación de comprar o programar la venta de los activos de Petropower Energía Ltda. por no menos de MUS$43.000 en la fecha de término programada del respectivo contrato (año 2018) o en cualquier otra fecha que sea acordada mutuamente entre las partes. (2) GNL CHILE S.A. Con fecha 31 de mayo de 2007, Enap Refinerías S.A. suscribió un contrato de suministro de gas natural (Gas Sales Agreement) con la sociedad GNL Chile S.A. que le permitirá garantizar la seguridad de suministro necesario para la operación de su Refinería de Aconcagua en la comuna de Concón. Dicho contrato, tiene una duración de 21 años a partir del Early Commercial Operation Date (ECOD), y le permite acceder a 3,2 millones de metros cúbicos por día de gas natural regasificado en la medida que se cuente con los contratos de suministro de GNL. En la misma fecha, GNL Chile S.A. suscribió un contrato con BG que permite a Enap Refinerías S.A. acceder a una cantidad contractual anual máxima de GNL, equivalente a 2,2 millones de metros cúbicos de gas natural por día. Con fecha 15 de junio de 2010, dicho contrato fue modificado incorporando el Patio de Carga de Camiones que le permitirá a Enap Refinerías S.A. acceder a una cantidad adicional de aproximadamente 1.165 metros cúbicos por días de gas natural en estado líquido.

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(En miles de dólares)

El inicio del suministro de gas natural tuvo lugar durante el mes de agosto de 2009. Las obligaciones contraídas por Enap Refinerías S.A. bajo el contrato de suministro de gas natural, han sido garantizadas por la Empresa Nacional del Petróleo. Para la obtención de la capacidad diaria señalada, tanto de gas natural regasificado como de GNL a ser transportado a través de cisternas, Enap Refinerías S.A. adquirió el compromiso de pagar anualmente durante la vigencia del Gas Sales Agreement alrededor de MUS$69.000 a GNL Chile S.A., empresa que el 31 de Mayo de 2007 celebró el contrato Terminal Use Agreement con GNL Quintero S.A.. Bajo esta figura, el monto anual señalado es pagado posteriormente por GNL Chile S.A. a GNL Quintero S.A. por la prestación de servicios de almacenamiento, regasificación y transporte de gas natural hasta el punto de entrega y carguío de cisternas con GNL. El referido contrato de suministro es parte de un conjunto de contratos comerciales del Proyecto GNL, cuyo cierre definitivo tuvo lugar el 31 de mayo de 2007. Dicho proyecto tiene por objeto la compra de gas natural licuado (GNL) proveniente del exterior, su almacenamiento y regasificación en la Planta de Regasificación que se ubica en las comunas de Quintero y Puchuncaví de la Región de Valparaíso del país y suministro de gas natural a la zona centro y sur del país. Con fecha 14 de diciembre de 2012, se suscribió una nueva modificación al Gas Sales Agreement, motivado por la suscripción en la misma fecha de un nuevo contrato de suministro de GNL entre GNL Chile S.A. y su proveedor de GNL, BG. Dicha modificación permite a la filial Enap Refinerías S.A. tener acceso a cantidades de gas natural en nuevas condiciones comerciales a partir del 01 de enero del 2013. Estas condiciones comerciales establecen una cláusula de Take or Pay por 29.693.766 MMbtu’s anuales. (3) EMPRESA DE GAS DE LA V REGION S.A. Con fecha 9 de abril de 2009, ERSA celebró con Empresa de Gas de la V Región S.A. (en adelante “GasValpo”) un Contrato de Suministro y otros contratos conexos en virtud del cual ERSA se comprometió a suministrarle gas natural a GasValpo. Este Contrato de Suministro se celebró al alero de los Flexible LNG Sale and Purchase Agreement y el Fixed LNG SPA Sale and Purchase Agreement celebrados entre GNL Chile S.A. y BG LNG Trading, LLC en razón de la entrada en funcionamiento del Terminal de Almacenamiento y Regasificación de propiedad de la sociedad GNL Quintero S.A. que permite a ERSA adquirir gas natural proveniente de GNL (“Contratos GNL”). La vigencia del Contrato de Suministro se supeditó a la de los contratos de GNL. A partir del 1 de enero del año 2013 GNL Chile S.A. dejó de nominar GNL para ser revendido a ERSA, en virtud de los señalados Contratos GNL, con lo cual se le puso término al Contrato de Suministro con GasValpo y sus contratos conexos. Estos contratos conexos son un Contrato de Abastecimiento y un Contrato de Peaking. Con posterioridad al término del Contrato de Suministro y sus contratos conexos, ERSA ha continuado suministrando gas natural a GasValpo a un precio provisorio.

Restricciones: ENAP - Al 31 de diciembre de 2014, la Empresa no mantiene restricciones y cumplimientos de covenants con sus bancos acreedores y bonos con el público. Enap Sipetrol Argentina S.A. - La legislación aplicable a esta Sociedad exige que el 5% de las utilidades del ejercicio deban ser destinadas a la constitución de una reserva legal, cuenta integrante del patrimonio neto, hasta que dicha reserva alcance el 20% del capital social ajustado. Cauciones obtenidas de terceros: ENAP - Al 31 de diciembre de 2014, el Grupo ENAP no ha recibido cauciones de terceros.

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(En miles de dólares)

39. GARANTÍAS COMPROMETIDAS CON TERCEROS Garantías directas Acreedor de la garantía

Banco Latinoamericano de Comerrcio Exterior S.A. BG LNG Trading, LLC-GNL BG LNG Trading, LLC-GNL Ministerio de Energía Termoeléctrica Colmito Ltda Secretaría de Hidrocarburos de Ecuador BG LNG Trading, LLC-GNL BG LNG Trading, LLC-GNL Ministerio de Energía Ministerio de Energía Ministerio de Energía Ministerio de medio ambiente (Ec) Ministerio de medio ambiente (Ec) Servicio de Rentas Internas Ecuador BBVA Banco Francés (Arg.)

Descripción

Tipo de Garantía

Garantía de ENAP sobre fiel cumplimiento de pago (crédito Argentina)

Carta aval a primera demanda

55.000

Carta de Crédito

25.506

Carta de Crédito

20.110

Garantiza el fiel cumplimiento del contrato de compraventa de Gas Natural Licuado, válida hasta el 02 de marzo de 2015. Garantiza el fiel cumplimiento del contrato de compraventa de Gas Natural Licuado, válida hasta el 30 de enero de 2015. Garantizar el fiel cumplimiento de Inversión y trabajos de exploración del CEOP Bloque Caupolicán Garantiza el fiel y oportuno cumplimiento de las obligaciones contraídas en el contrato de energía válida hasta 31 de diciembre de 2015 Garantía del 20% actividades e inversiones Bloque 3 Jambelí Garantiza el fiel cumplimiento del contrato de compraventa de Gas Natural Licuado, válida hasta enero de 2015 Garantiza el fiel cumplimiento del contrato de compraventa de Gas Natural Licuado, válida hasta enero de 2016 Garantizar abandono del pozo CEOP Bloque Caupolicán. Garantizar el fiel cumplimiento de Inv. Y trabajos de exploración del CEOP Bloque Dorado Riquelme Garantizar el fiel y oportuno cumplimiento de las obligaciones contraidas en el contrato de energía.

MUS$

Carta de Crédito Boleta de garantía Bancaria Fianza de cobro inmediato Carta de Crédito Deutsche Bank Carta de Crédito Chile Boleta de garantía Bancaria Boleta de garantía Bancaria Boleta de garantía Bancaria

Fiel cumplimiento de contrato (varias)

Póliza de seguro

Fiel cumplimiento de contrato Amp. MDC

Póliza de seguro

Garantía de 10% de reclamo de pago indebido años 2003 a 2008

Fianza de cobro inmediato

Fiel cumplimiento de contrato

Garantía de contrato

7.200 6.500 2.300 1.500 1.500 857 788 695 692 673 666

425

40. AMBITO DE CONSOLIDACIÓN a) Detalle de porcentajes de participación en sociedades incluidas en el ámbito de consolidación, es el siguiente:

Compañía Enap Refinerias S.A. Enap Sipetrol S.A. Petro Servicios Corp. S.A. Gas de Chile S.A. Éteres y Alcoholes S.A. Petrosul S.A. Energía Concón S.A. Productora de Diesel S.A. Cía. de Hidrógeno del Bío - Bío S.A. Enap Sipetrol Argentina S.A. Enap Sipetrol (UK) Limited Sipetrol International S.A. Sociedad Internacional Petrolera Enap Ecuador S.A.

Porcentaje de participación

Porcentaje con derecho a voto 31.12.2014 31.12.2013

País

Moneda funcional

Chile Chile Argentina Chile Chile Chile Chile Chile Chile Argentina Reino Unido Uruguay

Dólar Dólar Dólar Pesos Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar Dólar

99,98% 100% 100% 100% (1) 100% 100% 100% 10% 100% 100% 100%

99,98% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 10% 100% 100% 100%

99,98% 100% 100% 100% (1) 100% 100% 100% 10% 100% 100% 100%

99,98% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 10% 100% 100% 100%

Ecuador

Dólar

100%

100%

100%

100%

31.12.2014

31.12.2013

Relación con Matriz Filial Directa Filial Directa Filial Directa Filial Directa Filial Indirecta Filial Indirecta Filial Indirecta Filial Indirecta Entidad Estructurada Filial Indirecta Filial Indirecta Filial Indirecta Filial Indirecta

(1) Con fecha 10 de diciembre de 2014, ENAP vendió a su filial ENAP Refinerías S.A. 2.087 acciones de Eteres y Alcoholes S.A., representativas del 20,87% de participación en el capital social, en MUS$3.800, equivalentes al valor libro de las acciones. Mediante esta compraventa, la totalidad de las acciones de Eteres y Alcoholes S.A., quedó en poder de ENAP Refinerías S.A., produciéndose la disolución de la sociedad de acuerdo al artículo 103 N°2 de la Ley de Sociedades Anónimas.

85

ENAP Y FILIALES NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS A DICIEMBRE 2014

(En miles de dólares)

b) Actividad de sociedades incluidas en el ámbito de consolidación: Compañía

Actividad

Enap Refinerías S.A. Enap Sipetrol S.A.

Compra y refinación de crudo y productos derivados Exploración, producción y comercialización de hidrocarburos y prestar servicios de asesoría en Chile y en el extranjero. Servicios Petroleros. Importación, exportación y operación en general de toda clase de combustibles y subproductos derivados, en

Petro Servicios Corp. S.A. Gas de Chile S.A. Éteres y Alcoholes S.A. Petrosul S.A. Energía Concón S.A. Productora de Diesel S.A. Cía. de Hidrógeno del Bío - Bío S.A. Enap Sipetrol Argentina S.A. Enap Sipetrol (UK) Limited Sipetrol International S.A. Sociedad Internacional Petrolera Enap Ecuador

especial gas natural en cualquiera de sus estados. Fabricación de otros productos químicos N.C.P. Construcción, implementación, operación y explotación de Plantas de Azufre. Estudios de factibilidad. Servicios de procesamiento y construcción de Refinerías, productos derivados. Construcción y operación de una planta industrial ubicada en el recinto de Enap Refinerías S.A., en la comuna de Talcahuano y destinada a la producción de hidrógeno de alta pureza. Formación de Uniones Transitorias de Empresas (UTE), agrupaciones de colaboración, joint venture, consorcios u otra forma de asociación para exploración, explotación y tranporte de hidrocarburos. Prospecciones, explorar, desarrollar, mantener y trabajar terrenos, pozos, minas y derechos de explotación minera, derechos y concesiones de perforación para contener el petróleo, gas, aceite u otros minerales. Realizar y administrar inversiones. Una o más de las actividades de exploración, explotación o beneficio de yacimientos que contengan hidrocarburos. Exploración, explotación, procesamiento, distribución, comercialización, transporte y servicios petroleros.

c) Información financiera resumida de filiales, incluyendo la entidad estructurada. Al 31 de diciembre de 2014 Compañía Enap Refinerías S.A. Enap Sipetrol S.A. Petro Servicios Corp. S.A. Gas de Chile S.A. Éteres y Alcoholes S.A. Petrosul S.A. Energía Concón S.A. Productora de Diesel S.A. Cía. de Hidrógeno del Bío - Bío S.A. Enap Sipetrol Argentina S.A. Enap Sipetrol (UK) Limited Sipetrol International S.A. Sociedad Internacional Petrolera Enap Ecuador

Corriente MUS$ 1.517.981 196.712 1.083 664 7.020 68.789 27.433 3.942 79.960 1.215 94.000 6

Al 31 de diciembre de 2013 Compañía Enap Refinerías S.A. Enap Sipetrol S.A. Petro Servicios Corp. S.A. Gas de Chile S.A. Éteres y Alcoholes S.A. Petrosul S.A. Energía Concón S.A. Productora de Diesel S.A. Biocomsa S.A. Cía. de Hidrógeno del Bío - Bío S.A. Enap Sipetrol Argentina S.A. Enap Sipetrol (UK) Limited Sipetrol International S.A. Sociedad Internacional Petrolera Enap Ecuador

Activos No corriente MUS$ 2.191.399 702.867 1 3.848 15.937 332.979 24.869 16.857 390.090 104.223

Corriente MUS$ 2.058.630 194.049 1.312 728 10.512 2.527 58.018 21.997 537 3.546 63.817 1.215 104.776

-

Activos No corriente MUS$ 2.184.988 525.929 3.369 13.697 18.315 351.881 37.228 1.977 19.395 317.931 130.374

6

-

Pasivos Coriente No corriente MUS$ MUS$ 3.019.763 331.413 140.805 182.677 38 21 2.009 5.226 71.912 297.034 22.632 12.418 2.366 4.651 131.736 166.936 168 10.134 25

-

Pasivos Coriente No corriente MUS$ MUS$ 3.651.605 390.824 251.607 121.834 88 4 2.454 3.456 1.472 3.642 63.818 324.470 17.691 26.532 2.946 3.448 5.195 105.243 104.281 168 9.964 25

Ingresos Ordinarios MUS$ 9.058.779 575.651 1.771 20.442 2.936 3.749 359.388 129.342

-

Gastos Ordinarios MUS$ (8.774.541) (386.474) 1.210 (302.214) (28.738)

Ingresos Ordinarios MUS$ 10.433.611 568.582 2.467 484 22.252 3.713 4.025 363.317 119.032 -

Resultado Ejercicio MUS$ 30.750 114.699 (178) 200 1.468 7.942 2.730 1.839 20.924 92.409

Gastos Ordinarios MUS$ (10.151.489) (357.770) (1.210) (282.204) (25.226) -

Resultado ejercicio MUS$ 80.868 115.492 (230) 92 1.825 539 4.068 947 (382) 1.921 28.240 90.695 -

86

ENAP Y FILIALES NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS A DICIEMBRE 2014

(En miles de dólares)

41. HECHOS POSTERIORES Entre el 1 de enero de 2015 y la fecha de emisión de estos estados financieros consolidados, no han ocurrido hechos posteriores que puedan afectar significativamente la razonabilidad de estos.

*****

87

ANÁLISIS RAZONADO DE LOS ESTADOS DE SITUACIÓN FINANCIERA CONSOLIDADOS CORRESPONDIENTE AL EJERCICIO TERMINADO AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014

EMPRESA NACIONAL DEL PETRÓLEO 2014

1

EMPRESA NACIONAL DEL PETRÓLEO Y FILIALES ANÁLISIS RAZONADO DE LOS ESTADOS DE SITUACIÓN FINANCIERA CONSOLIDADOS POR EL EJERCICIO TERMINADO AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014

A continuación se presenta el Estado de Situación Financiera Clasificado de Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) y Filiales, al 31 de diciembre de 2014 comparado con el ejercicio terminado al 31 de diciembre 2013, y los resultados consolidados de ENAP, para el ejercicio comprendido entre el 01 de enero y el 31 de diciembre de los años 2014 y 2013. Todas las cifras están expresadas en dólares de los Estados Unidos de Norteamérica y de acuerdo a las Normas Internacionales de Información Financiera NIIF (IFRS), excepto por la aplicación del OC 856 de la SVS al 31 de diciembre de 2014. 1.- RESUMEN EJECUTIVO ENAP alcanzó una utilidad al 31 de diciembre de 2014 de US$ 157 millones, lo que se compara positivamente con la utilidad alcanzada al 31 de diciembre de 2013 de US$ 134 millones (variación de US$ 23 millones). Este mejor resultado se genera por una mejor gestión en el resultado no operacional y efectos positivos en impuestos. El EBITDA generado al 31 de diciembre de 2014 fue de US$ 621 millones, lo cual se compara con los US$ 678 millones generados al 31 de diciembre de 2013. Cabe destacar que el resultado y EBITDA del 2014 se lograron a pesar de una serie de hechos que afectaron negativamente la performance financiera de ENAP. Dentro de los eventos que generan este menor resultado y EBITDA el 2014 respecto del 2013 se encuentran; mayor costo en abastecimiento región de Magallanes, menores costos netos (precios de compra) por cambio de contrato con BG, dividendos y ganancia de capital del negocio Primax a fines del 2013. Es importante mencionar que el 15 de mayo del 2014, la empresa tomo la decisión de detener las operaciones de la planta de Etileno, a partir de lo cual comenzaron a generarse ahorros en los costos de operación de la refinería de Biobio. El patrimonio de ENAP alcanzó los US$ 546 millones al 31 de diciembre de 2014, incrementándose en US$ 315 millones respecto al 31 de diciembre de 2013, producto de la utilidad del ejercicio, abono en resultados acumulados de US$ 109 millones por efectos de la reforma tributaria y abono neto del ejercicio en reservas de cobertura por US$ 49 millones. RESUMEN ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS Cifras en Millones de dólares (US$)

ESTADO DE RESULTADOS CONSOLIDADOS Ingresos de actividades ordinarias Costos de ventas Margen bruto Otros ingresos, por función Costos de distribución

dic-14

dic-13

Var

Var.%

9.837

11.211

(1.374)

12,3%

(9.358)

(10.638)

1.280

12,0%

479

573

(94)

16%

38

56

(18)

32,1%

(161)

(181)

20

11,0%

Gasto de administración

(86)

(89)

3

3,4%

Otros gastos, por función

(41)

(90)

49

54,4%

Otras ganancias (pérdidas)

2

126

(124)

98,4%

Ingresos financieros

8

6

2

33,3%

(179)

(197)

18

9,1%

Participación en asociadas

19

30

(11)

36,7%

Diferencias de cambio

(8)

(25)

17

68,0%

Utilidad antes de impuestos

69

208

(139)

66,8%

Beneficio (gasto) por impuestos a las ganancias

87

(74)

161

217,6%

157

134

23

17,2%

2

2

0

0,0%

155

132

23

17,4%

Costos financieros

Utilidad del ejercicio Utilidad atribuible a las participaciones no controladoras Utilidad atribuible a los propietarios de la controladora

1

EMPRESA NACIONAL DEL PETRÓLEO Y FILIALES ANÁLISIS RAZONADO DE LOS ESTADOS DE SITUACIÓN FINANCIERA CONSOLIDADOS POR EL EJERCICIO TERMINADO AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014

Cifras en Millones de dólares (US$)

ESTADO DE SITUACIÓN FINANCIERA CONSOLIDADOS ACTIVOS

dic-14

dic-13

Var

Var.%

5.657

6.274

(617)

9,8%

Efectivo y equivalentes al efectivo

154

469

(315)

67,2%

Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar corrientes

702

996

(294)

29,5%

Cuentas por cobrar a entidades relacionadas, corriente Inventarios Activos por impuestos corrientes Otros activos corrientes Otros activos no financieros, no corrientes Inversiones contabilizadas por el método de la participación Propiedades, planta y equipo, neto Activos por impuestos diferidos Otros activos no corrientes PASIVOS

30

33

(3)

9,1%

741

1.301

(560)

43,0%

82

29

53

182,8%

215

4

211

5275,0%

49

49

0

0,0%

127

117

10

8,5%

2.753

2.637

116

4,4%

761

560

201

35,9%

43

79

(36)

45,6% 15,4%

5.111

6.043

(932)

Otros pasivos financieros corrientes

459

486

(27)

5,6%

Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar

730

1.533

(803)

52,4%

Cuentas por pagar a entidades relacionadas, corriente Otros pasivos corrientes Otros pasivos financieros no corrientes

46

46

0

0,0%

157

174

(17)

9,8%

3.372

3.416

(44)

1,3%

Otros pasivos no corrientes

347

388

(41)

10,6%

PATRIMONIO

546

231

315

136,4%

2.- ANÁLISIS DEL ESTADO DE RESULTADOS INGRESOS DE ACTIVIDADES ORDINARIAS

dic-14 7.476

dic-13 8.082

Var. US$ (606)

Var.% 7,5%

1.018

1.885

(867)

46,0%

689

638

51

8,0%

Cifras en Millones de dólares (US$)

Ingresos por ventas productos propios Ingresos por ventas productos importados Ingresos por ventas E&P Otros ingresos TOTAL INGRESOS ORDINARIOS

654

606

48

7,9%

9.837

11.211

(1.374)

12,3%

La disminución en los ingresos por venta de productos propios de R&C (US$ 606 millones), se explica principalmente por la reducción del precio internacional de los productos, lo cual repercute en la fijación de precios en el mercado local. El precio de venta promedio de productos propios disminuyó desde 123,2 US$/Bbl a 115,9 US$/Bbl (5,9%). A su vez la variación en volumen tal como se explica más adelante, es marginal entre un año y otro. Con respecto a la venta de producto importados de R&C (Diesel, Gasolinas y Petróleo Combustible), éstas totalizaron una venta de 1.247 Mm3 en el año 2014, lo cual se compara con los 2.189 Mm3 del ejercicio anterior, esta disminución de un 43% se explica por menor demanda de diesel por parte de las empresas termoeléctricas y una baja en la demanda de gasolinas. Los ingresos por venta en E&P se incrementaron en US$ 51 millones explicado principalmente por mayores ingresos por crudo y servicios petroleros en Ecuador. 2

EMPRESA NACIONAL DEL PETRÓLEO Y FILIALES ANÁLISIS RAZONADO DE LOS ESTADOS DE SITUACIÓN FINANCIERA CONSOLIDADOS POR EL EJERCICIO TERMINADO AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014

Los ingresos asociados a la compensación que cubre el menor valor que se obtiene de las ventas de gas producido en la Región de Magallanes, ascendió a US$ 55 millones (US$58 millones por el año 2013). Esta cifra que es consecuencia de la aprobación de la Ley de Presupuestos, y es inferior al costo de venta real, que asciende a US$ 105,3 millones. COSTOS DE VENTAS

En línea con la baja en los ingresos, los costos de ventas de ENAP al 31 de diciembre de 2014 disminuyeron en US$ 1.280 millones, manteniendo el margen de beneficio bruto en 5%, al igual que para el año 2013. El detalle es el siguiente: Cifras en Millones de dólares (US$)

Ratio Costo de venta a Ingresos de actividades Ingresos de actividades ordinarias Costos de ventas Margen bruto

dic-14 9.837 (9.358) 479

% 100% -95% 5%

dic-13 11.211 (10.638) 573

% 100% -95% 5%

Var (1.374) 1.280 (94)

La baja en el costo de venta (US$ 1.280) se explica principalmente por la variación de los siguientes conceptos: Cifras en Millones de dólares (US$)

Costo compra productos propios Costo no crudo

dic-14

dic-13

Var. US$

Var.%

(6.261)

(6.910)

650

9,4%

(924)

(983)

58

5,9%

Costo total de productos propios R&C

(7.185)

(7.893)

708

9,0%

Costo de compra de productos importados R&C

(1.003)

(1.801)

798

44,3%

Costos Producción E&P

(558)

(466)

(92)

19,8%

Costo gas natural importado

(348)

(275)

(73)

26,5%

Costos de ventas crudo importado

(264)

(203)

(61)

29,9%

(9.358)

(10.638)

1.280

12,0%

TOTAL COSTOS DE VENTAS

El costo de compra de crudo disminuyó US$ 650 millones (9,4%) lo que se explica por una baja en el precio del costo promedio de la materia prima que pasó de 107,1 US$/Bbl durante el año 2013 a 97,9 US$/Bbl durante el año 2014, lo que se debió a la caída del precio internacional y a la optimización del proceso de compra de crudo. Por otra parte se observó una disminución en los metros cúbicos vendidos desde 10.343,9 Mm3 al 31 de diciembre de 2013 a 10.277,4 Mm3 al 31 de diciembre de 2014. Respecto al menor costo de compra de productos importados, tal como se indicó precedentemente, la baja es consecuencia tanto de los menores precios como del menor volumen de venta. MARGEN PRIMO

Cifras en Millones de dólares (US$)

Productos propios Ingresos por ventas (MMUS$) Costo de venta primo Margen primo total MARGEN PRIMO US$ / Bbl

3

dic-14

dic-13

Var

Var.%

7.476

8.082

(606)

7,5%

(6.261)

(6.910)

650

9,4%

1.215

1.172

44

3,7%

15,6

15,6

0,0

0,0%

EMPRESA NACIONAL DEL PETRÓLEO Y FILIALES ANÁLISIS RAZONADO DE LOS ESTADOS DE SITUACIÓN FINANCIERA CONSOLIDADOS POR EL EJERCICIO TERMINADO AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014

El Margen Primo Unitario se mantuvo en línea con el año anterior en 15,6 US$/Bbl, lo cual está asociado al comportamiento de los márgenes internacionales para productos derivados del petróleo durante el año. El detalle es el siguiente: Margen Primo - Producción Propia 2014 (US$/Bbl) ene

jun

jul

sep

oct

Precio de venta

121,5

120,9

124,2

122,5

122,0

123,4

125,5

118,5

114,3

112,3

85,5

75,4

113,8

Costo materia prima

105,4

103,6

105,6

105,5

107,2

108,9

108,7

103,1

96,7

89,7

77,7

67,1

98,3

16,1

17,3

18,6

16,9

14,8

14,5

16,8

15,4

17,6

22,6

7,8

8,3

15,6

Margen US$/Bbl

feb

mar

abr

may

ago

nov

dic

Promedio

Margen Primo - Producción Propia 2013 (US$/Bbl) ene Precio de venta Costo materia prima Margen US$/Bbl

jun

jul

sep

oct

nov

dic

126,1 107,8

feb 128,4 113,0

mar 131,0 107,9

abr 123,3 104,4

may 120,2 101,8

117,6 101,0

122,6 102,7

ago 125,4 108,7

127,3 111,7

118,1 110,0

115,2 107,6

117,1 108,3

Promedio 122,7 107,1

18,4

15,4

23,1

18,9

18,4

16,6

19,8

16,7

15,6

8,1

7,5

8,8

15,6

MARGEN BRUTO

El Margen bruto al 31 de diciembre de 2014 fue de US$ 479 millones lo que representa una variación negativa de US$ 94 millones con respecto al año anterior. El Margen Bruto de R&C muestra una caída de US$ 24 millones, que se origina en la operación de la Línea en la Región de Magallanes, ya que la operación de ENAP Refinerías a nivel de margen bruto se mantuvo sin variación. En la línea Exploración y Producción el Margen Bruto muestra una caída de US$ 70 millones. Esta caída se explica principalmente por: menores ingresos en Enap Magallanes por menor venta de raw product; mayores costos de producción en Argentina y Magallanes; mayores costos en la compras de gas a terceros para el abastecimiento en la región de Magallanes; todo compensado con mayores ingresos en Egipto como consecuencia del éxito de la campaña de exploración en el activo East Ras Qattara en el 2014. VARIACIONES OTROS RUBROS

El rubro Otras ganancias (pérdidas) disminuyó de un ingreso por US$ 126 millones al 31 de diciembre de 2013 a un ingreso por US$ 2 millones al 31 de diciembre de 2014, debido fundamentalmente a los efectos de la venta de la inversión en Perú (Primax) registrada en el 2013. El rubro Otros gastos por función disminuyó desde US$ 90 millones a US$ 41 millones al 31 de diciembre de 2014 (54,4%). Los estudios geológicos disminuyeron US$ 16 millones, ya que fueron incurridos en 2013 asociados al Bloque 3J (Ecuador), los pozos secos de exploración y abandonos disminuyeron en US$ 39 millones debido a una mayor probabilidad de éxito. Los Costos de distribución disminuyeron US$ 20 millones por menores costos asociados a fletes marítimos. Los Costos financieros, por su parte, tuvieron una disminución de US$ 18 millones (9,1%) al pasar desde US$ 197 millones a US$ 179 millones al 31 de diciembre de 2014 debido principalmente a la disminución de la deuda que mantiene ENAP en préstamos bancarios en US$ 18 millones.

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La Participación en las ganancias y (pérdidas) de asociadas disminuyó en US$ 11 millones al 31 de diciembre de 2014, debido a menores resultados de la cartera de inversiones en empresas asociadas y a que en al año 2013 se reconocían en esta línea los resultados de la operación de Primax en Perú. El concepto Diferencia de cambio reflejó una pérdida de US$ 8 millones al 31 de diciembre de 2014 lo que se compara con la pérdida de US$ 25 millones al 31 de diciembre de 2013. Este valor refleja una compensación entre el costo de las coberturas de cuentas por cobrar y la depreciación del peso chileno que afectó los saldos acreedores del balance. Las coberturas de cuentas por cobrar consisten en contratos forward que permiten fijar el tipo de cambio a futuro, en previsión del riesgo de pérdida por las cuentas por cobrar a clientes, denominadas en pesos. El rubro Impuesto a la renta reflejó un beneficio fiscal de US$ 87 millones al 31 de diciembre de 2014, lo que se compara con el gasto de US$ 74 millones obtenido al 31 de diciembre de 2013, lo que se explica de acuerdo al siguiente cuadro: Cifras en Millones de dólares (US$)

Desglose de impuestos Resultados antes de impuestos Impuesto a la renta, Chile

dic-14 69 (1)

dic-13 208 (11)

Var. (139) 9

Var.% 66,7% 87,1%

(31)

(23)

(8)

34,2%

Impuestos diferidos

37

(27)

64

236,3%

Impuesto especial, D.L. 2398 - Tasa 40%

83

(13)

96

752,3%

157

134

23

16,9%

Impuestos pagados en el exterior

Ganancia del ejercicio

3.- ANÁLISIS DEL ESTADO DE SITUACIÓN FINANCIERA CONSOLIDADO ACTIVOS

Al 31 de diciembre de 2014 el total de activos presenta una disminución de US$ 617 millones con relación al existente al 31 de diciembre de 2013. Esta disminución se genera principalmente por las variaciones experimentadas en los saldos de los siguientes rubros: - El rubro Inventarios refleja una disminución de US$ 560 millones (43,0%) con respecto al 31 de diciembre de 2013. Las principales variaciones son el efecto de:  El menor valor del Inventario de Crudos para refinación ascendente a US$ 373,4 millones, explicado principalmente por una disminución en el volumen de inventarios, que baja desde 854,1 Mm3 en diciembre de 2013 a 730,1 Mm3 (14,5%) al 31 de diciembre de 2014, complementado con el efecto de una disminución de los precios internacionales del crudo, según valores unitarios comentados precedentemente. Adicionalmente al 31 de diciembre de 2014 se ha ajustado el valor contable del crudo al valor neto realizable lo cual corresponde a su valor de reposición, por un valor de US$ 123 millones, el que tiene su compensación total a través de las operaciones de cobertura efectuadas por la empresa y que se ven reflejadas en el rubro Costo de Ventas  El menor valor del Inventario de Productos ascendente a US$ 193,2 millones, explicado por un menor precio en el costo unitario de las existencias que disminuye de 116,5 US$/Bbl a 87,8 US$/Bbl (24,7%), compensado en parte por el aumento en el volumen de inventario de productos, 5

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que sube de 812,1 Mm3 al 31 de diciembre de 2013 a 901,6 Mm3 (11,0%) al 31 de diciembre de 2014. Adicionalmente al 31 de diciembre de 2014 se ha ajustado el valor contable de los productos al valor neto realizable, por un valor de US$ 72 millones, el que tiene su compensación total a través de las operaciones de cobertura efectuadas por la empresa y que se ven reflejadas en el rubro Costo de Ventas.

- Una disminución de US$ 315 millones (67,2%) en la cuenta Efectivo y Efectivo Equivalentes a consecuencia de la posición de cierre diferentes en ambos años. - Una disminución de US$ 294 millones (29,5%) en la cuenta Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar corrientes respecto a diciembre 2013, principalmente en el rubro Deudores por ventas. Esta disminución se explica por menor precio promedio nominal, estimado a partir de los precios unitarios netos de venta de los meses de diciembre de 2014 y diciembre del 2013 de los productos propios y productos comprados de un 26,2% (118,3 US$/Bbl v/s 87,2 US$/Bbl). Lo anterior se ve compensado por: - El aumento en la cuenta Otros activos corrientes de US$ 211 millones (5.275,0%) respecto a diciembre 2013, corresponde a una posición activa de los derivados de coberturas, principalmente Time Spread Swap - TSS. - Un aumento de US$ 201 millones (35,9%) en el rubro Activos por impuestos diferidos principalmente producto de la aplicación de la Reforma Tributaria que modifica el sistema de tributación de la renta e introduce diversos ajustes en el sistema tributario lo que generó un cargo por US$ 113 millones, y por efecto del aumento del activo diferido asociado a la diferencias temporales durante el ejercicio. - El aumento de US$ 116 millones (4,4%) en el rubro Propiedades, planta y equipo, neto se explica principalmente por un efecto compensado entre las adiciones que sumaron US$ 522 millones de los cuales corresponden US$ 400 millones a inversiones en E&P, menos los gastos por depreciación que ascendieron a US$ 373 millones y otros movimientos por US$ 33 millones. PASIVOS

Al 31 de diciembre de 2014 los Pasivos en su conjunto disminuyeron en US$ 932 millones (15,4%) con relación a los Pasivos vigentes al 31 de diciembre de 2013. Las principales variaciones corresponden a: - Las Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar, disminuyeron en US$ 803 millones (52,4%) principalmente debido a la disminución de las cuentas con proveedores extranjeros y acreedores varios extranjeros por pago de compra de crudo. - El nivel de Otros pasivos financieros (corrientes y no corrientes) disminuyó en US$ 71 millones (1,8%). Los Pasivos financieros corrientes disminuyen US$ 27 millones mientras los Pasivos financieros no corrientes lo hicieron en US$ 44 millones. La principal modificación de la composición de la deuda, respecto al 31 de diciembre de 2013, corresponde a la amortización del capital del Bono 144-A con vencimiento en marzo de 2014, por un monto de US$ 150 millones; a la emisión y colocación de Bono 144 A en el Mercado estadounidense en octubre de 2014, a una tasa de interés de 4,375% anual por un monto de US$ 600 millones y el reconocimiento de una deuda de US$93 millones como contraprestación por la prórroga del contrato de UTE en el Área de Magallanes (Argentina). 6

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PATRIMONIO

- El Patrimonio de la Empresa aumentó en US$ 313 millones (135,5%) al 31 de diciembre de 2014 respecto al 31 de diciembre de 2013, producto del resultado del ejercicio de US$ 157 millones, más los efectos de la reforma tributaria por US$ 109 millones los cuales de acuerdo con las disposiciones del Oficio Circular Nº 856 de la SVS de fecha 17 de octubre de 2014, se contabilizaron con efecto en resultados acumulados y abono neto del ejercicio en reservas de cobertura por US$ 42 millones de cambios en otros resultados integrales, que corresponden principalmente al reconocimiento del resultado devengado por coberturas de crudo (TSS). 4.- ANÁLISIS DE ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO Los principales componentes del flujo neto de efectivo originado al 31 de diciembre de 2014 y 2013, son los siguientes: El saldo final de Efectivo y Equivalentes al Efectivo alcanzó US$ 154 millones al 31 de diciembre de 2014, que se compara con US$ 469 millones al 31 de diciembre de 2013. El flujo de actividades de operación fue un saldo positivo de US$ 422 millones al 31 de diciembre de 2014, que se compara con US$ 886 millones al 31 de diciembre de 2013. Esta disminución corresponde a una baja en los cobros procedentes de las ventas de bienes y prestación de servicios y a la disminución de las obligaciones con los proveedores por menores niveles de inventario durante el ejercicio, manteniendo los niveles en las actividades de recaudación y cobranza, respecto al ejercicio anterior. El flujo utilizado en actividades de inversión alcanza US$ 428 millones, que se compara con US$ 213 millones al 31 de diciembre de 2013. Esto se debe principalmente a que en el año 2013 se recibieron US$ 255 millones por importes procedentes de la venta de “Primax” en Perú y Ecuador al grupo Romero. El flujo utilizado en actividades de financiación corresponde al esfuerzo en la gestión de la Empresa para ir disminuyendo la deuda financiera consolidada, tal es así, que este alcanzó los US$ 289 millones al 31 de diciembre de 2014 y a US$ 381 millones al 31 de diciembre de 2013. Por otra parte, la Empresa ha realizado gestiones para reestructurar sus vencimientos de acuerdo a las necesidades de fondos que requieren las actividades del Grupo, es así que en marzo de 2014 se realizó la pago del Bono 144A por US$150 millones, y en octubre de 2014 se colocaron US$600 millones en un Bono 144A., que se utilizó para el pago de obligaciones bancarias por el mismo monto. Durante el mes de enero de 2013 se recibieron US$ 280 millones por la colocación de bonos nacionales por UF 6 millones.

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El detalle de los principales rubros es el siguiente: Cifras en Millones de dólares (US$)

Estado de Flujo de Efectivo Flujos de efectivo procedentes de actividades de operación Flujos de efectivo utilizados en actividades de inversión Flujos de efectivo (utilizados en) provenientes de actividades de financiación Variación de efectivo y equivalentes al efectivo, antes de los cambios en la tasa de cambio Efectos de la variación en la tasa de cambio sobre el efectivo y equivalentes al efectivo Variación de efectivo y equivalentes al efectivo Efectivo y equivalentes al efectivo al inicio del periodo Efectivo y equivalentes al efectivo al final del periodo

dic-14 422 (428)

dic-13 886 (213)

Var (464) (215)

Var.% 52,4% 101,1%

(289)

(381)

92

24,1%

(296)

292

(588)

201,2%

(20)

(4)

(16)

377,9%

(316) 469 154

288 181 469

(604) 288 (316)

209,5% 159,3% 67,3%

5.- EBITDA El EBITDA de US$ 621 millones al 31 de diciembre de 2014 se compara con los US$ 678 obtenidos en el año 2013, logrando por segundo año consecutivo un EBITDA sobre US$600 millones, el detalle es el siguiente: EBITDA Margen Bruto Otros ingresos, por función Costos de distribución Gastos de administración Otros gastos, por función Resultado Operacional Depreciación y cuota de agotamiento ⁽¹⁾ Abandono pozos exploratorios ⁽²⁾ Estudios geológicos y costos no absorbidos ⁽³⁾ Otras provisiones no operacionales ⁽⁴⁾ Costos de exploración ⁽⁴⁾ EBITDA

dic-14 477 39 (161) (86) (41) 228 373 4 3 0 13 621

dic-13 574 51 (181) (90) (90) 264 336 53 23 (11) 13 678

Var. US$ (96) (13) 20 3 49 (36) 36 (48) (20) 11 0 (57)

Var.% 17% 24% 11% 4% 55% 14% 11% 92% 88% 100% 2% 8%

⁽¹⁾ Ver Nota 15 letra f) en los estados financieros consolidados ⁽²⁾ Ver Nota 16 letra iii) en los estados financieros consolidados ⁽³⁾ Incorporado en el rubro Costo de Ventas ⁽⁴⁾ Ver Nota 29 en los estados financieros consolidados

Al 31 de diciembre de 2014 la contribución al EBITDA por la Línea de negocios de Refinación y Comercialización es de US$ 323,2 millones y por la Línea Exploración y Producción es de US$ 325,2 millones; a la misma fecha del año 2013 la contribución al EBITDA por la Línea Refinación y Comercialización fue de US$ 341,2 millones y por la Línea Exploración y Producción fue de US$ 373,9 millones.

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6.- INFORMACIÓN POR SEGMENTOS DE NEGOCIO. El presente desglose por segmentos de negocio muestra la contribución al margen bruto de las operaciones de la línea Refinación y Comercialización (R&C) y de la línea Exploración y Producción (E&P) para los ejercicios al 31 de diciembre de 2014 y 2013: Cifras en Millones de dólares (US$)

Información por segmentos de negocios Ingresos actividades ordinarias Costos de ventas Subtotal Resultado ventas interlineas Distribución costos corporativos Margen bruto

R&C

E&P

R&C

E&P

dic-14

dic-14

dic-13

dic-13

9.150

689

10.573

638

(8.873)

(558)

(10.302)

(457)

277

131

271

181

7

74

40

97

(5)

(6)

(7)

(9)

279

199

304

269

7.- PERFIL AMORTIZACIÓN DEUDA NETA ANUAL ENAP AL 31 de diciembre de 2014 La presente tabla muestra el perfil de amortización del capital de la deuda neta de ENAP: US$ MM

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8.- ÍNDICES DE RENTABILIDAD Y RESULTADO. Los principales indicadores financieros de liquidez, endeudamiento, actividad y rentabilidad de Grupo ENAP, se detallan a continuación: LIQUIDEZ Liquidez Corriente ⁽¹⁾ Razón Ácida ⁽²⁾

(veces) (veces)

dic-14 1,38 0,85

dic-13 1,26 0,68

Var. 0,12 0,17

Var.% 9,3% 24,3%

⁽¹⁾ Liquidez corriente = Activos corrientes / Pasivos corrientes ⁽²⁾ Razón ácida = (Activos corrientes - Inventarios) / Pasivos corrientes

ENDEUDAMIENTO Razón de endeudamiento ⁽¹⁾ Razón de endeudamiento financiero neto ⁽²⁾ Razón de endeudamiento, financiero corriente ⁽³⁾ Razón de endeudamiento, financiero no corriente ⁽⁴⁾

(veces) (veces) (porcentaje) (porcentaje)

Cobertura gastos financieros ⁽⁵⁾ R.A.I.I.D.A.I.E. ⁽⁶⁾

(veces) (Millones US$)

dic-14 9,37 6,33 11,99 88,01 dic-14 3,5 621

dic-13 26,21 14,68 12,44 87,56 dic-13 3,8 742

Var. (16,84) (8,35) (0,46) 0,46 Var. (0,29) (121)

Var.% 64,3% 56,9% Var.% 7,8% 16,3%

dic-13 6.274 6.293 dic-13 7,60 1,58

Var. (617) (328) Var. 1,57 (0,27)

Var.% 9,8% 5,2% Var.% 20,6% 17,1%

Var. (51,43) (14,00)

Var.% 55,2% 657,4%

⁽¹⁾ Razón de endeudamiento = (Total pasivos corrientes + Total pasivos no corrientes) / Patrimonio total ⁽²⁾ Razón de endeudamiento financiero neto = (Pasivos Financieros - Activos financieros) / Patrimonio total ⁽³⁾ Razón de endeudamiento, corriente = Pasivo financiero corriente / Total pasivos financieros ⁽⁴⁾ Razón de endeudamiento, no corriente = Pasivo financiero no corriente / Total pasivos financieros ⁽⁵⁾ Cobertura gastos financieros = R.A.I.I.D.A.I.E. / Costos financieros ⁽⁶⁾ R.A.I.I.D.A.I.E. = Resultado antes de imptos, intereses, depreciación, amortización e items extraordinarios ACTIVIDAD Activos Activos totales ⁽¹⁾ Activos promedio ⁽²⁾ Inventarios Rotación de inventarios ⁽³⁾ Permanencia de inventarios ⁽⁴⁾

(Millones US$) (Millones US$) (veces) (meses)

dic-14 5.657 5.966 dic-14 9,17 1,31

⁽¹⁾ Activos totales = Total activos corrientes y no corrientes ⁽²⁾ Activos promedio = (Activos Totales del período actual + Activos totales año anterior) / 2 ⁽³⁾ Rotación de inventarios = Costo de venta últimos doce meses / Inventario promedio últimos doce meses ⁽⁴⁾ Permanencia de inventarios = Inventario promedio últimos doce meses / Costo de venta últimos doce meses (promedio mensual) RENTABILIDAD Rentabilidad de patrimonio controlador promedio ⁽¹⁾ Rentabilidad de activos ⁽²⁾

(porcentaje) (porcentaje)

dic-14 41,71 2,62

dic-13 93,14 2,13

⁽¹⁾ Rentabilidad de patrimonio promedio = Resultado últimos 12 meses / ((Patrimonio período actual + Patrimonio período anterior) / 2) ⁽²⁾ Rentabilidad de activos = Resultado últimos 12 meses / Activos Totales promedio últimos doce meses

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9.- DIFERENCIAS ENTRE VALORES ECONÓMICOS Y DE LIBROS DE LOS ACTIVOS. Respecto a los principales activos de la Empresa, cabe mencionar lo siguiente: La Empresa evalúa anualmente el deterioro del valor de los activos, conforme a la metodología establecida, de acuerdo con lo establecido en la NIC 36. Los activos sobre los cuales aplica la metodología son los siguientes:    

Activo Fijo Activos Intangibles Inversiones en sociedades Filiales y Asociadas Otros activos no corrientes

La evaluación de deterioro del valor de los activos se realiza a fin de verificar si existe algún indicio que el valor libro sea menor al importe recuperable. Si existe dicho indicio, el valor recuperable del activo se estima para determinar el alcance del deterioro (de haberlo). En caso que el activo no genere flujos de caja que sean independientes de otros activos, la Empresa determina el valor recuperable de la unidad generadora de efectivo a la cual pertenece el activo. El valor recuperable es el más alto entre el valor justo menos los costos de vender y el valor en uso. Para determinar el valor en uso, se calcula el valor presente de los flujos de caja futuros descontados, a una tasa asociada al activo evaluado. Si el valor recuperable de un activo se estima que es menor que su valor libro, este último disminuye al valor recuperable. En resumen, los activos se presentan valorizados de acuerdo a las NIIF según lo que se señala en la Nota 3 de los Estados Financieros. De acuerdo con las normas de la Superintendencia de Valores y Seguros, las inversiones en empresas filiales y coligadas, se valorizan según el método de la participación de las respectivas empresas, según este método, la inversión se registra inicialmente al costo, y es ajustada posteriormente por los cambios posteriores a la adquisición en la parte del inversor, de los activos netos de la participada.

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10.- SITUACIÓN DE MERCADO. Evolución de oferta y demanda mundiales De acuerdo a estimaciones preliminares del Departamento de Energía de los Estados Unidos (“Short Term Energy Outlook”, January 2015), en 2014 el consumo mundial de petróleo alcanzó los 91,4 millones de barriles por día (MM bpd), aumentando 0,9 MM bpd con respecto a 2013. Con dicho aumento, el consumo mundial de petróleo completó su quinto año de expansión, acumulando un crecimiento de 6,3 MM bpd en relación al nivel de 2009. MERCADO MUNDIAL DE PETRÓLEO 2014 - 2013 (Cifras en millones de barriles diarios) 2014

2013

Variación

DEMANDA OECD No-OECD

91,4 45,8 45,6

90,5 46,1 44,4

0,9 -0,3 1,2

OFERTA Norteamérica Resto No-OPEP LGN y Condensados OPEP Crudo OPEP

92,2 21,2 35,0 6,1 29,9

90,2 19,4 34,8 6,1 29,9

2,0 1,8 0,2 0,0 0,0

VARIACIÓN INVENTARIOS

0,8

-0,3

Fuente : Departamento de Energía, EE.UU., "Short Term Energy Outlook January 2015"

El crecimiento se debió al dinamismo del consumo en las naciones en desarrollo, que aumentó en 1,2 MM bpd, contrastando con la disminución de 300.000 barriles por día (bpd) del consumo en la Organización para la Cooperación y Desarrollo Económico (OECD), afectada aún por los efectos de la recesión en Europa y por un menor consumo de Japón, que continuó retornando a operaciones centrales eléctricas nucleares paralizadas en 2011, desplazando generación termoeléctrica con petróleo. Según la misma fuente, la oferta mundial de petróleo fue de 92,2 MM bpd en 2014 creciendo en 2,0 MM bpd en relación al nivel observado en 2013. El aumento se explica principalmente por el crecimiento de la oferta en Norteamérica (1,8 MM bpd), gracias al desarrollo de la producción de petróleo no convencional (shale/tight oil) en Estados Unidos, mientras que la OPEP mantuvo constante su oferta y el resto del mundo aportó un crecimiento de 200.000 bpd. En el caso de la OPEP, la gran caída de la producción en Libia (-450.000 bpd) en 2014, logró ser compensada completamente por mayor oferta de Irak e Irán, registrándose cambios muy menores en la producción de los demás países miembros. El exceso de producción sobre consumo durante 2014 se tradujo así en una acumulación de inventarios de 800.000 bpd a nivel mundial. 12

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Precio del Petróleo Crudo: visión general Durante 2014, el precio del petróleo crudo marcador mundial Brent alcanzó un promedio de 99,4 dólares por barril (US$/bbl) en la Bolsa Intercontinental de Londres, disminuyendo así 8,6% con respecto al promedio de 2013 (108,7 US$/bbl). La baja en el precio del petróleo crudo en 2014, en relación a 2013, se debió, en parte, al vigoroso aumento de la producción mientras que el crecimiento de la demanda se fue debilitando a medida que se avanzaba en el año, con una economía china mostrando indicadores de una desaceleración más rápida de lo previsto mientras que en Europa el estancamiento de la actividad económica hizo caer el consumo, lo que no logró ser compensado por mayor actividad económica en EE.UU. y Japón. Así el precio que subió de 107,8 US$/bbl, a comienzos de enero, hasta un máximo anual de 115,1 US$/bbl a mediados de junio, entró luego en una tendencia descendente. Esta tendencia descendente se aceleró a partir de octubre, cuando Arabia Saudita y los demás exportadores del Golfo Pérsico decidieron bajar sus precios oficiales para Asia y otros mercados para mantener su participación de mercado, abandonando su tradicional conducta de reducción de la producción para sostener el precio. El precio cerró el año a 57,3 US$/bbl.

Precio del Petróleo Crudo: evolución a lo largo del año Desde enero y hasta comienzos de junio el precio del Brent tuvo un comportamiento relativamente estable, fluctuando en una banda de 106 a 110 US$/bbl. Pero a mediados de junio, la irrupción en Irak desde Siria de una radical milicia armada islamista, el ISIS (Estado Islámico en Irak y Siria), que logró rápidos avances conquistando parte importante del norte de Irak, hizo escalar el precio hasta un máximo de 115,1 US$/bbl, ante la perspectiva de un colapso del gobierno iraquí 13

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Sin embargo hacia mediados de julio, contenido el avance arrollador del ISIS, con inventarios creciendo sostenidamente y con las expectativas económicas más pesimistas debido a la desaceleración de China y el estancamiento de Europa, el precio comenzó a debilitarse, invirtiendo de ascendente a descendente su tendencia dominante. En agosto y septiembre, importantes aumentos de la producción en Nigeria, Libia y Angola agudizaron la tendencia declinante del precio del Brent, que cerró septiembre a 94,7 US$/bbl. En octubre, cuando se daba por descontado que la OPEP – o al menos los países árabes del Gofo Pérsico – reducirían su producción para dar soporte el precio, sorpresivamente Arabia Saudita anunció una rebaja de los precios de noviembre para sus clientes en el Asia, medida que fue replicada unos días después por Irán y otros exportadores árabes del Golfo Pérsico. Esta fue una potente señal de que Arabia Saudita estaba dejando su tradicional rol de “productor bisagra” (swing producer) y que el Reino, en un dramático cambio de política, se había decidido por mantener su participación de mercado. Las rebajas de los exportadores del Golfo Pérsico se profundizaron al mes siguiente, ampliándose a otros mercados, culminando el 27 de noviembre en Viena, en que la OPEP como un todo acordó mantener su producción meta conjunta en 30 MM bpd. Dado que no hubo bajas importantes de la producción en el resto del mundo, los inventarios continuaron creciendo y debilitando el precio del Brent, que cayó a 85,9 US$/bbl a fines de octubre; a 70,2 US$/bbl a fines de noviembre, para cerrar el año a 57,3 US$/bbl.

Precio de los Productos en la Costa del Golfo En el mercado internacional de la Costa estadounidense del Golfo de México (Costa del Golfo, en adelante), los precios de los distintos combustibles disminuyeron en 2014 en relación a 2013, siguiendo la pauta declinante del precio del crudo Brent, aunque las bajas de precios de los principales productos fueron proporcionalmente menores, lo que se tradujo en márgenes de refinación algo mayores que los del año anterior. Durante 2014 el precio de la gasolina promedió 107,2 US$/bbl, bajando así en 5,2% con respecto a 2013. La prohibición de exportar la producción de crudo estadounidense les permitió a las refinerías de la Costa del Golfo contar con materia prima local a menor costo y operar a una alta tasa de ocupación de su capacidad, incrementando substancialmente la oferta de gasolina, a pesar del menor precio. PRECIOS DEL BRENT Y DE COMBUSTIBLES EN COSTA DEL GOLFO 2014 130,0 120,0 110,0

US$/bbl

100,0 DIESEL

90,0

GASOLINA

80,0

BRENT FUEL OIL N°6

70,0 60,0 50,0

40,0 ENE FEB MAR ABR MAY JUN

14

JUL AGO SEP OCT NOV

DIC

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En el caso del precio del diesel, el promedio 2014 fue 114,4 US$/bbl, esto es, 8,2% menor al promedio del año 2013. Además de la alta producción de las refinerías de la Costa del Golfo, nuevas refinerías y ampliaciones en Rusia y el Asia Pacífico aumentaron la oferta de diesel a nivel mundial lo que hizo caer el precio de este producto, debilitado demás por el feble desempeño de la economía europea, su mayor mercado. Por su parte, el precio del fuel oil Nº 6 registró un promedio de 82,8 US$/bbl durante 2014, con una baja de 11,0% con respecto a 2013. El precio cayó así proporcionalmente más que el precio del petróleo crudo, debido a la reducción del consumo en transporte marítimo, por menores importaciones de petróleo de Estados Unidos y por crecientes restricciones a su consumo en algunas zonas costeras en Norteamérica y Europa, mientras que las altas tasas de refinación en Estados Unidos incrementaron la oferta. 11.- ANÁLISIS DE RIESGO DE MERCADO. ENAP participa en la exploración y producción de hidrocarburos a través de su filial ENAP Sipetrol S.A. y, en la refinación, transporte, almacenamiento y comercialización de los productos derivados del petróleo a través de ENAP Refinerías S.A. La refinación y comercialización de sus productos en Chile representa una parte substancial de las operaciones de ENAP. ENAP Refinerías S.A. lidera el abastecimiento del mercado nacional con una participación de mercado que históricamente ha fluctuado entre el 70-80%. La Empresa accede al mercado internacional para el suministro de petróleo crudo y productos, situación que le permite asegurar el abastecimiento y el cumplimiento de sus compromisos comerciales. El abastecimiento de petróleo crudo de ENAP Refinerías S.A. se obtiene mayoritariamente de Sudamérica, África occidental y el Mar del Norte, siendo los principales proveedores Brasil, Colombia, Ecuador, Argentina, Angola y el Reino Unido. Las refinerías de la compañía cuentan con las instalaciones necesarias para la recepción y el almacenamiento de esta materia prima. En cuanto al origen de las importaciones de productos refinados, durante el último año éstos provinieron principalmente de los Estados Unidos. El negocio de ENAP Refinerías S.A. consiste principalmente en la compra de crudos en el mercado internacional para su refinación y posterior venta de los productos así elaborados en el mercado doméstico, de acuerdo a su política de precios de paridad de importación. El margen de refinación se encuentra afecto a la fluctuación de los precios internacionales del petróleo crudo, de los productos refinados y al diferencial entre ambos (margen internacional o “crack”). Considerando un nivel de refinación promedio de 72 millones de bbl al año, una variación de US$ 1 / bbl en el crack tendría, ceteris paribus, un impacto en resultados de U$ 72 millones en una dirección u otra. Como estrategia central para enfrentar el riesgo de variación del margen de refinación, ENAP ha orientado sus inversiones al incremento de su flexibilidad productiva y de la calidad de sus productos. Hasta ahora no se han contratado derivados financieros para fijar el margen de refinación, pero se están monitoreando permanentemente los niveles de precio ofrecidos por el mercado. Los riesgos relevantes para el negocio están esencialmente en el margen de refinación y en las fluctuaciones de precios en los mercados internacionales de crudo y productos, debido al tiempo que transcurre entre el momento de la compra (embarque) de los crudos y la venta de los productos refinados a partir de éstos. Para cubrir este último riesgo, se efectúan coberturas del tipo Time Spread Swaps. Dada la alta volatilidad del precio del crudo, la administración ha continuado con la política de contratación de 15

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coberturas que permitieran minimizar el impacto de eventuales bajas repentinas y significativas en el precio del crudo, considerando el ciclo del negocio de refinación, por el desfase entre los precios de venta de los productos y el costo del crudo refinado. No obstante lo anterior es importante mencionar que estos instrumentos por su naturaleza y forma de operar, protegen de las variaciones de precios del crudo, pero no aseguran en un 100% la eliminación de efectos en resultados. Adicionalmente, la compañía ha efectuado operaciones del tipo Swap de Diferencial, el cual tiene por objetivo fijar el precio de aquellos embarques indexados a marcadores diferentes al marcador Brent ICE, por ejemplo WTI. El tipo de cambio es otro de los factores de riesgo del negocio debido a que parte importante de los ingresos son en pesos y los pasivos en dólares. Este factor se ve minimizado por la política de cobertura de tipo de cambio de cuentas por cobrar y de precios de productos basada en la paridad de importación indexada en dólares, situación que se analiza en forma periódica para mantener una posición competitiva, considerando la libertad de precios y de importación que existe en Chile. El valor razonable, de los contratos forward de moneda, es calculado tomando como referencia a los tipos de cambio forward actuales de contratos con similares perfiles de vencimiento. El valor razonable del swap de diferencial, es calculado utilizando las tablas de contratos de futuros de los marcadores relevantes (WTI Nymex, DTD Brent o ICE Brent). 12.- RIESGOS DEL NEGOCIO. ENAP adoptó en diciembre de 2012 un Modelo de Gestión Integral de Riesgos, basado en estándares internacionales y las mejores prácticas en la materia. El modelo se sustenta en una política corporativa que apunta a fortalecer la gestión estratégica, y una metodología que asegura que los riesgos críticos sean identificados, evaluados y mitigados, en forma consistente y sistemática. La gestión integral de riesgos se aplica en todas las líneas, unidades de negocio, áreas y procesos del grupo empresarial. Comienza en el primer nivel de la organización y se aplica en todos los ámbitos de gestión. Comprende todos los riesgos críticos, sean estos estratégicos, operacionales, de cumplimiento y de reportabilidad y financieros, que puedan afectar la visión, misión y el plan estratégico de negocios de ENAP y sus filiales. Dentro de los principales riesgos financieros que se están gestionando, se mencionan: las pérdidas por variaciones significativas en la tasa de interés, el tipo de cambio, y los relacionados al inadecuado traspaso de riesgos en temas de seguros patrimoniales. En los ámbitos de Cumplimiento, se están gestionando riesgos relacionados a la cultura ética de la empresa y las buenas prácticas, además de riesgos relacionados a la inexistencia y/o falta de actualización de normativa interna de la empresa. En los ámbitos legales, se mencionan riesgos asociados a la gestión de juicios y a conflictos relacionados a la redacción ambigua de cláusulas contractuales, como también aquellos riesgos asociados al incumplimiento de normativa legal y reglamentaria que pueda afectar las operaciones y contratos en curso. En el ámbito operacional se están gestionando, entre otros, aquellos riesgos relacionados a escapes, vertidos y/o fugas de hidrocarburos, ya sean líquidos y/o gaseosos, tanto en tierra, como en mar o ríos; como también aquellos riesgos relacionados al daño y/o lesión a las personas, las inflamaciones, incendios y explosiones, por último los vinculados a ruidos y emisiones de material particulado. 16

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Dentro de la metodología establecida, el Comité de Auditoría de la empresa es la instancia encargada de hacer seguimiento periódico al cumplimiento de los compromisos asumidos por la administración, en relación a la implementación de las medidas tendientes a mitigar los riesgos detectados.

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HECHOS RELEVANTES A LOS ESTADOS DE SITUACIÓN FINANCIERA CONSOLIDADOS CORRESPONDIENTE AL EJERCICIO TERMINADO AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014

EMPRESA NACIONAL DEL PETROLEO 2014

ENAP Y FILIALES HECHOS RELEVANTES CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014

HECHOS RELEVANTES CONSOLIDADOS EMPRESA NACIONAL DEL PETROLEO Con Fecha 21 de abril de 2014 se comunica a la S.V.S. aceptación a renuncia de gerente general. De acuerdo a lo dispuesto en los artículos 9 y 10 de la Ley N° 18.045 de Mercado de Valores y la Norma de Carácter General N° 30, modificada por la Norma de Carácter General N° 346, ambas de esta Superintendencia, informo a usted que el Directorio de la Empresa Nacional del Petróleo, en su Sesión Extraordinaria celebrada el 21 de abril de 2014, ha resuelto aceptar la renuncia del señor Julio Bertrand Planella a su cargo de Gerente General de la Empresa Nacional del Petróleo, la cual se hará efectiva a contar del día 12 de mayo de 2014. Asimismo, el Directorio resolvió designar como Gerente General de la Empresa Nacional del Petróleo, a partir del 12 de mayo de 2014, a don Marcelo Tokman Ramos.

Con Fecha 27 de octubre de 2014 se comunica a la S.V.S. emisión y colocación de bonos en mercados internacionales. De conformidad con los Artículos 9° y 10° inciso 2° de la Ley N° 18.045, de Mercado de Valores, en la Norma de Carácter General N° 30 y la Circular N° 1.072, de 14 de mayo de 1992, de esa Superintendencia, y debidamente facultado, cumplo con informar a usted una operación de emisión y colocación de bonos en los mercados internacionales por parte de la Empresa Nacional del Petróleo (“ENAP”), por un monto de USD$ 600.000.000 (seiscientos millones de dólares de los Estados Unidos de América), con sujeción a la Regla 144A y a la Regulación S de la Securities and Exchange Commission de los Estados Unidos de América. Con tal objeto, y con esta misma fecha, ENAP ha suscrito un contrato de venta de bonos (Purchase Agreement) con las instituciones financieras internacionales HSBC Securities (USA) Inc. y J.P. Morgan Securities LLC, en calidad de compradores iniciales y colocadores de los bonos. El plazo de vencimiento de esta emisión es de 10 años, con pagos semestrales de intereses y amortización de capital al final de dicho período. La tasa de carátula de los bonos fue de 4,375% (“cupón”) y la tasa de emisión fue de 4,459% (“yield”), lo que corresponde a 220 puntos base (2,20%) de margen o spread sobre el Bono del Tesoro a 10 años de los Estados Unidos de América. Los fondos provenientes de esta colocación serán destinados al refinanciamiento de pasivos y al pago de los gastos asociados a esta operación. Estos recursos serán recibidos por ENAP el día 30 de octubre de 2014 Con esta fecha se hace llegar a esa Superintendencia la documentación referida en la Circular N° 1.072.

Con Fecha 7 de noviembre de 2014 se comunica a la S.V.S. aprobación de Política de Habitualidad. En virtud de lo dispuesto en los artículos 9, en el inciso segundo del artículo 10 de la ley N°18.045 y en la Norma de Carácter General N° 30 de esa Superintendencia y en la Norma de Carácter General N° 364 de la misma Superintendencia, informo a usted que en Sesión de Directorio, celebrada el jueves 6 de noviembre de 2014, se aprobó la “Política de Habitualidad para Operaciones entre Partes Relacionadas”, copia de la cual se adjuntó a la comunicación. Se hace presente que la citada Política quedó disponible al público en el sitio web de la empresa www.enap.cl.

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ENAP Y FILIALES HECHOS RELEVANTES CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014

Con Fecha 20 de noviembre de 2014 se comunica a la S.V.S. firma extensión de acuerdo ENAP - YPF. En virtud de lo dispuesto en los artículos 9 y 10 inciso 2° de la Ley N° 18.045 de Mercado de Valores y debidamente facultado, informo que ENAP, representada por su Gerente General Sr. Marcelo Tokman y el presidente y CEO de YPF S.S., Sr. Miguel Galuccio, firmaron con fecha 17 de noviembre de 2014 un acuerdo que establece las condiciones para extender la Unión Transitoria de Empresas (UTE) que ambas compañías comparten en partes iguales en el Área Magallanes, Argentina. La extensión sienta las bases para la ejecución de un importante proyecto gasífero a implementarse en etapas, destinando 200 millones de dólares iniciales de Inversión, monto que se irá ampliando a medida que se vayan concretando etapas posteriores del proyecto. Este plan llevaría la producción de gas desde los 2,4 millones de metros cúbicos al día (MM m3/d) actuales a unos 4 millones m3/d en los próximos tres años. Adicionalmente se incrementarán también los líquidos asociados a valores superiores a los 7.000 barriles por día (bbl/d). Este acuerdo permite extender el plazo de amortización de las reservas probadas, que la administración ha estimado en una utilidad de $11,8 millones de dólares en el resultado del año 2014 de la filial.

Con Fecha 18 de diciembre de 2014 se comunica a la S.V.S. renuncia de Director En virtud de lo dispuesto en los artículos 9, 10 inciso segundo de la Ley N° 18.045, y de las Normas de Carácter General N° 30 y 364 de esta Superintendencia, y estando debidamente facultado, cumplo con informar a usted que el día 16 de diciembre de 2014 ha presentado su renuncia al Directorio de Empresa Nacional del Petróleo, el Señor Jorge Bande Bruck.

ENAP REFINERÍAS S.A. Con Fecha 30 de abril de 2014 se comunica a la S.V.S. designación de nuevos Directores De acuerdo a lo dispuesto en el artículo 7 de la Ley N° 18.045 de Mercado de Valores y la Norma de Carácter General N° 284 de esta Superintendencia, y debidamente facultado para ello, cumplo con informar a usted que en la Trigésima Tercera Junta Ordinaria de Accionistas de Enap Refinerías S.A., celebrada el día 30 de abril de 2014, se acordó designar como Directores de la Sociedad a los señores Eduardo Bitrán Colodro, Marcelo Tokman Ramos, Jorge Bande Bruck, Fidel Miranda Bravo, Jorge Fierro Andrade, Fernán Gazmuri Plaza y Fernando Ramírez Pendibene.

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ENAP Y FILIALES HECHOS RELEVANTES CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014

ENAP SIPETROL S.A. Con Fecha 30 de abril de 2014 se comunica a la S.V.S. designación de nuevos Directores De acuerdo a lo dispuesto en el artículo 7 de la Ley N° 18.045 de Mercado de Valores y la Norma de Carácter General N° 284 de esta Superintendencia, y debidamente facultado para ello, cumplo con informar a usted que en la Vigésimo Cuarta Junta Ordinaria de Accionistas de Enap Sipetrol S.A., celebrada el día 30 de abril de 2014, se acordó designar como Directores de la Sociedad a los señores Eduardo Bitrán Colodro, Marcelo Tokman Ramos, Jorge Bande Bruck, Fidel Miranda Bravo, Jorge Fierro Andrade, Fernán Gazmuri Plaza y Fernando Ramírez Pendibene.

No existen otros hechos relevantes que informar al 31 de diciembre de 2014.

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ESTADOS DE SITUACION FINANCIERA RESUMIDOS POR FILIALES BALANCE Activos Total Activos Corrientes Total Activos no Corrientes Total Activos Patrimonio y Pasivos Total Pasivos Corrientes Total Pasivos no Corrientes Total Pasivos Patrimonio atribuible a los propietarios de la controladora Participaciones no controladoras Total Patrimonio Total Patrimonio y Pasivos ESTADO DE RESULTADOS INTEGRALES RESUMIDOS POR FILIAL Ingresos de actividades ordinarias Costos de ventas Ganancia bruta Ganancia (Pérdida), de Otros Resultados distintos de la Operación Ganancia (Pérdida), antes de Impuesto Gasto (Ingreso) por Impuesto a las Ganancias Ganancia (pérdida) Ganancia (pérdida), atribuible a los propietarios de la controladora Ganancia (pérdida), atribuible a participaciones no controladoras Ganancia (Pérdida) ESTADO DE OTROS RESULTADOS INTEGRALES RESUMIDOS POR FILIAL Ganancia (Pérdida) Otros Ingresos y Gastos con Cargo o Abono en el Patrimonio Neto Resultado Integral Total Resultado de Ingresos Atribuible a los propietarios de la controladora Resultado de Ingresos Atribuible a los propietarios de no controladoras Resultado Integral total ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO DIRECTO RESUMIDO POR FILIAL Flujos de efectivo procedentes de (utilizados en) actividades de operación Flujos de efectivo procedentes de (utilizados en) actividades de inversión Flujos de efectivo procedentes de (utilizados en) actividades de financiación Incremento neto (disminución) en el efectivo y equivalentes al efectivo, antes del efecto de los cambios en la tasa de cambio Efectos de la variación en la tasa de cambio sobre el efectivo y equivalentes al efectivo Efectivo y equivalentes al efectivo al principio del ejercicio Efectivo y equivalentes al efectivo al final del ejercicio

enap refinerías s.a. y filiales

ENAP SIPETROL S.A. Y FILIALES

2014

2013

2014

2013

MUS$

MUS$

MUS$

MUS$

1.517.981

2.058.631

196.711

194.050

2.191.399

2.184.988

702.867

525.927

3.709.380

4.243.619

899.578

719.977

3.019.764

3.651.605

140.806

251.606

331.414

390.824

182.677

121.835

3.351.178

4.042.429

323.483

373.441

335.158

176.205

575.238

345.675

23.044

24.985

857

861

358.202

201.190

576.095

346.536

3.709.380

4.243.619

899.578

719.977

9.058.779

10.433.611

575.651

568.582

(8.774.541)

(10.151.489)

(386.474)

(357.770)

284.238

282.122

189.177

210.812

(252.183)

(163.320)

(48.105)

(55.642)

32.055

118.802

141.072

155.170

(1.305)

(37.934)

(26.373)

(39.678)

30.750

80.868

114.699

115.492

-

-

-

-

26.814

77.932

114.594

115.351

3.936

2.936

105

141

30.750

80.868

114.699

115.492

30.750

80.868

114.699

115.492

33.182

9.345

(382)

(16)

63.932

90.213

114.317

115.476

59.996

85.247

114.212

115.335

3.936

4.966

105

141

63.932

90.213

114.317

115.476

170.042

(8.651)

293.654

255.868

(110.747)

74.342

(208.993)

(123.137)

(61.525)

(63.339)

(30.769)

(117.080)

(2.230)

2.352

53.892

15.651

(2.750)

(561)

(8.699)

797

26.753

24.962

40.169

23.721

21.773

26.753

85.362

40.169

ESTADOS DE SITUACION FINANCIERA RESUMIDOS POR FILIALES BALANCE Activos Total Activos Corrientes Total Activos no Corrientes Total Activos Patrimonio y Pasivos Total Pasivos Corrientes Total Pasivos no Corrientes Total Pasivos Patrimonio atribuible a los propietarios de la controladora Participaciones no controladoras Total Patrimonio Total Patrimonio y Pasivos ESTADO DE RESULTADOS INTEGRALES RESUMIDOS POR FILIAL Ingresos de actividades ordinarias Costos de ventas Ganancia bruta Ganancia (Pérdida), de Otros Resultados distintos de la Operación Ganancia (Pérdida), antes de Impuesto Gasto (Ingreso) por Impuesto a las Ganancias Ganancia (Pérdida) Ganancia (pérdida), atribuible a los propietarios de la controladora Ganancia (pérdida), atribuible a participaciones no controladoras Ganancia (Pérdida) ESTADO DE OTROS RESULTADOS INTEGRALES RESUMIDOS POR FILIAL Ganancia (Pérdida) Otros Ingresos y Gastos con Cargo o Abono en el Patrimonio Neto Resultado Integral Total Resultado de Ingresos Atribuible a los propietarios de la controladora Resultado de Ingresos Atribuible a los propietarios de no controladoras Resultado Integral total ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO DIRECTO RESUMIDO POR FILIAL Flujos de efectivo procedentes de (utilizados en) actividades de operación Flujos de efectivo procedentes de (utilizados en) actividades de inversión Flujos de efectivo procedentes de (utilizados en) actividades de financiación Incremento neto (disminución) en el efectivo y equivalentes al efectivo, antes del efecto de los cambios en la tasa de cambio Efectos de la variación en la tasa de cambio sobre el efectivo y equivalentes al efectivo Efectivo y equivalentes al efectivo al principio del ejercicio Efectivo y equivalentes al efectivo al final del ejercicio

PETRO SERVICIO CORP. S.A.

GAS DE CHILE S.A.

2014

2013

2014

2013

MUS$

MUS$

MUS$

MUS$

1.083

1.313

664

728

1

-

3.848

3.369

1.084

1.313

4.512

4.097

39

90

21

4

-

-

-

-

39

90

21

4

1.045

1.223

4.491

4.093

-

-

-

-

1.045

1.223

4.491

4.093

1.084

1.313

4.512

4.097

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

(90)

(138)

35

17

(90)

(138)

35

17

(88)

(92)

165

75

(178)

(230)

200

92

(178)

(230)

200

92

-

-

-

-

(178)

(230)

200

92

(178)

(230)

200

92

-

-

-

-

(178)

(230)

200

92

(178)

(230)

-

-

-

-

-

-

(178)

(230)

200

92

(182)

(133)

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

(182)

(133)

-

-

-

-

-

-

1.257

1.390

-

-

1.075

1.257

-

-

Transacciones con Partes Relacionadas al 31 de diciembre de 2014 ENAP Refinerías S.A. RUT

Sociedad

País

Relación

92.604.000-6

ENAP

Chile

Empresa matriz

96.655.490-8

Oleoducto Trasandino Chile S.A.

Chile

Relación a través de matriz

78.335.760-7

Petropower Energía Ltda.

Chile

Coligada

81.095.400-0

Sociedad Nacional de Oleoductos S.A.

Chile

Relación a través de matriz

78.889.940-8

Norgas S.A.

Chile

Relación a través de matriz

96.861.390-1

Innergy Soluciones Energéticas

Chile

Relación a través de matriz

96856700-4

Innergy Transportes S.A.

Chile

Relación a través de matriz

76.418.940-K

GNL Chile S.A.

Chile

Relación a través de matriz

76.788.080-4

GNL Quintero S.A.

Chile

Relación a través de matriz

96.579.730-0

Enap Sipetrol S.A.

Chile

Coligada

RUT

Sociedad

País

Relación

92604000-6

Empresa Nacional del Petróleo

Chile

Matriz

87756500-9

Enap Refinerías S.A.

Chile

Accionista

RUT

Sociedad

País

Relación

92604000-6

Empresa Nacional del Petróleo

Chile

Matriz

RUT

Sociedad

País

Relación

92604000-6

Empresa Nacional del Petróleo

Chile

Matriz

ENAP Sipetrol S.A.

Petroservicios Corp S.A.

Gas de Chile S.A.

Los estados financieros de las sociedades indicadas, se encuentran a disposición del público en las oficinas de la entidad informante y de la Superintendencia de Valores y Seguros

Descripción de la transacción Compra de crudo Compra de productos

Monto MUS$

Efecto en resultado MUS$

95.698

-

151.214

-

2.636

-

Intereses

102.663

(102.663)

Venta de productos

191.682

4.074

Compra de gas natural

Otras ventas

61

61

11.109.485

-

Compra de servicios

4.226

-

Compra de servicios

62.299

-

Pago a proveedores

Dividendos recibidos

1.911

-

Surplus e Insurance

15.309

15.309

Compra de servicios

45.513

-

8

7

18.984

(836)

2.741

-

10.319

3.039

1.781

-

Venta de servicios Venta de productos Compra de gas natural Venta de productos Operación Planta Compra de gas natural Compra de servicios Capitalización de utilidades

Descripción de la transacción Servicios recibidos

523.629

-

27

-

445

-

Monto MUS$

Efecto en resultado MUS$

926

(869)

1.435

1.206

Reembolso de gastos recibidos

277

(277)

Reembolso de gastos emitidos

534

-

8.234

1.310

26.028

-

Servicios prestados

Venta de crudo Pago de préstamos Préstamos

133.567

-

Dividendos por pagar

53

-

Dividendos pagados

47

-

Capitalización de utilidades

114.906

-

Capitalización de utilidades

445

-

Descripción de la transacción

Monto MUS$

Reembolso de gastos

Descripción de la transacción Reembolso de gastos

Efecto en resultado MUS$ 5

Monto MUS$ 17

-

Efecto en resultado MUS$ -

ENAP - Memoria Anual 2014

Memoria Anual 2014 - ENAP

DECLARACIÓN DE RESPONSABILIDAD DE LOS DIRECTORES Y DEL GERENTE GENERAL

Los abajo suscritos, miembros del Directorio y Gerente General de la Empresa Nacional del Petróleo, en conformidad con las normas establecidas por la Superintendencia de Valores y Seguros, declaran que la información contenida en la Memoria y Estados Financieros Anuales 2014, es veraz y completa.

Máximo Pacheco Matte Presidente RUT N° 6.371.887-4

Fernán Gazmuri Plaza DIRECTOR RUT Nº 4.461.192-9

Eduardo Bitrán Colodro Vicepresidente RUT N° 7.950.535-8

Ramón Jara Araya Director RUT N° 5.899.198-8

Fidel Miranda Bravo Director RUT N° 6.923.830-0

Jorge Fierro Andrade DIRECTOR RUT N° 9.925.434-3

Marcelo Tokman Ramos Gerente General RUT N°16.654.431-9 Santiago, marzo de 2015.

ENERGÍA QUE MUEVE A CHILE