MEMORIA

ANUAL

2007

700020

memoria anual 2007

1

LA E

MPRESA

ÍnDiCe

3

LA E

MPRESA

5 LA EMPRESA

25 GEStión dE PERSonAS

33 EntoRno dEL nEGocio

43 GEStión coRPoRAtivA

69 LínEA dE nEGocioS ExPLoRAción y PRoducción

91 LínEAS dE nEGocioS REfinAción y LoGíSticA

117 bALAncES y EStAdoS finAnciERoS conSoLidAdoS

183 bALAncES y EStAdoS finAnciERoS individuALES

232 bALAncES RESuMidoS PoR fiLiALES

cARtA dEL PRESidEntE dEL diREctoRio >

cARtA dEL GEREntE GEnERAL >

viSión >

MiSión >

dEScRiPción dE LA oRGAnizAción >

conStitución LEGAL, PRoPiEdAd y contRoL dE LA EMPRESA >

diREctoRio EnAP >

oRGAniGRAMA GRuPo dE EMPRESAS EnAP >

REMunERAcionES dEL diREctoRio >

REMunERAcionES dE EjEcutivoS SuPERioRES >

indEMnizAcionES >

SíntESiS hiStóRicA >

la empresa

7

6

voLvER AL índicE

7

Carta Del PresiDenteDel DireCtorio

la PolÍtiCa enerGÉtiCa Del suPremo GoBierno se Basa en la seGuriDaD Del suministro Y en la DiVersiFiCaCiÓn De las Fuentes De enerGÍa, Vitales Para atenDer la CreCiente DemanDa De reCursos enerGÉtiCos De un PaÍs en CreCimiento Como el nuestro.

Los nuevos proyectos exploratorios

en Magallanes demandarán una

inversión superior a US$ 260 millones

en los próximos años.

7

LA E

MPRESA

7

voLvER AL índicE

a Política Energética del Supremo Gobierno

descansa en dos pilares fundamentales:

seguridad en el suministro y diversificación de

las fuentes. Ambos pilares nos permitieron en

2007 enfrentar con éxito los complejos proble-

mas derivados del alza sostenida del precio del

petróleo y las restricciones en los envíos de gas

natural desde Argentina. A su vez, ambos pilares

nos han ayudado a seguir avanzando a paso

firme hacia el objetivo prioritario de ampliar la

oferta de estos insumos, que son vitales para

atender la creciente demanda de recursos ener-

géticos de un país en crecimiento.

Con la información de que disponemos en la

actualidad no es posible avizorar que el suminis-

tro energético sea fácil de resolver en el futuro.

De allí entonces que nuestra Política Energética

tenga como uno de sus ejes principales la diver-

sificación de las fuentes, en todas las áreas

donde sea posible obtener el suministro a pre-

cios competitivos y respetando la sustentabili-

dad ambiental. Asimismo, hemos avanzado en

la creación de las condiciones propicias para el

desarrollo de energías alternativas no conven-

cionales y también para gestionar un gran cam-

bio cultural, destinado a crear conciencia en la

ciudadanía y en las empresas para ahorrar ener-

gía. De allí nuestro compromiso para seguir

impulsando el Programa País de Eficiencia

Energética.

En el desarrollo de esta Política, la Empresa

Nacional del Petróleo ha desempeñado un rol

fundamental, por cuanto ha asumido el liderazgo

en dos frentes: responder a la mayor demanda

por diesel, para compensar la escasez de gas

natural argentino; y encabezar importantes pro-

yectos de inversión para diversificar nuestra

matriz energética. De esta forma, en 2007

ENAP continuó desarrollando proyectos en el

ámbito de su giro principal, es decir la explora-

ción y producción de hidrocarburos (upstream )

y la refinación y comercialización de combusti-

bles (downstream ); y también en actividades

complementarias, tales como el Proyecto Gas

Natural Licuado, la Geotermia y los estudios

para la comercialización de biocombustibles en

el país.

El fuerte liderazgo conseguido por ENAP, a lo

largo de 57 años de continuo crecimiento como

Empresa, le ha permitido atraer y comprometer

a importantes compañías nacionales y extranje-

ras, las cuales se han sumado a los nuevos pro-

yectos de desarrollo energético. Destacan aquí

las asociaciones de ENAP con BG, Endesa Chile

y Metrogas, para impulsar el Proyecto de Gas

Natural Licuado, cuya planta de regasificación se

construye en la bahía de Quintero; con Foster

Wheeler, Ferrostaal y Técnicas Reunidas, para

construir la Planta de Coker en Refinería Aconca-

gua; y con la italiana ENEL, para desarrollar pro-

yectos geotérmicos en el norte y sur del país.

Esto sin contar las numerosas asociaciones con

terceros que ha logrado establecer la filial inter-

nacional Enap Sipetrol S.A., para realizar activida-

des de exploración y producción de hidrocarbu-

ros en el extranjero.

L

CARTA DEL PRESIDENTE DEL DIRECTORIO

9

8

voLvER AL índicE

9

9

LA E

MPRESA

9

voLvER AL índicE

Santiago González Larraín

Ministro de Minería

Presidente del Directorio

Junto con lo anterior, es oportuno destacar el

apoyo de ENAP al Ministerio de Minería en el

exitoso proceso para licitar nueve bloques de

prospección de hidrocarburos en Magallanes, a

través de Contratos Especiales de Operación

Petrolera (CEOP). Este proceso logró compro-

meter la participación de importantes empresas

y/o consorcios privados internacionales. Los

nuevos proyectos exploratorios demandarán

una inversión superior a US$ 260 millones en

los próximos años.

ENAP ha demostrado tener una visión innova-

dora y de largo plazo, tanto para reforzar y com-

plementar las actividades productivas que son

objeto de su misión, como para ampliar la cade-

na de valor de los hidrocarburos hacia activida-

des productivas complementarias.

Con esta visión, el Plan Estratégico de Negocios

2007-2011 de ENAP, busca alcanzar una impor-

tante agregación de valor, con un incremento del

50 %, superando los US$ 5.000 millones. Tam-

bién se ha propuesto impulsar proyectos de in-

versión del orden de US$ 2.300 millones en el

presente quinquenio, y traspasar al Fisco recur-

sos por US$ 690 millones.

Los logros y los objetivos estratégicos mencio-

nados son fruto de una visión compartida del

proyecto de Empresa que sustentan los trabaja-

dores, profesionales y ejecutivos de ENAP. La

Alianza Estratégica que se expresa en el Plan

Común de Empresa, se orienta precisamente al

logro de metas de largo alcance, para aprove-

char las sinergias, las oportunidades de nuevos

negocios y, sobre todo, para canalizar el capital

de conocimientos que ha logrado acumular la

gente de ENAP a lo largo de las casi seis déca-

das de experiencia en la industria del petróleo

nacional. Gracias a esta visión, ENAP ha sido

pionera en el desarrollo de la Gestión Participa-

tiva y en la aplicación de acuerdos y normas in-

ternas donde se expresa la opinión de los traba-

jadores. Tal es el caso del Protocolo “ENAP

frente a la gestión laboral de las empresas con-

tratistas”, suscrito por la Administración y la

Federación Nacional de Trabajadores del Petró-

leo (Fenatrapech), el 15 de diciembre de 2004,

dos años antes que en el país entrara en vigor

una nueva Ley de Subcontratación.

En este marco, los avances y resultados obte-

nidos por ENAP en 2007 son satisfactorios,

tanto porque a pesar de las enormes dificulta-

des que tuvimos que enfrentar en el mercado,

la Empresa siguió adelante con sus numerosos

proyectos que sin duda comenzarán a rendir

frutos en los próximos años, reforzando de esta

manera su posicionamiento económico y co-

mercial, y contribuyendo a la seguridad ener-

gética de nuestro país.

enaP Ha DemostraDo tener una VisiÓn innoVaDora Y De larGo PlaZo, tanto Para reForZar Y ComPlementar las aCtiViDaDes ProDuCtiVas Que son oBJeto De su misiÓn, Como Para atraer Y ComPrometer a imPortantes ComPaÑÍas naCionales Y eXtranJeras.

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voLvER AL índicE

11

Carta DelGerente General

en un aÑo marCaDo Por la inCertiDumBre en el merCaDo internaCional Y Por el reCruDeCimiento De los Cortes De Gas natural arGentino, nuestra emPresa CumPliÓ en Forma satisFaCtoria Con los reQuerimientos De PetrÓleo Diesel, tanto Para alimentar las Centrales elÉCtriCas Como Para moVer el seCtor inDustrial.

El Plan Común de Empresa

es la alianza estratégica entre

la Administración, los

Trabajadores y el Gobierno.

11

LA E

MPRESA

11

voLvER AL índicE

n 2007 ENAP logró sortear con éxito un

complejo panorama de mercado internacio-

nal, cuya principal característica fue el escalona-

miento sostenido en los precios del crudo y de

los productos derivados. Esta situación nos obli-

gó a redoblar los esfuerzos para controlar el

aumento de los costos y mantener los márge-

nes del negocio en un nivel adecuado, sobre

todo en el ámbito de la refinación, la logística y

la comercialización de combustibles.

En un año marcado por la incertidumbre en el

mercado internacional y por el recrudecimiento

de los cortes de gas natural argentino, nuestra

empresa cumplió en forma satisfactoria con los

requerimientos extraordinarios de petróleo die-

sel, tanto para alimentar las centrales eléctricas

como para mover el sector industrial. Asimismo,

nuestra Empresa cumplió oportunamente con

la demanda de gas propano de uso residencial

y comercial. Esto sin considerar el abastecimien-

to normal de otros combustibles para una eco-

nomía en crecimiento.

Pese a las dificultades, el resultado del ejercicio

fue similar al del año anterior y junto con ello

ENAP reforzó su liderazgo en el mercado nacio-

nal, transformándose en uno de los principales

soportes para el suministro energético del país.

Al mismo tiempo, ENAP continuó desarrollando

sus proyectos en varios frentes, con el objetivo

de contribuir a la seguridad y diversificación de

las fuentes de energía en el país.

Destacan aquí los avances en el Proyecto de

Gas Natural Licuado (GNL), con la construcción

del muelle y la terminal de regasificación en la

bahía de Quintero y las nuevas exploraciones de

gas en Magallanes, donde destaca el importan-

te rol desempeñado por nuestra Empresa para

lograr el éxito en el proceso de licitación inter-

nacional de diez bloques de exploración, a tra-

vés del mecanismo de Contratos Especiales de

Operación Petrolera (CEOP).

También destacan la construcción de la planta

de refinación de crudos pesados, en Refinería

Aconcagua; los preparativos para la futura ex-

plotación de geotermia, junto con la compañía

italiana ENEL; los estudios para el desarrollo de

biocombustibles de segunda generación en el

país; y los numerosos proyectos para la amplia-

ción de las refinerías y para seguir mejorando la

calidad de los combustibles.

Junto con lo anterior sobresalen los avances en

exploración y producción en el exterior, a través

de nuestra filial Enap Sipetrol S.A. En este ám-

bito hay que mencionar el nuevo hallazgo de

petróleo en Egipto, el décimo en este país, que

nos ha permitido aumentar las reservas de cru-

do y, por cierto, las expectativas de capitaliza-

ción de nuestras inversiones en exploración.

Además, debemos destacar la consolidación de

nuestras actividades en Ecuador y en Argentina,

países donde hemos concentrado parte impor-

tante de los esfuerzos de producción de petró-

leo y gas.

También en el plano externo, en 2007 tuvimos

importantes avances en las actividades de distri-

bución de combustibles, particularmente en Perú

y Ecuador, donde operamos a través de la socie-

dad Primax, cuya marca ha conseguido una pre-

sencia sobresaliente en el mercado del retail.

No obstante estos avances, durante el ejercicio

2007 tuvimos que enfrentar dos incidentes ope-

rativos en las refinerías Bío Bío y Aconcagua, los

cuales logramos superar, de modo que no afec-

taran mayormente el desarrollo de las activida-

des productivas.

E

CARTA DEL GERENTE GENERAL

13

12

voLvER AL índicE

13

13

LA E

MPRESA

13

voLvER AL índicE

En el plano interno, como hito del ejercicio 2007

sobresale la renovación de la Alianza Estratégica

de ENAP con los trabajadores y el representante

de nuestro dueño, es decir el Gobierno. A través

de la firma del Plan Común de Empresa (PCE)

2007-2011, ENAP ha sentado las bases para

enfrentar férreamente las adversidades y avan-

zar sistemáticamente en el cumplimiento de las

metas estratégicas del negocio.

Por tratarse de una Alianza tripartita, todos los

actores, Trabajadores, Administración y Gobier-

no, han concurrido con su firma para ratificar su

contribución a las metas productivas, de manera

coordinada y convergente. Gracias a esta con-

fluencia de intereses y de objetivos, hoy ENAP

destaca en el contexto empresarial chileno

como una empresa eficiente, responsable y

visionaria.

Gracias al PCE, nuestros trabajadores se sienten

partícipes de un proyecto empresarial de gran

envergadura, que sirve a todos los chilenos.

Junto con ello, y gracias a este acuerdo triparti-

to, quienes tenemos el deber de conducir a la

organización hacia el logro de las metas estraté-

gicas, contamos con las herramientas adecua-

das para gestionar la Empresa con una visión de

largo plazo.

De esta forma, el PCE nos ayuda a trabajar en

equipo para abordar los principales desafíos y

contingencias que rodean nuestro negocio. En-

tre otros, eliminar brechas productivas; aumen-

tar la eficiencia operativa; solucionar conflictos

de intereses; capturar nuevas oportunidades de

negocios; ganar nuevas escalas de competitivi-

dad y perfeccionar la relación con nuestros

clientes; canalizar la creatividad de los trabaja-

dores y profesionales en el desarrollo de nuevos

proyectos; generar oportunidades de capacita-

ción laboral para responder a las exigencias

productivas; y, lo que es más importante desde

el punto de vista del negocio, agregar valor para

satisfacer las expectativas de nuestros mandan-

tes, es decir, la ciudadanía.

En el marco del PCE, los aportes de los Trabaja-

dores, de la Administración y del Gobierno al

desarrollo de esta Alianza Estratégica han sido

sistemáticos. En este contexto, el Supremo

Gobierno, a través del Ministerio de Hacienda,

ha apoyado la gestión de ENAP, reconociendo

nuestros esfuerzos para enfrentar las restriccio-

nes en el suministro de gas natural y, por ende,

para facilitar el reemplazo de este combustible

por petróleo diesel en la generación eléctrica.

De este modo, se autorizó a ENAP a capitalizar

utilidades, reconociendo con ello el rol de nues-

tra Empresa como soporte energético del país.

Otros hechos que destacan en el ejercicio 2007

son los reconocimientos que hemos tenido por

parte de importantes instituciones hacia nuestra

labor social, tanto en Chile como en el extranje-

ro. Entre otros, el Premio de Honor de la Asocia-

ción Chilena de Seguridad, para nuestra filial

Enap Sipetrol S.A.; el Premio de Acción RSE al

Reporte Social de ENAP; y el máximo galardón

para empresas públicas en el Concurso Nacional

de Eficiencia Energética, que organiza el Minis-

terio de Economía, por el proyecto Edificio Bio-

climático en Punta Arenas.

Tenemos la plena convicción de estar transitan-

do por el camino correcto, tanto para cumplir

con nuestro deber productivo, de entregar los

combustibles que el país necesita, en la canti-

dad y la calidad requeridas, como para realizar

nuestras actividades productivas bajo las nor-

mas ambientales y sociales que la ciudadanía y

los clientes esperan de todas las empresas com-

prometidas con el desarrollo sustentable.

Con este enfoque de responsabilidad económi-

ca, social y ambiental, nuestros trabajadores,

profesionales y ejecutivos se han propuesto

continuar profundizando su compromiso de lar-

go plazo, de modo que ENAP siga adelante con

sus proyectos destinados a contribuir a la segu-

ridad energética de nuestro país.

tenemos la ConViCCiÓn De estar transitanDo Por el Camino CorreCto Para CumPlir Con nuestro DeBer ProDuCtiVo De entreGar los ComBustiBles Que el PaÍs neCesita resPetanDo las normas amBientales Y soCiales De las emPresas ComPrometiDas Con el Desarrollo sustentaBle

Enrique Dávila Alveal

Gerente General

15

14

1515

14

misiÓn

Desplegar toda la capacidad de creación de valor en la cadena del negocio de hidrocarburos y otras

fuentes energéticas primarias, siendo actor clave en el soporte energético del país.

Cumplirá su propósito desarrollando procesos, productos y servicios de excelencia, gestionando el

talento y compromiso de sus trabajadores, distinguiéndose por el desarrollo de las personas y sus

relaciones laborales, por un modelo de gestión participativo, por la calidad de sus asociaciones, por

su responsabilidad social empresarial y por su compromiso con el medio ambiente.

VisiÓn

Empresa energética, 100% del Estado de Chile, líder en el sector nacional de hidrocarburos, inter-

nacionalizada e integrada en toda la cadena del negocio del petróleo y gas. Posicionada competi-

tivamente en los mercados de combustibles de América Latina; promotora de alianzas estratégicas

y asociaciones con terceros que le aporten escala y complementariedad al negocio y comprometida

con un desarrollo sostenible, considerada por sus trabajadores como un gran lugar para trabajar.

1515

LA E

MPRESA

15

voLvER AL índicE

Bomba de balancín

Geófono

Camiones sísmicos

Placa vibradora

Ondas de impacto

Ondarebotada

Oleoductos

El petróleo sube con fuerza

Gas

Petróleo

Agua

Trépano

Roca sólida

Motores que hacengirar la sarta

Motores eléctricos

Equipode Perforación

Pileta de recuperaciónde lodo deperforación

Depósitos de petróleo crudo

Kerosenede aviación

Gasolina

Nafta

EtilenoPropileno

CrackerOlefinas

Propano

Gases ligeros

Butano

Diesel

Fuel-oil

Azufre

Horno

Petróleo

Residuo atmosférico

Destilación al Vacío

Reducción de viscosidad Mezcla

Mezcla

Hidrocráqueo

Hidrodesulfurización

Craqueo Catalítico

Kerosene

Gasolina pesada

Gasolina liviana

Gas

Reformación catalítica

Separación de gas

Gas oil

Hidrógeno

Torre Destilación

Bandejas

Buques petroleros

17

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ExPLoRAción PRoducción

voLvER AL índicE

Bomba de balancín

Geófono

Camiones sísmicos

Placa vibradora

Ondas de impacto

Ondarebotada

Oleoductos

El petróleo sube con fuerza

Gas

Petróleo

Agua

Trépano

Roca sólida

Motores que hacengirar la sarta

Motores eléctricos

Equipode Perforación

Pileta de recuperaciónde lodo deperforación

Depósitos de petróleo crudo

Kerosenede aviación

Gasolina

Nafta

EtilenoPropileno

CrackerOlefinas

Propano

Gases ligeros

Butano

Diesel

Fuel-oil

Azufre

Horno

Petróleo

Residuo atmosférico

Destilación al Vacío

Reducción de viscosidad Mezcla

Mezcla

Hidrocráqueo

Hidrodesulfurización

Craqueo Catalítico

Kerosene

Gasolina pesada

Gasolina liviana

Gas

Reformación catalítica

Separación de gas

Gas oil

Hidrógeno

Torre Destilación

Bandejas

Buques petroleros

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LoGíSticA dE tRAnSPoRtE

Bomba de balancín

Geófono

Camiones sísmicos

Placa vibradora

Ondas de impacto

Ondarebotada

Oleoductos

El petróleo sube con fuerza

Gas

Petróleo

Agua

Trépano

Roca sólida

Motores que hacengirar la sarta

Motores eléctricos

Equipode Perforación

Pileta de recuperaciónde lodo deperforación

Depósitos de petróleo crudo

Kerosenede aviación

Gasolina

Nafta

EtilenoPropileno

CrackerOlefinas

Propano

Gases ligeros

Butano

Diesel

Fuel-oil

Azufre

Horno

Petróleo

Residuo atmosférico

Destilación al Vacío

Reducción de viscosidad Mezcla

Mezcla

Hidrocráqueo

Hidrodesulfurización

Craqueo Catalítico

Kerosene

Gasolina pesada

Gasolina liviana

Gas

Reformación catalítica

Separación de gas

Gas oil

Hidrógeno

Torre Destilación

Bandejas

Buques petroleros

LA E

MPRESA

REfinAción diStRibución

voLvER AL índicE

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DesCriPCiÓnDe la orGaniZaCiÓn

LA E

MPRESA

voLvER AL índicE

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19

DireCtorio De enaP

en sesiÓn esPeCial De las Comisiones De minerÍa Y enerGÍa Del senaDo Y De la CÁmara De DiPutaDos, el Gerente General De enaP, enriQue DÁVila, entreGÓ el 13 De Junio De 2007, la seGunDa Cuenta PÚBliCa De la emPresa, en el ConGreso naCional.

LA E

MPRESA

LA E

MPRESA

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voLvER AL índicE

LA E

MPRESA

Notas(1) Con fecha 8 de enero de 2008 el Señor Santiago González Larraín fue designado Ministro de Minería, en reemplazo

de la Señorita Karen Poniachik Pollak. En virtud de lo dispuesto en el Art. 3 de la Ley Nº 9.618, a partir de esa misma fecha, el Sr. González asumió como Presidente del Honorable Directorio de ENAP.

8. Radován Razmilic Tomicic

Director

Ingeniero de Caminos, Canales y Puertos.

Sociedad de Fomento Fabril (Sofofa)

RUT: 6.283.668 -7

1. Santiago González Larraín (1)

Presidente

Ingeniero Civil

Ministro de Minería

RUT: 6.499.284-8

2. Carlos Álvarez Voullieme

Vicepresidente

Ingeniero Civil Industrial

Vicepresidente Ejecutivo de la Corporación de

Fomento de la Producción (Corfo)

RUT: 8.870.274-7

3. Eduardo González Yáñez

Director

Ingeniero Civil Industrial

Corporación de Fomento de la Producción

RUT: 9.164.893-8

6. Jorge Matute Matute

Director

Presidente Federación Nacional

de Trabajadores del Petróleo de Chile y Afines

Corporación de Fomento de la Producción

RUT: 5.334.581-6

7. Ramón Jara Araya

Director

Abogado

Sociedad Nacional de Minería (Sonami)

RUT: 5.899.198-8

4. Miguel Moreno García

Director

Ingeniero Eléctrico

Corporación de Fomento de la Producción

RUT: 5.433.767-1

5. Gustavo Cubillos López

Director

Ingeniero Civil en Minas,

Mención Geología

Instituto de Ingenieros de Minas de Chile

RUT: 2.421.533-4

21

20

voLvER AL índicE

21

orGaniGrama

Gerencia de Inversiones y Control de Gestión Rodrigo BloomfieldSandoval

Gerencia de Exploración Lisandro RojasGalliani

Gerencia de Planificación Estratégica y Desarrollo de NegociosJulio Bertrand Planella

E&P Sipetrol ArgentinaSalvador Harambour Palma

Gerencia E&P Enap MagallanesVictor Briano Peralta

Enap Sipec EcuadorRoberto MacleodGlasinovic

E&P Internacional

E&P Sipetrol EgiptoVicente RodríguezGaete

E&P Nacional

Gerencia deProducciónSergio AzzariMaldonado

Gerencia de Gestión Financiera y CostosJulio Mayanz Csato

Gerencia Línea de Negocios Refinación y Logística Gerencia General Enap Refinerías S.A. Sergio Arévalo Espinoza

Gerencia Línea de Negocios Exploración y Producción

Gerencia General Enap Sipetrol S.A.Nelson Muñoz Guerrero

Gerencia de ServiciosCecilia Aguilera Vega

Gerencia de RR.HH.Christian KusulasCervelló

Gerencia de FinanzasSergio Galán Bidegaín

Gerencia de Planeamiento y Gestión Guillermo Del Valle De La Cruz

Gerencia ComercialPaula Hidalgo Mandujano

Auditor CorporativoFrancisco Oyarzún Parada

Fiscalía Corporativa Andrés Ocare Flores

Dirección de ComunicacionesPatricia Silva Espinoza

Gerente GeneralEnrique Dávila Alveal

Gerencia de Optimización y LogísticaJuan Pablo Salinas Barrera

Gerencia de Inversionesy Nuevos NegociosDaniel Ibarra Moraga

Gerencia de Administracióny FinanzasRamón Cifuentes Jimenez

Gerencia Refinería AconcaguaDaniel Martínez Bonasco

Gerencia Refinería Bío Bío

Carlos Cabezas Faúndez

Gerencia de R&L MagallanesLuis Boric Scarpa

21

LA E

MPRESA

21

voLvER AL índicE

REMUNERACIONES DEL DIRECTORIO

RUT Nombre Cifras en pesos 2007 Cifras en pesos 2006

6.379.415-5 Karen Poniachik Pollak (1) 0 0

8.970.274-7 Carlos Álvarez Voullieme 0 0

7.825.704-0 Francisco Bernasconi Gutiérrez (2) 0 5.033.981

2.421.533-4 Gustavo Cubillos López 7.502.587 6.692.559

9.164.893-8 Eduardo González Yáñez 7.502.587 1.839.428

5.899.198-8 Ramón Jara Araya 0 4.583.582

5.334.581-6 Jorge Matute Matute (3) 6.137.245 5.732.079

5.433.767-1 Miguel Moreno García 6.330.871 3.087.277

6.283.668-7 Radovan Razmilic Tomicic 7.309.735 6.693.873

5.068.583-7 Aldo Signorelli Guerra(2) 0 2.990.387

TOTALES 34.783.025 36.653.166

(1) Dejó de pertenecer al Directorio en enero de 2008. (2) Dejó de pertenecer al Directorio durante 2007. (3) En su calidad de empleado de la Filial Enap Refinerías S.A., durante el ejercicio 2007 el Director Sr. Jorge Matute Matute percibió $ 39.393.713 en remuneraciones.

REMunERAcionES dE LA AdMiniStRAción

Las remuneraciones pagadas en 2007 a la plana

ejecutiva superior de ENAP y filiales ascendie-

ron a $ 2.652,6 millones, cifra inferior en 0,32%,

en términos nominales, respecto a las pagadas

en 2006.

Los cargos considerados en la mencionada

suma corresponden a 26 ejecutivos superiores:

Gerente General, Gerentes de Líneas de Nego-

cios, Gerentes de ENAP Matriz, Gerente de

ENAP en Magallanes, Gerentes de las filiales

Enap Refinerías S.A. y Enap Sipetrol S.A. y otros

Gerentes corporativos y de filiales.

SiStEMA dE REntA vARiAbLE

ENAP cuenta con un Sistema de Renta Variable,

cuyo propósito es incentivar la agregación de

valor en la Empresa, mejorando el trabajo en

equipo y el desempeño individual.

El Sistema de Renta Variable es aplicado a la

plana ejecutiva superior y a los trabajadores del

Grupo de Empresas ENAP, con excepción del

Gerente General.

remuneraCiones

El Sistema de Renta Variable de los ejecutivos,

aprobado por el Directorio de ENAP, considera

para el cálculo de la renta variable tres factores:

resultado de la empresa (EVA), cumplimiento de

metas por áreas y cumplimiento de metas

individuales.

Ningún ejecutivo percibe una remuneración to-

tal, incluida renta variable, superior a la del Ge-

rente General.

La remuneración del Gerente General de ENAP

está limitada por la remuneración que percibe el

Presidente del Banco Central, de acuerdo con la

normativa vigente desde 2002.

No existen planes de incentivo aplicables a los

miembros del Directorio de ENAP y sus filiales.

indEMnizAcionES

En 2007 la empresa pagó a ejecutivos superio-

res indemnizaciones por $ 90,7 millones, cifra

inferior 38,6%, en términos nominales, respec-

to del ejercicio 2006.

23

22

23

LA E

MPRESA

23

LA E

MPRESA

23

voLvER AL índicE

sÍntesis HistÓriCa

uego del descubrimiento del primer pozo

de petróleo del país, en el sector de

Springhill, en Magallanes, el 29 de diciembre de

1945, el Estado de Chile se propuso crear la

Empresa Nacional del Petróleo, cuya fundación

ocurrió oficialmente el 19 de junio de 1950, con

la publicación de la Ley Nº 9.618. El hallazgo de

petróleo en Springhill fue realizado por el equipo

de exploradores encabezado por el ingeniero

Eduardo Simian Gallet, y dio paso a nuevas per-

foraciones de pozos que resultaron productores.

De esta forma, el equipo encabezado por Simian

recomendó a la Corporación de Fomento de la

Producción (Corfo) la creación de ENAP, para

explotar comercialmente los yacimientos des-

cubiertos en Magallanes.

Una de las primeras metas que se propuso la

naciente empresa fue levantar una refinería de

petróleo en el país, tarea que culminó en 1954,

con la puesta en marcha de la Refinería de Pe-

tróleo de Concón (hoy Refinería Aconcagua).

Luego, en 1959, se construyeron las primeras

instalaciones logísticas para el almacenamiento

y distribución de combustibles refinados en

Maipú y, al año siguiente, la terminal marítima

de Gregorio, en Magallanes.

En 1962 entró en operación la Planta de Gasoli-

na de Cullen (Magallanes), para continuar en

1966 con la inauguración de la segunda refinería

del país, ubicada en la Octava Región (hoy Re-

finería Bío Bío) y la construcción del poliducto

desde esta Refinería hasta San Fernando, en la

Sexta Región. Desde esta ciudad, este ducto

conecta con otro que administra la empresa

Sonacol, que transporta combustibles a la Plan-

ta de Almacenamiento ubicada en Maipú, en la

Región Metropolitana.

En 1981 ENAP integró el negocio logístico, con

plantas de almacenamiento de combustibles líqui-

dos y gaseosos en Maipú, San Fernando y Linares.

Actualmente, esta actividad se realiza a través del

Departamento de Almacenamiento y Oleoductos,

que pertenece a la filial Enap Refinerías S.A.

L El 1 de enero de 2004 se fusionaron las refine-

rías en una sola empresa: Enap Refinerías S.A.

En 1990 ENAP fundó la Sociedad Internacional

Petrolera S.A., para explorar y explotar yacimien-

tos de hidrocarburos en el extranjero. A partir de

2005 esta filial pasó a llamarse Enap Sipetrol S.A.

En el área de Magallanes, ENAP explota los úni-

cos yacimientos con valor comercial de hidrocar-

buros del país y proporciona servicios logísticos

petroleros y portuarios a importantes clientes

que operan en el rubro energético. Además, en

los últimos dos años ha emprendido una fuerte

campaña exploratoria de nuevas reservas de gas

en Magallanes, a la vez que ha constituido nuevas

alianzas con otras empresas para diversificar las

fuentes energéticas en el país.

gestión de personas

PLAn coMún dE EMPRESA 2007-2011 >

bALAncEd ScoREcARd >

nEGociAcionES coLEctivAS >

cAPAcitAción >

PRoGRAMA dE dESARRoLLo GEREnciAL >

PRotocoLo dE cALidAd dE vidA >

cLiMA oRGAnizAcionAL >

GEStión LAboRAL EMPRESAS contRAtiStA > S

GestiÓn De Personas

27

26

voLvER AL índicE

27

lidad; aumentar la eficiencia operativa y eliminar

las brechas productivas; solucionar conflictos de

intereses; capturar nuevas oportunidades de

negocios y ganar nuevas escalas de competiti-

vidad; desarrollar la responsabilidad social em-

presarial y perfeccionar la relación con los clien-

tes; y, lo que es más importante desde el punto

de vista del negocio, agregar valor para satisfa-

cer las expectativas del dueño, es decir, de toda

la ciudadanía.

Previo a la suscripción del PCE 2007-2011, se

desarrolló una fase de diálogo que abarcó a gran

parte de la organización, con más de 600 traba-

jadores participantes de ENAP y filiales, en el

proceso denominado ENAP Conversa. En éste

se evaluaron los resultados del PCE 2002-2006

y se entregaron sugerencias para perfeccionar

la Alianza Estratégica.

Durante 2007 las actividades vinculadas con el

PCE se centraron en la implementación de éste

y, en particular, en el desarrollo de los canales

de participación. En este sentido destaca la

constitución de los Consejos Locales del PCE

en todas las unidades de negocios. Estos Con-

sejos, compuestos por los gerentes locales,

ejecutivos y las directivas sindicales correspon-

dientes, tienen como propósito promover y

controlar la ejecución del PCE a nivel local.

Como ente superior de esta Alianza Estratégica

existe el Consejo PCE ENAP, cuyo rol es promo-

ver y controlar la ejecución de las políticas esta-

blecidas en el acuerdo tripartito y evaluar el

cumplimiento de los objetivos, a través de me-

tas e indicadores específicos, así como de los

grados de satisfacción en la organización.

En 2007 destaca también la elaboración del Plan

Estratégico Integral de Recursos Humanos, ta-

rea que se hizo conjuntamente entre la Gerencia

de Recursos Humanos y Fenatrapech. Este

Plan, contemplado como meta del PCE, incor-

poró el conjunto de los compromisos estableci-

dos en materia de gestión de las personas, lo

cual incluye la fijación de metas laborales y pro-

ductivas para cada trabajador. Estos compromi-

sos se vincularon con las tres áreas fundamen-

tales que identificó el PCE:

Estabilidad Laboral con Competitividad, Ges-1.

tión Integral de Dotaciones y Desarrollo

Organizacional.

Desarrollo de las Personas: Desarrollo de 2.

Carrera, Capacitación Permanente, Gestión

del Desempeño, Compensaciones; y

Relaciones Laborales y Calidad de Vida. 3.

PLAn coMún dE EMPRESA 2007–2011

Uno de los hitos de la gestión de Recursos Hu-

manos de ENAP en 2007 fue la suscripción del

Plan Común de Empresa (PCE) 2007-2011, lo que

representa la consolidación de la Alianza Estraté-

gica de ENAP con los trabajadores y con el repre-

sentante del dueño de la Empresa, es decir, el

Gobierno de Chile. El documento fue firmado el

29 de enero por la entonces Ministra de Minería

y Presidenta del Directorio de ENAP, Karen Po-

niachik; por el Gerente General de ENAP, Enrique

Dávila; y por el Presidente de Federación Nacio-

nal de Trabajadores del Petróleo y Afines (Fena-

trapech), Jorge Matute. Posteriormente adhirió

al nuevo PCE la Federación Nacional de Sindica-

tos de Profesionales, Técnicos y Supervisores de

ENAP (Fesenap).

El nuevo PCE estableció los desafíos de ENAP para

el quinquenio, constituyéndose en una carta de

navegación para el período.

Entre otros objetivos que forman parte de las

metas comunes del PCE están: promover las

buenas prácticas laborales y la calidad de vida

de los trabajadores; canalizar la creatividad de

todos los actores de la organización en el desa-

rrollo de nuevos proyectos; generar oportunida-

des de capacitación laboral para responder a las

exigencias productivas y asegurar la empleabi-

conSEjoS

LocALESTienen como propósito

promover y controlar la ejecución

del PCE a nivel local.

27

GEStión d

E P

ERSonAS

27

voLvER AL índicE

bALAncEd ScoREcARd

Conforme a una iniciativa asociada al PCE

2007-2011, las gerencias de Recursos Huma-

nos de ENAP y filiales desarrollaron e imple-

mentaron un modelo de Balanced Scorecard,

con el fin de disponer de una herramienta de

gestión y de control de los compromisos asu-

midos en materias asociadas con el área.

La implementación de este modelo se hizo en

carácter de marcha blanca, para lograr su plena

consolidación en el transcurso de 2008.

DOTACIóN ENAP 2005-2007 (1)

UNIDADES 2005 2006 2007

Línea Negocios de Exploración y Producción (E&P) (2) 1.444 1.318 1.383

Línea Negocios de Refinación y Logística (R&L) (3) 1.515 1.568 1.766

Casa Matriz 139 134 149

TOTAL 3.098 3.020 3.298

(1) Considera personal con contrato indefinido y a plazo fijo.

(2) Incluye Filial Enap Sipetrol S.A., E&P Magallanes y personal en Casa Matriz.

(3) Incluye Filial Enap Refinerías S.A. (Refinerías Aconcagua y Bío Bío), Departamento de Almacenamiento y Oleoductos y R&L Magallanes (Refinería Gregorio).

nEGociAcionES coLEctivAS

Durante el ejercicio se realizaron tres procesos

de negociación colectiva: con el Sindicato de

Profesionales de Refinería Bío Bío, con el Sindi-

cato de Turnos de Refinería Aconcagua, y con

el Sindicato Nº 1 de Trabajadores de Enap Ma-

gallanes. Todos los procesos concluyeron exito-

samente y se llevaron a cabo en un ambiente de

armonía y de respeto, que permitió llegar a buen

acuerdo para las partes, dentro de los plazos

estipulados por la Ley.

voLvER AL índicE

29

28

cAPAcitAción

En 2007 ENAP realizó una intensa actividad de

capacitación y desarrollo de las personas, con el

objetivo de orientar el quehacer y acciones de la

organización hacia el cumplimiento de los desa-

fíos y metas del Plan Estratégico de Negocios y

de los compromisos contraídos en el Plan Co-

mún de Empresa.

Las actividades de capacitación estuvieron priori-

tariamente orientadas a la disminución de brechas

GESTIÓN DE PERSONAS

de las competencias críticas, de modo que los

trabajadores aborden de mejor manera el desafío

de las metas estratégicas de la Empresa.

Al hacer un recuento de la totalidad de horas de

capacitación en relación con las personas que asis-

tieron a ellas, se alcanza un promedio de 69,2 horas

anuales por cada trabajador de ENAP y filiales.

ENAPMAGALLANES

REFINERÍAACONCAGUA

REFINERÍABÍO BÍO

ENAPSANTIAGO

ENAP SIPETROL CHILE

EGIPTO

ECUADOR

ARGENTINA

cAPAcitAción En EnAP y fiLiALES

Total 223.809 horas

GEStión d

E P

ERSonAS

voLvER AL índicE

29

PRoGRAMA dE dESARRoLLo GEREnciAL

Sobre la base de un análisis previo de las com-

petencias críticas de los ejecutivos en relación

con los requerimientos del Plan Estratégico de

Negocios, en 2007 se efectuaron las siguientes

actividades de capacitación:

Cuatro talleres del Programa de Desarrollo >

Gerencial.

Coaching individual sobre gestión y liderazgo >

a cada gerente.

PRotocoLo dE cALidAd dE vidA

En diciembre de 2007, la Administración y Fe-

natrapech suscribieron el Protocolo de Calidad

de Vida Laboral. El objetivo principal de este

documento es definir los lineamientos estraté-

gicos que permitan diseñar programas que faci-

liten el mejoramiento de la calidad de vida labo-

ral en sus distintas dimensiones, dentro del

marco valórico del PCE.

ENAP define calidad de vida laboral como “el

conjunto de circunstancias laborales que conver-

gen para construir la percepción de diferentes

niveles de satisfacción, los cuales se manifies-

tan en su ambiente de trabajo y que permiten

que los trabajadores y trabajadoras experimen-

ten niveles de bienestar o malestar respecto de

su actividad productiva”.

El Protocolo de Calidad de Vida plantea como

una necesidad la interacción y comunicación

para alcanzar resultados beneficiosos, especial-

mente en el lugar de trabajo, donde se produce

la convivencia. De este modo aplica los princi-

pios de “responsabilidad organizacional e indivi-

dual”, para generar al interior de la empresa una

cultura de calidad de vida laboral, fomentando

un adecuado clima laboral, igualdad de oportu-

nidades y estilos de vida saludable. En este

sentido, fomenta el autocuidado y promueve

programas de salud, bienestar, recreación y

desarrollo personal. El objetivo es hacer de

ENAP una “Empresa Saludable”.

cLiMA oRGAnizAcionAL

En 2007 ENAP elaboró una herramienta para

mejorar el clima organizacional, en función de

su modelo de negocios. Esta herramienta con-

cilia los intereses de las personas con los del

negocio. En esta tarea se consideró la totalidad

de las unidades de negocio, sus ejecutivos, pro-

fesionales, trabajadores y dirigentes sindicales.

Para tal efecto se implementaron más de 12

focus group y se desarrollaron exposiciones con

todas las directivas sindicales, con el objetivo de

darles a conocer el propósito de este trabajo.

PRotocoLo cALidAd dE vidA

Permite DiseÑar ProGramas Que FaCiliten el meJoramiento De la CaliDaD De ViDa

laBoral en sus Distintas Dimensiones, Dentro Del marCo ValÓriCo Del PCe.

GESTIÓN DE PERSONAS

31

30

voLvER AL índicE

31

GEStión LAboRAL

dE EMPRESAS contRAtiStAS

En enero de 2007 entró en vigencia la Ley 20.123,

que regula la situación laboral de los trabajadores

subcontratados en el país. Sin embargo, la pre-

ocupación de ENAP por este tema se remonta a

fines de 2004 cuando la Administración de la

Empresa y las federaciones de trabajadores y de

profesionales suscribieron el protocolo “ENAP

Frente a la Gestión Laboral de las Empresas Con-

tratistas”, en el cual se establecieron los princi-

pios rectores sobre estas materias, destinados a

establecer parámetros de respeto y equidad ha-

cia los trabajadores que prestan servicios a través

de empresas contratistas.

Bajo los principios de este Protocolo y en confor-

midad con la nueva normativa legal, ENAP se

encuentra desarrollando un plan adicional basado

en un mecanismo de regulación y de control. En

el caso de la regulación, ENAP desarrolló un es-

tándar básico de cumplimiento de las obligacio-

nes laborales de los contratistas, a través de la

confección de un Capítulo Laboral que se incor-

pora a todas las bases de licitación de ENAP.

Cabe señalar que este estándar laboral es supe-

rior al exigido por la ley y, además, es el mismo

para todo colaborador de ENAP, sin importar la

filial para la que se desempeñe. Dichas bases ya

se encuentran en pleno funcionamiento y se usó

como piloto para su aplicación la licitación de los

contratos de alimentación, los que se caracteri-

zan por ser intensivos en mano de obra.

En cuanto a las medidas de Control, ENAP licitó

los servicios de una Certificadora de cumpli-

miento de legislación laboral para todas sus

unidades, instrumento creado por la Ley 20.123,

para garantizar el cumplimiento de las obligacio-

nes básicas del empleador, como son el pago

de las remuneraciones, imposiciones previsio-

nales y de salud, y el pago de indemnizaciones,

todo ello como requisito para el pago de los

servicios correspondientes.

De este modo, ENAP se encuentra implemen-

tando una política frente a la gestión laboral de

las empresas contratistas orientada a ofrecer un

trabajo digno, en los términos definidos por la

Organización Internacional del Trabajo (OIT), para

los trabajadores contratistas, con innovaciones

como el salario mínimo ético, medidas de preven-

ción de riesgos comunes para trabajadores pro-

pios y externos, tarifado de especialidades, entre

muchas otras medidas que reflejan la preocupa-

ción de la Empresa por este tema.

buEnAS PRácticAS LAboRALES

el 28 De sePtiemBre De 2007 reFinerÍa BÍo BÍo se ConVirtiÓ en la Primera emPresa

De la oCtaVa reGiÓn en iniCiar el ProCeso De imPlementaCiÓn Del CÓDiGo De

Buenas PrÁCtiCas laBorales Y De no DisCriminaCiÓn, DeFiniDo Por el GoBierno,

DonDe el serViCio naCional De la muJer (sernam), aCtÚa en CaliDaD De Garante

De su CumPlimiento.

Líneade Negocios E&P

Líneade Negocios R&L

CasaMatriz

TOTAL TOTAL TOTAL TOTAL EMPRESA

TOTAL

Gerente (1)

Directores yjefes de departamentos

Profesionalesespecializados

Trabajadores

31

GEStión d

E P

ERSonAS

31

voLvER AL índicE

dotAción cLASificAdA PoR tRAbAjAdoRESy EjEcutivoS dE EnAP En 2007SóLo PERSonAL con contRAto indEfinido

(1) En la Categoría Gerente, se incluye a los 26 con asiento en Chile

entorno del negocio

SituAción dEL MERcAdo intERnAcionAL >

SituAción dEL MERcAdo nAcionAL >

conSuMo nAcionAL dE coMbuStibLE > S

MERCADO MUNDIAL DE PETRóLEO 2006-2007 (Cifras en millones de barriles diarios)

2006 2007 Variación

Demanda 84,7 85,8 1,1

OCDE* 49,3 49,2 -0,1

No-OCDE 35,4 36,6 1,2

Oferta 84,6 84,9 0,3

Ex-Unión Soviética 12,2 12,6 0,4

Resto No-OPEP 37,1 37,3 0,2

GNL y condensados OPEP 4,5 4,5 0,0

Crudo OPEP 30,8 30,5 -0,3

Variación Inventarios -0,1 -0,9 -0,8

* Organización de Cooperación y Desarrollo Económicos.

Fuente: Departamento de Energía, EE.UU., “Short Term Energy Outloook December 2007”

35

34

voLvER AL índicE

35

En US$ por barril En US$ de 2007 por barril

situaCiÓn Del merCaDo internaCional

l precio promedio del crudo marcador inter-

nacional West Texas Intermediate (WTI) fue

US$ 72,2 por barril en 2007, lo que implicó un

aumento de 9,3% con respecto al precio prome-

dio de 2006 (US$ 66,0 por barril). De esta forma,

se cumplió el sexto año de alzas consecutivas del

precio del petróleo crudo y también del ciclo al-

cista más prolongado desde el ocurrido en el

período 1972-1980, que por lo demás ha sido el

más largo en la historia contemporánea.

Sin embargo, desde el punto de vista nominal, el

precio promedio de 2007 no ha sido el más alto

en la historia del petróleo. El gráfico adjunto sobre

la evolución del WTI entre 1970 y 2007, en pre-

cios reales y nominales muestra que al llevar los

precios históricos a dólares de 2007 (esto es,

usando la variación del deflactor implícito del PIB

de Estados Unidos), el precio anual de US$ 72,2

por barril de 2007 es el tercero más alto de la

historia, siendo superado solamente por los US$

82,8 por barril observado en 1980 y los US$ 74,3

por barril que se registró en 1981.

Durante 2007 la demanda mundial por petróleo

registró un aumento de 1,1 millón de barriles

diarios (b/d), mientras que la oferta sólo creció

en 300.000 b/d. En consecuencia, se acentuó

la tendencia descendente de los inventarios

mundiales que había comenzado el año anterior,

pasando de una disminución de 100.000 b/d en

2006 a otra de 900.000 b/d en 2007.

Al igual que en 2006, en 2007 se registró una

disminución de la producción de petróleo crudo

de la Organización de Países Exportadores de

Petróleo (OPEP), de 300.000 b/d, por lo que el

mayor consumo mundial fue abastecido por un

crecimiento de la producción de crudo no-OPEP,

de 700.000 b/d, y por la declinación ya mencio-

nada de los inventarios.

En la cifra de producción de la OPEP no se incluye

la producción de Angola, que ingresó durante

2007 a la organización, con el objetivo de hacer

comparables las cifras de 2007 con las de 2006.

La menor producción de crudo de la OPEP obe-

deció a disminuciones de la cuotas de produc-

ción acordadas -de 1,2 millón b/d, a contar de

diciembre de 2006, y otros 500.000 b/d a partir

de febrero de 2007– las que si bien no se cum-

plieron completamente, fueron suficientes para

conseguir retirar crudo del mercado en forma

creciente a lo largo del año.

E

PREcio dEL cRudo Wti 1970-2007En dóLARES coRRiEntES y dóLARES dE 2007 PoR bARRiL

35

EntoRno d

EL n

EGocio

35

voLvER AL índicE

coMPoRtAMiEnto dEL PREcio En 2007

En 2007 no hubo ningún evento geopolítico ni

catástrofe natural que afectara significativamen-

te la oferta de petróleo, y sin embargo, se regis-

tró un crecimiento casi continuo del precio, pa-

sando del rango de 50 a 55 dólares el barril (US$/

barril), a comienzos de enero, al rango de entre

93 y 98 US$/barril a fines del año. El motor de la

tendencia alcista en el precio del petróleo fue el

sostenido aumento del consumo, debido al rápi-

do crecimiento de la economía mundial, que

enteró un periodo de cinco años de expansión

sistemática, en el contexto del débil crecimiento

de la producción de crudo.

La tendencia alcista sufrió retrocesos parciales

en agosto, al estallar la crisis de las deudas hi-

potecarias “subprime” en el mercado financiero

de Estados Unidos, y posteriormente en no-

viembre, cuando los mismos altos precios alcan-

zados provocaron una corrección a la baja por el

temor a que éstos -más las repercusiones a ni-

vel global de la crisis hipotecaria- desencadena-

ran una recesión mundial.

El relativamente bajo nivel del precio a comien-

zos de año se debió a un invierno con tempera-

turas muy benignas en el hemisferio norte, lo

que condujo a que se acumularan inventarios de

crudo y combustibles de calefacción, deprimien-

do sus precios. Posteriormente, el crecimiento

del consumo -liderado por China, India y el mis-

mo Estados Unidos- y el retiro gradual de crudo

de la OPEP, que no alcanzó a ser compensado

por la mayor producción en países no OPEP,

empezó a presionar en el mercado. Evidencia de

esto es que los inventarios en Estados Unidos

dejaron de crecer en julio para empezar a caer

persistentemente hasta fines del año.

PREcio diARio cRudo Wti En 2007uS$/bbL

37

36

voLvER AL índicE

37

Evidencia adicional de cómo se pasó de una si-

tuación de mercado holgada a una situación de

mercado estrecha la constituye la estructura de

los precios. En efecto, cuando hay una situación

en que el mercado percibe como de estrechez

creciente, se produce una estructura de bac-

kwardation en los precios, que se define como

un “premio” para las entregas comprometidas

a plazos más próximos. En una situación de

mercado más desahogada, ocurre la estructura

contraria, llamada “contango”, transándose el

WTI en el segundo mes a un valor mayor que el

WTI en el primer mes. Esto por el costo finan-

ciero y de almacenamiento de mantener crudo

un mes en inventario. En el gráfico siguiente se

puede apreciar cómo a partir de agosto, el mer-

cado cambió de “contango” a backwardation.

(ver gráfico).

PREcioS dE LoS PRoductoS

En 2007, los precios promedio de la gasolina

(unleaded 87) y del diesel (LS Diesel) en el mer-

cado internacional de la costa estadounidense

del Golfo de México fueron 86,4 y 89,1 US$ por

barril, respectivamente. Por consiguiente, las

diferencias promedio de los precios de los pro-

ductos con respecto al petróleo crudo fueron de

14,1 US$ por barril para la gasolina y de 16,9

US$ por barril para el diesel, niveles mayores

que las brechas de 11,6 y 15,6 US$ por barril,

respectivamente, registradas en 2006.

En el caso del petróleo combustible Nº 6 (fuel

oil Nº 6), el precio promedio de 2007 en el mer-

cado de la costa estadounidense del Golfo de

México fue de US$ 53,1 por barril, y su diferen-

cia con respecto al precio del WTI fue US$ 19,1

por barril, mejorando su precio relativo con res-

pecto al año 2006, en que dicho descuento fue

de US$ 20,4 por barril.

A mediados de 2007 se registraron numerosas

fallas en refinerías de petróleo ubicadas en el

medio oeste de Estados Unidos, las cuales lle-

varon la refinación al tope de su capacidad en el

resto de ese país, justo en la temporada de

máximo consumo de gasolina y diesel vehicular

(verano boreal), mientras que una gran demanda

de diesel por parte de Sudamérica en la misma

época –debido a un invierno especialmente frío

y seco en Argentina y Chile– se tradujo en un

factor alcista adicional en los precios de los pro-

SITUACIÓN DEL mERCADO INTERNACIONAL

ductos, al captar parte de los excedentes del

Caribe, Europa y Asia que podrían haber aliviado

la situación en Estados Unidos.

Hacia el tercer trimestre de 2007, y ya pasado

el verano en el hemisferio norte, los márgenes

de refinación bajaron, debido a la menor presión

del mercado observada para la gasolina en Es-

tados Unidos y para el diesel en Sudamérica.

En el caso del fuel oil Nº 6, la prolongada deten-

ción de una planta de energía nuclear en Japón,

a mediados del año, mantuvo también relativa-

mente alto su precio en relación con el WTI,

debido a que generó una demanda extraordina-

ria de fuel oil Nº 6 para uso termoeléctrico, cap-

tando los excedentes de exportación de las re-

finerías del Caribe. Hacia fines de año este

factor fue perdiendo fuerza, deprimiendo el pre-

cio relativo del fuel oil Nº 6, si bien en términos

absolutos éste siguió creciendo, impulsado por

la tendencia al alza en el precio del crudo.

invEntARioS dE cRudo En EE.uuMiLLonES dE bARRiLES

37

EntoRno d

EL n

EGocio

37

voLvER AL índicE

72,2uS$

PoR bARRiLFue el precio promedio

del crudo marcador WTI

durante 2007.

Precio WTI 2° mes - Precio WTI 1° mes

Contango

Backwardation

contAnGo y bAcKWARdAtionEn MERcAdo Wti (uS$/bbL)

Diesel

Gasolina 87Crudo WTI

Fuel Oil N°6

Diesel

Gasolina 87

Fuel Oil N°6

39

38

voLvER AL índicE

39

PREcioS MEnSuALES 2007 En EL GoLfo dE MÉxico uS$/bARRiL

difEREnciAS dE PREcioS vERSuS Wti uS$/bARRiL

SITUACIÓN DEL mERCADO INTERNACIONAL

situaCiÓn Del merCaDo naCional

39

EntoRno d

EL n

EGocio

39

voLvER AL índicE

n 2007 el consumo de productos refinados

del petróleo en Chile alcanzó los 19,1 millo-

nes de metros cúbicos, equivalentes a 329.200

barriles día (b/d), cifra que implica un incremento

de 30,5% respecto del año anterior.

Este alto crecimiento se explica principalmente

por el mayor consumo de combustibles –princi-

palmente petróleo diesel- para reemplazar el gas

natural argentino, debido a que los cortes en el

suministro fueron mucho mayores que los ob-

servados en 2006.

Aunque la mayor parte de este consumo de

reemplazo fue de diesel para generación termo-

eléctrica, también hubo consumos importantes

de petróleo combustible para uso industrial y de

gas licuado para consumo residencial.

Contribuyó al mayor consumo de combustibles

el crecimiento de la actividad económica, de al-

rededor del 5% con respecto a 2006, según la

estimación preliminar del Banco Central.

Analizando el comportamiento por productos, se

aprecia que durante 2007 los mayores aumentos

porcentuales se registraron en el consumo de

diesel, de petróleo combustible y de gas licuado.

En el caso del diesel, el consumo aumentó en

51,9%, llegando a 9,48 millones de metros cúbi-

cos (163.400 b/d), manteniéndose como el com-

bustible de mayor demanda en el país. Este au-

mento obedeció principalmente a su mayor uso

como combustible para generación eléctrica, aun-

que también contribuyó la mayor demanda de los

sectores transporte e industria.

En términos reales (es decir, descontada la infla-

ción), se registró una baja del 3% en el precio

promedio del diesel en 2007, comparado con el

precio promedio de 2006, lo que contribuyó mar-

ginalmente a un mayor consumo.

E

41

40

DIESELVar. 51,9%

PETRÓLEOCOMBUSTIBLE

Var. 28,6%

KEROSENEVar. 11,6%

GASOLINAVar. 6,5%

GASLICUADO

Var. 14,7%

PRODUCTOSINDUSTRIALES

Var. 8,8%

conSuMo nAcionAL dE coMbuStibLES 2007En MiLLonES dE M3

Total 2007 = 19,09Total 2006 = 14,63Variación 06/07 = 30,5%

SITUACIÓN DEL mERCADO NACIONAL

MiLLonESFue el consumo de productos

refinados del petróleo en 2007 en

Chile, cifra que implica un incremento

del 30% respecto de 2006.

M3

EntoRno d

EL n

EGocio

voLvER AL índicE

41

l consumo de petróleo combustible aumen-

tó a 2,7 millones de metros cúbicos (46.600

de b/d), con un aumento anual de 28,6%. Este

crecimiento se explica por el mayor consumo

industrial en reemplazo del gas natural, y como

combustible de generación termoeléctrica y, en

menor medida, por el aumento del consumo

para transporte marítimo, a diferencia de lo que

ocurrió en años anteriores.

En tanto, el consumo de gas licuado fue de 2,11

millones de metros cúbicos (36.400 b/d), lo que

representa un alza de 14,7% respecto de 2006.

Este importante aumento se logró a pesar del

alza de 14,7% en el precio en términos reales

durante 2007, en relación a 2006. Aparte del

efecto del crecimiento económico sobre la de-

manda, hubo un importante consumo de gas

licuado como combustible de reemplazo de gas

natural, en el sector industrial (incluyendo las

refinerías de ENAP), comercial y residencial, lo

cual implicó el incremento en los costos produc-

tivos para estos sectores.

El consumo total de kerosene aumentó en

11,6%, alcanzando 1,06 millón de metros cúbicos

(18.3000 b/d). Este crecimiento se explica prin-

cipalmente por la mayor demanda por kerosene

de aviación, producto del aumento en el tráfico

aéreo interno e internacional, y por un fuerte au-

mento del consumo de kerosene doméstico,

sobre todo en invierno, considerando que este

combustible es usado para calefacción.

A su vez, el consumo de gasolina creció en

6,5%, totalizando 3,12 millones de metros cúbi-

cos (53.800 b/d), terminando, al parecer, la ten-

dencia declinante de los seis años anteriores.

Aparte del efecto expansivo del crecimiento

económico, el consumo de gasolina también se

benefició de una baja de 3% en términos reales

del precio en 2007, comparado con 2006.

Finalmente, el consumo de productos industria-

les no combustibles -solventes, olefinas (mate-

rias primas básicas para la industria petroquími-

ca), productos asfálticos, etc.- totalizó 620.000

metros cúbicos (10.700 b/d), con un crecimiento

de 8,8% con respecto a 2006. Esto resultó de

un aumento en el consumo de productos asfál-

ticos, que más que compensó las bajas en el

consumo de solventes y de olefinas.

E

gestión corporativa

InversIones en 2007 >

GestIón de rse >

Factores de rIesGo >

síntesIs de resultados >

utIlIdad dIstrIbuIble >

PolítIca de dIvIdendos >

ProPIedades y equIPos >

contrato con Proveedores y clIentes >

seGuros >

GestIón de enaP en maGallane > s

45

44

volver al índIce

45

45

GestIón c

orPoratIva

45

volver al índIce

as inversiones ejecutadas en 2007 por

ENAP y sus filiales superaron los US$ 400

millones, cifra que representa un incremento del

45% respecto de lo invertido en 2006.

Del monto total invertido en 2007, US$ 236 mi-

llones fueron ejecutados por la Línea de Nego-

cios de Exploración y Producción (E&P) y US$

164,4 millones por la Línea de Negocios de Re-

finación y Logística (R&L). En el caso de esta

última, se incluyen los aportes de capital ente-

rados en las distintas sociedades en que parti-

cipa la Empresa.

En la Línea E&P, la inversión realizada en el ex-

tranjero, a través de la filial Enap Sipetrol S.A.,

alcanzó a US$ 140 millones. Por su parte, en

Chile la inversión fue de US$ 96 millones, lo que

incluye el desarrollo de proyectos en Magallanes

y el aporte de capital a las sociedades de geo-

termia en las que participa ENAP

En la Línea R&L, las refinerías Aconcagua y Bío

Bío concentraron la mayor parte de los recursos,

con montos de US$ 67,2 millones y US$ 75,4

millones, respectivamente. Las inversiones res-

tantes se destinaron principalmente a enterar

aportes de capital en sociedades con terceros y

a actividades en Magallanes.

InversIones en 2007

línea de e&P

En la Línea de E&P las principales inversiones se

realizaron en Chile, Argentina, Ecuador y Egipto.

En Chile las inversiones se concentraron en

Magallanes, en los bloques Dorado y Riquelme,

Lago Mercedes e Intracampos. En Dorado y

Riquelme se terminó la adquisición de informa-

ción sísmica 3D, y se perforaron seis pozos ex-

ploratorios y de extensión, resultando exitosa la

campaña en el yacimiento de gas denominado

Palenque.

En Intracampos, la exploración del área continuó

con la ejecución del 60% de la campaña de ad-

quisición de sísmica 3D.

Por otra parte, durante el año se terminaron los

estudios de ingeniería para la construcción del

gasoducto Pecket-Esperanza, que permitirá

asegurar el abastecimiento de gas natural a la

ciudad de Puerto Natales. Además, se presentó

la declaración de impacto ambiental y se inició

el proceso de compra para la construcción del

ducto. La puesta en marcha se proyecta para el

segundo semestre de 2008.

En Argentina, destacan las inversiones efectua-

das en los bloques Área Magallanes y Pampa

del Castillo. En la primera, se continuó con la

realización de trabajos para el reemplazo de los

oleoductos, con el objetivo de restablecer la

producción del yacimiento durante el primer

trimestre de 2008. En Pampa del Castillo–La

Guitarra la actividad del año estuvo centrada en

la perforación de diez pozos de desarrollo y la

mejora de las instalaciones de producción, lo-

grándose una incorporación neta de reservas.

En Ecuador, en el bloque Mauro Dávalos Corde-

ro (MDC) se perforaron cinco pozos producto-

res, más uno reinyector, los cuales formaban

parte del compromiso de inversión asumido con

PetroEcuador.

En Egipto los recursos estuvieron destinados a la

perforación de siete pozos exploratorios y 12

pozos de desarrollo (seis en el bloque North Ba-

hariya y seis en El Diyur). La cartera de proyectos

en Egipto incorporó los bloques Rommana y Sidi

Abd El Rahman y, paralelamente, se concretó el

proceso final de la venta de la participación en el

bloque El Diyur y el inició del proceso de venta

de la participación en el bloque North Bahariya.

L

us$

mIllones

Invirtió ENAP en el ejercicio

2007. Esta cifra es 45% superior

a lo invertido en 2006.

InversIones

47

46

volver al índIce

47

InversIones en 2007

línea de r&l

Durante el ejercicio 2007, la Línea de R&L con-

cluyó importantes proyectos, dentro de los

cuales destaca el de “Producción de diesel de

bajo azufre en Bío Bío”, cuya inversión fue de

alrededor de US$ 60 millones, y su objetivo es

aumentar la capacidad de producción de diesel

y mejorar la calidad de éste.

En forma paralela, durante el año se avanzó en

la cartera de proyectos en desarrollo, donde se

destaca en Refinería Aconcagua, el término del

proceso denominado “Front-End Engineering

and Design”, destinado a mejorar la estimación

de costos del proyecto Nueva Unidad de Alqui-

lación. También en el ámbito preinversional, en

esta refinería destaca el término de la Ingeniería

Básica de una Nueva Unidad de Topping y Vacío

y sus instalaciones complementarias.

En el mismo ámbito de proyectos en desarrollo,

en Refinería Aconcagua se avanzó, entre otros,

en el proyecto Nueva Caldera Área de Suminis-

tros, que tiene por objetivo incrementar la capa-

cidad instalada de generación de vapor para

mejorar la confiabilidad de este servicio en las

unidades de procesos.

Por su parte, en Refinería Bío Bío destaca el

desarrollo del proyecto de adecuación de las

instalaciones para aumentar la capacidad de

procesamiento de crudos pesados, específica-

mente de las unidades de fraccionamiento pri-

mario. Por otro lado, se proyecta la puesta en

marcha del proyecto Unidad de Desulfurización

de Nafta de FCC (Fluid Catalytic Cracking), para

el primer trimestre de 2008. Esta planta permi-

tirá reducir el contenido de azufre en las gasoli-

nas. En esta misma Refinería también se está

desarrollando el proyecto para el nuevo terminal

marítimo de San Vicente, en el marco del plan

de reordenamiento del borde costero de la bahía

del mismo nombre.

us$

mIllones

Se invirtieron en Refinería Bío Bío

para construir una nueva unidad de

producción de diesel de bajo azufre.

47

GestIón c

orPoratIva

47

volver al índIce

socIedad Para el Gnl

Las empresas BG, enap, endesa ChILe y metroGas, que partICIpan en eL proyeCto

de Gas naturaL LICuado (GnL), ConstItuyeron eL 9 de marzo de 2007 La soCIedad

anónIma Cerrada, GnL quIntero s.a., que tIene por oBjetIvo La ConstruCCIón

y operaCIón de La pLanta de aLmaCenamIento y reGasIfICaCIón de GnL, Con su

respeCtIvo termInaL marítImo en La Bahía de quIntero, quInta reGIón.

Durante 2007, se dio inicio a un grupo de estu-

dios y proyectos, donde se destaca en Refinería

Aconcagua el estudio para la ampliación de la

capacidad de producción de diesel de bajo azu-

fre, de 3.500 m3/día, a 7.000 m3/día. Por su

parte, en Refinería Bío Bío destaca el inicio del

estudio de “Ampliación de la Capacidad de Re-

finación”, el que incluye la prefactibilidad técnica

y económica para expandir la capacidad de pro-

cesamiento secundario de petróleo.

En Magallanes, la Línea de R&L concretó inver-

siones por US$ 2,1 millones. Dentro de los pro-

yectos en desarrollo se encuentra la adecuación

de Refinería Gregorio para la nueva canasta de

crudos, está vez provenientes de distintos paí-

ses y no sólo de Argentina.

Proyectos con terceros

Enap Refinerías S.A. participa con el 49% en la

sociedad Enercon S.A., que construye una plan-

ta de coquización retardada en Refinería Acon-

cagua. En esta inversión participan las compa-

ñías Ferrostaal, Foster Wheeler y Técnicas

Reunidas, y alcanza a US$ 430 millones. Hacia

el término del ejercicio 2007, el avance global

de este proyecto era del 95%. Una vez conclui-

do permitirá a Refinería Aconcagua aumentar la

utilización de crudos pesados de origen regional,

lo que también significará reducir sus costos de

producción.

En el ámbito de la geotermia, se realizaron acti-

vidades exploratorias superficiales en los cuatro

principales proyectos en que participa ENAP, a

través de las sociedades Empresa Nacional de

Geotermia S.A. y Geotérmica del Norte S.A. Al

mismo tiempo ambas sociedades siguieron

avanzando en la tramitación de los permisos

ambientales y sectoriales.

Por su parte, el Proyecto de Gas Natural Licuado

(GNL) concretó importantes avances, luego que

el 31 de mayo de 2007 se procediera al cierre y

firma de los contratos principales de construc-

ción del muelle y de la terminal de regasificación

en la bahía de Quintero.

En tanto, ENAP continuó adelante con sus estu-

dios para la utilización de biocombustibles de

segunda generación, a partir del aprovecha-

miento de desechos de la industria forestal. Con

tal propósito constituyó la sociedad ForEnergy

S.A., donde la filial Enap Refinerias S.A. partici-

pa con el 40% y donde el 60% restante es

controlado por Consorcio Maderero.

En 2007 también destaca el avance del estudio

del proyecto de construcción de una Central de

Ciclo Combinado en Concón. Este proyecto tie-

ne por finalidad aprovechar el suministro de GNL

para proporcionar autonomía eléctrica y de va-

por a Refinería Aconcagua, así como vender

excedentes de electricidad al Sistema Interco-

nectado Central. En octubre de 2007, la Comi-

sión Regional del Medio Ambiente (Corema) de

Valparaíso aprobó el estudio de impacto ambien-

tal de este proyecto.

Adicionalmente, dentro del marco de la licitación

internacional de Contratos Especiales de Ope-

ración Petrolera que llevó a cabo el Ministerio

de Minería durante 2007, ENAP se adjudicó los

bloques de exploración Coirón, Caupolicán y

Lenga, donde participará con el 50% en asocia-

ción con las compañías Pan American Energy,

Greymouth y Apache, respectivamente.

Además, ENAP acordó los términos de un Me-

morando de Entendimiento con la compañía

Methanex, para la firma de un Contrato Especial

de Operación Petrolera (CEOP) con el Estado

de Chile, para el desarrollo del bloque Dorado y

Riquelme, destinado a la exploración de nuevos

yacimientos de gas natural.

49

48

volver al índIce

49

49

GestIón c

orPoratIva

49

volver al índIce

GestIón de responsaBILIdad soCIaL empresarIaL

l presente ejercicio ha significado para

ENAP la consolidación de su Política de

Responsabilidad Social Empresarial (RSE), con-

siderando que esta materia forma parte de las

metas contempladas en el Plan Estratégico de

Negocios 2007-2011, y en el Plan Común de

Empresa, acordado con los trabajadores para el

mismo periodo.

Esta nueva concepción del desarrollo de la Empre-

sa, imponiendo la ética del buen gobierno corpo-

rativo, respetando y protegiendo el medio ambien-

te y formulando programas y políticas de RSE,

supone un intercambio de experiencias y aprendi-

zajes, tanto al interior de la Empresa, como fuera

de ella, que permiten la formulación de prácticas

corporativas de mediano y largo plazo.

Es en este sentido, durante 2007 ENAP realizó

un trabajo sistemático para dar a conocer a los

E avances en las políticas medioambientales y de

RSE, así como también las tareas pendientes en

ambos planos.

En el plano interno, fue incorporado el módulo de

RSE en el curso de Negocio Petrolero que se

imparte a trabajadores y ejecutivos, a través del

Centro de Innovación y Conocimiento de ENAP

(CICE). Participaron en estos cursos 156 funcio-

narios, de todas las filiales y unidades productivas

de la Empresa.

Por otra parte, la gestión de RSE de ENAP fue

recogida en el segundo Reporte Social, elaborado

bajo las normas internacionales del Global Repor-

ting Initiative (GRI). Este esfuerzo fue reconocido

por los expertos en el tema con el premio anual

que entrega la entidad especializada Acción RSE,

en la categoría “Mejor descripción global de la

empresa y su gestión integral de RSE”.

Las relaciones con la comunidad continuaron

avanzando, con los programas de información e

intercambio mutuo, centrados en el objetivo de

avanzar en la implementación de los proyectos

de inversión y dar a conocer el rol de ENAP en

la matriz energética del país. Destacan en este

ámbito las actividades realizadas por Refinería

Aconcagua en Casa Abierta, y las mesas tripar-

titas de diálogo con las comunidades, en las

refinerías Aconcagua y Bío Bío; los programas

la “Ruta Ambiental” y “Quiero mi barrio” en

Magallanes, en asociación con Methanex; y las

numerosas acciones del voluntariado de la Em-

presa, que a través de centros organizados por

los propios trabajadores, entregan beneficios a

los grupos más vulnerables de la sociedad.

50

volver al índIce

51

GestIón ambIental y responsabIlIdad socIal empresarIal

Parque ecolóGIco la Isla

eL 14 de marzo de 2007 enap y su fILIaL enap refInerías s.a., InauGuraron eL parque

eCoLóGICo “La IsLa”, en ConCón, destInado a proteGer eL humedaL deL mIsmo nom-

Bre, uBICado en La desemBoCadura deL río aConCaGua, en La quInta reGIón.

ambIente laboral lIbre de humo de tabaco

en CeremonIa enCaBezada por eL seCretarIo de saLud de La reGIón metropoLItana,

maurICIo osorIo, y por eL Gerente GeneraL de enap, enrIque dávILa, eL 12 de juLIo de

2007 La autorIdad sanItarIa deCLaró ofICIaLmente a Las ofICInas de Casa matrIz y

enap sIpetroL s.a., Como amBIente LaBoraL LIBre de humo de taBaCo.

ProGramas medIoambIentales

En el aspecto medio ambiental, a comienzos de

2007 ENAP entregó a la comunidad de Concón,

la primera fase del Parque Ecológico “La Isla”,

como parte de un programa de protección del

humedal ubicado en la desembocaura del río

Aconcagua, a la vez que la Empresa continuó

ejecutando el plan de remediación de fosas,

tanto en Magallanes como en Ecuador.

Otro hito importante en materia medioambiental

fue el lanzamiento del Plan de Uso Racional de

Humedales, en el cual estuvo presente la consejera

para las Américas de la Convención Ramsar de

Naciones Unidas, Sra. María Rivera. Como parte de

esta iniciativa se realizó un taller internacional en

Punta Arenas, en que participaron expertos nacio-

nales y extranjeros en protección de humedales. En

esa oportunidad, ENAP ratificó su disposición para

proteger el humedal de Bahía Lomas, que tiene

importancia internacional como sitio Ramsar. La

Empresa ha adquirido el compromiso de contribuir

a un Plan de Manejo de dicho humedal, ubicado en

el extremo oriental de isla Tierra del Fuego, frente

al Estrecho de Magallanes.

Cumpliendo con los lineamientos de la Política

de Diversificación Energética, que viene imple-

mentando el gobierno, ENAP continuó desarro-

llando los proyectos de geotermia en el país e

inició los estudios para el desarrollo de biocom-

bustibles de segunda generación, principalmen-

te biodiesel, que potencialmente pueden ser

elaborados a partir de desechos forestales.

reParacIón ambIental y socIal

En mayo de 2007 ENAP enfrentó una emergen-

cia ambiental en la bahía de San Vicente, debido

al derrame de petróleo crudo durante una ope-

ración de descarga a través de un ducto subma-

rino. La Empresa asumió de inmediato su res-

ponsabilidad en el incidente e inició un urgente

plan de remediación ambiental y social en el

área afectada. El Plan de Contingencia aplicado

permitió recuperar completamente el crudo de-

rramado y de inmediato se emprendió un plan

de remediación y compensación a los pescado-

res artesanales y trabajadores de orilla que fue-

ron transitoriamente afectados.

Junto con ello, la Empresa encargó un estudio

a la Universidad de Concepción de la Región del

Bío Bío, para evaluar los impactos ambientales

y sociales del incidente y los procedimientos de

remediación de largo plazo. Además, encargó a

un experto internacional la ejecución de un ser-

vicio de limpieza fina en el litoral afectado, con

la aplicación de una avanzada tecnología de bio-

rremediación, el cual se completó en noviembre

de 2007, y sus resultados fueron efectivos y

evaluados como muy satisfactorios por las au-

toridades ambientales chilenas.

bonos de carbono

En 2007 ENAP dio un paso importante en el

proceso de emisión de bonos de carbono, a

través del proyecto de su filial Enap Refinerías

S.A. en conjunto con la compañía Indura S.A.,

destinado a capturar parte del dióxido de carbo-

no (CO2) que genera la Planta de Hidrógeno de

Refinería Bío Bío, y destinarlo a la producción de

gas industrial en una planta construida por Indu-

ra para tal propósito.El proyecto denominado

“Recuperación de corriente de gases en Planta

de Hidrógeno de Refinería de Bío Bío”, obtuvo la

aprobación por parte de la Junta Ejecutiva del

Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL), de la

convención marco de Naciones Unidas sobre

Cambio Climático. Además, se estableció la me-

todología para elaborar un procedimiento de me-

dición y monitoreo de las reducciones de CO2.

edIFIcIo bIoclImátIco

Durante 2007 ENAP avanzó en la construcción del

primer edificio bioclimático en Punta Arenas, para

albergar las oficinas de la Empresa en esa ciudad.

Por este motivo ENAP obtuvo el máximo galardón

en la categoría “Empresas Públicas” en el concurso

Nacional de Eficiencia Energética, organizado por

el Ministerio de Economía. Entre los beneficios que

aportará este edificio una vez construido, a media-

dos de 2008, está la optimización de las condicio-

nes de temperatura, ventilación e iluminación, lo

que permitirá un ahorro energético del 68%.

calIdad de combustIbles

En 2007 ENAP dio cumplimiento al programa de

mejoramiento continuo de las especificaciones

en gasolinas, en este caso por la disminución del

contenido de azufre, baja de la presión de vapor

en invierno y de los contenidos de aromáticos y

de olefinas que entraron en vigencia en enero.

Todas estas mejoras permiten en conjunto re-

ducir entre 2% y 12% las emisiones generadas

por la combustión de gasolinas; sobre 25% de

las emisiones tóxicas y sobre 20% las emisio-

nes de óxido nitroso (NOx), logrando así una

mejor calidad del aire en el país.

Para el petróleo diesel grado B, a partir de julio de

2007 se presentó una reducción del contenido de

aromáticos policíclicos desde el 15% al 11%.

volver al índIce

51

GestIón c

orPoratIva

Premió el Reporte Social 2006 de

ENAP con el primer lugar

en la categoría “Mejor descripción

global de la Empresa y su gestión

integral de RSE”.

accIón

rse

53

52

volver al índIce

53

faCtores de rIesGo

NAP participa en la exploración y producción

de hidrocarburos y en las siguientes etapas

de la cadena productiva: refinación, transporte,

almacenamiento y comercialización de los pro-

ductos derivados del petróleo. Una parte subs-

tancial de estas operaciones corresponde a la

refinación y comercialización de sus productos

en Chile, liderando el abastecimiento nacional

con una participación de aproximadamente el

80% del mercado. Además, en los últimos años

ha abierto nuevos mercados para estos produc-

tos en el extranjero, principalmente en países de

América Latina.

ENAP accede regularmente al mercado interna-

cional para el suministro de petróleo crudo y

productos, situación que le permite asegurar el

abastecimiento y los compromisos comerciales,

convenientemente. Como resultado de lo ante-

rior, en 2007 el abastecimiento de petróleo

crudo lo obtuvo mayoritariamente en países de

Sudamérica, Asía y África, siendo los principales

proveedores Brasil, Angola, Azerbaiyán, Ecua-

dor y Perú. Las refinerías de ENAP (Aconcagua,

Bío Bío y Gregorio) cuentan con las instalaciones

necesarias para la recepción y el almacenamien-

to de esta materia prima.

En cuanto a las importaciones de productos

refinados, en 2007 éstas provinieron principal-

mente de Estados Unidos (costa del Golfo de

México), Canadá y Corea del Sur.

El riesgo relevante para el negocio está esen-

cialmente en el margen de refinación, debiendo

enfrentar la empresa las fluctuaciones de pre-

cios en los mercados internacionales de crudo

y de productos, para lo cual se efectúan cober-

turas de tipo zero-cost-collar, con el fin de cubrir

el riesgo de variación del valor del petróleo cru-

do importado entre la fecha de embarque de

éste y la fecha estimada de fijación de precio de

venta de los productos refinados. Las refinerías

de ENAP han continuado ajustando favorable-

mente sus estructuras de costos a la competiti-

vidad de esta industria, y han orientado sus in-

versiones a incrementar tanto su flexibilidad

productiva como la calidad de sus productos.

El tipo de cambio es otro de los factores de riesgo

del negocio, debido a que parte importante de

los ingresos son en pesos y los pasivos en dóla-

res. Este factor se ve minimizado por la política

de cobertura de tipo de cambio a los deudores

por venta, que ha sido implementada a contar de

mayo de 2006 y que se mantuvo vigente durante

todo 2007. Esta política es complementaria con

la de precios de los productos, que está basada

en la paridad de importación indexada en dólares,

situación que se analiza en forma periódica para

mantener una posición competitiva, consideran-

do la libertad de precios y de importación que

existen en Chile.

En el plano de las tasas de interés por los pasivos

financieros, la empresa mantiene una estructura

de deuda financiera en tasa fija (principalmente

bonos de largo plazo), y una de tasa variable

(principalmente créditos bilaterales, créditos sin-

dicados y préstamos de corto plazo como forfai-

ting ). Para mitigar este riesgo ENAP ha realizado

una variedad de derivados de tasa de interés, los

que llevan estos créditos de tasa variable, princi-

palmente LIBOR más un spread, a tasa fija o

semi-fija (fijando la LIBOR o permitiendo flotar

dentro de una banda). Gracias a esto, al 31 de

diciembre de 2007 se tenía el 100% de la deuda

financiera a tasa fija o semi-fija, versus el 85%

que se observó en 2006.

Asimismo, ENAP mantiene una posición en ins-

trumentos derivados de cross currency swap,

correspondiente a la emisión del Bono en el mer-

cado nacional en octubre de 2002, para llevar su

denominación de unidades de fomento (UF) a

dólares de los Estados Unidos, con el fin de mi-

tigar el riesgo a la exposición del tipo de cambio.

De igual manera en julio de 2005 contrató un

cross currency swap para llevar de UF a dólar el

total de los flujos originados por un leasing hipo-

tecario de las oficinas corporativas, a un plazo de

13 años, con vencimiento en 2018.

E

53

GestIón c

orPoratIva

53

volver al índIce

síntesIs de resuLtados

os resultados de ENAP en 2007 estuvieron

determinados principalmente por la situa-

ción del mercado internacional, caracterizada

por el alza sostenida en los precios del crudo y

sus derivados, y por la menor disponibilidad de

gas natural en el país. Este último factor produjo

menores ingresos por ventas de servicios de

transporte y procesamiento de gas natural pro-

veniente de Argentina para el cliente Methanex

en Magallanes, un mayor nivel de importaciones

de diesel destinado a abastecer el sector termo-

eléctrico y un incremento en los costos de refi-

nación, debido al reemplazo del gas natural en

L

* promedio semanal

2007

2006

nuestros procesos por otros combustibles más

caros. De este modo, la utilidad neta de la em-

presa alcanzó a US$ 98 millones, cifra inferior en

6,2% respecto del año anterior.

En el plano internacional, 2007 fue un año de

precios récord para los commodities. El precio

del crudo marcador WTI (West Texas Interme-

diate) alcanzó un máximo histórico promedio

mensual de US$ 94,7 en noviembre de 2007.

Hubo tres factores que incidieron en este au-

mento: (i) el menor crecimiento real versus el

esperado en la producción de países que no

pertenecen a la OPEP, de sólo 600.000 barriles

por día, frente a una creciente demanda; (ii) los

riesgos geopolíticos y, (iii) la reducción de tasas

de interés aplicadas por la Reserva Federal de

Estados Unidos, lo que provocó una devaluación

de su moneda, con el consiguiente encareci-

miento de los commodities en dólares de los

Estados Unidos. Todo lo anterior, contrastado

con un alto nivel de demanda mundial por ma-

terias primas en general y, en particular, por

crudo y productos refinados.

PrecIo crudo WtI us$/bbl*

us$

mIllonesAumentó el patrimonio de

ENAP respecto del 2006,

alcanzando a US$ 990 millones

a diciembre de 2007.

55

54

volver al índIce

55

sÍntesIs de resUltados

resultado oPeracIonal

El resultado operacional llegó a US$ 199 millo-

nes, lo que significa una reducción de 17,8% en

comparación con 2006, cuyo resultado opera-

cional ascendió a US$ 243 millones. Esta caída

se explica por un menor margen de explotación

de US$ 36 millones y por un aumento en los

gastos de administración y ventas por US$ 7

millones.

El aumento en el gasto de administración y ven-

tas (8,7% respecto de 2006) es reflejo principal-

mente de la revaluación del peso chileno respec-

to del dólar (6,7%). A pesar de los mayores

ingresos por US$ 1.195 millones (15,3%), se

generaron mayores costos de explotación por

US$ 1.232 millones. Este menor margen de

explotación es consecuencia principalmente de:

(i) la reducción en los ingresos de explotación

por concepto de procesamiento y transporte de

gas natural argentino, en aproximadamente

62%, debido a las restricciones en los envíos de

gas natural desde Argentina a las plantas de

Methanex en Magallanes y (ii) estos menores

ingresos se vieron parcialmente compensados

por un mejor margen de explotación obtenido

por el negocio de refinación, que ascendió a

US$ 107 millones, versus el margen de explota-

ción registrado por este negocio en 2006, de

sólo US$ 4 millones como consecuencia del

fuerte impacto que tuvo a fines de ese año la

baja de los precios de productos refinados .

Durante 2007 las refinerías de ENAP se vieron

fuertemente afectadas por los mayores costos

derivados del consumo de combustibles más

caros (propano, butano y diesel), en reemplazo

del gas natural argentino, lo que también signi-

ficó mayores costos logísticos y financieros.

resultado no oPeracIonal

El resultado no operacional experimentó una

menor pérdida de US$ 18 millones (22,5% res-

pecto de 2006), debido a mayores ingresos fuera

de la explotación (US$ 38 millones por recupera-

ción de impuestos y venta de activos) y por un

aumento de la diferencia de cambio (US$ 12 mi-

llones). Lo anterior fue parcialmente contrarres-

tado por un aumento de US$ 37 millones en los

gastos financieros relacionados directamente

con el endeudamiento de corto plazo para cubrir

las necesidades de capital de trabajo, que se re-

lacionan tanto con los mayores precios de las

importaciones de crudo y productos, como con

los mayores volúmenes de importaciones, espe-

cialmente de diesel para reemplazar al gas natural

en la generación eléctrica.

utIlIdad

Descontado el impuesto a la renta de primera

categoría (17%) y los impuestos provenientes

del exterior, la utilidad neta alcanzó a US$ 98

millones al 31 de diciembre de 2007. A su vez,

la utilidad final, descontado el 40% de impuesto

del D.L. 2.398, ascendió a US$ 50 millones a

diciembre de 2007, la cual se encuentra en línea

con la de igual período de 2006, que llegó a US$

51 millones.

ebItda

El EBITDA alcanzó a US$ 430 millones, lo que

representa una baja de 5,9% respecto de 2006,

cuando llegó a US$ 457 millones. Esta situación

refleja el menor resultado operacional obtenido

por ENAP durante 2007, explicado principalmen-

te por los menores ingresos en Magallanes y

mayores costos operacionales como resultado

de la sustitución de gas natural por combusti-

bles más caros para la operación de las refine-

rías. Además, la Empresa debió asumir un

mayor costo logístico y financiero por el incre-

mento de las importaciones de diesel para sus-

tituir el gas natural en la generación eléctrica.

SínteSiS de reSultadoS

Cifras al 31 de diciembre de cada año en millones de dólares

2006 2007

Ingresos de explotación 7.824 9.019

Resultado operacional 243 199

Margen operacional 3,1% 2,2%

Resultado no operacional -80 -62

Utilidad neta* 104 98

EBITDA 456,9 430,1

Margen EBITDA 5,8% 4,8%

* Corresponde a la utilidad neta después de impuesto a la renta (17%) y antes del impuesto del 40% (articulo Nº 2 del DL 2.398)

55

GestIón c

orPoratIva

55

volver al índIce

VariacioneS del balance

Cifras en millones de dólares

2006 2007

Activo Circulante 3.307,4 1. 875,6

Activo Fijo Neto 1.805,4 1.666,6

Otros Activos 327,7 262,8

total actiVoS 5.440,5 3.805,0

Pasivo Circulante 2.852,9 1.325,5

Pasivo Largo plazo 1.597,7 1.540,4

Total Pasivo Exigible 4.450,6 2.865,9

Interés minoritario 0,3 0,2

Patrimonio 989,6 938,9

total PaSiVoS y Patrimonio 5.440,5 3.805,0

actIvos

Los activos totales a diciembre 2007, respecto

a igual período del año anterior, se incrementa-

ron en US$ 1.635,5 millones, lo que representa

un aumento de 43,0%. Este crecimiento se

explica fundamentalmente por el alza de los

activos circulantes, los cuales subieron en

US$ 1.431,8 millones, es decir, 76,3%.

El aumento en los activos circulantes es resul-

tado principalmente del incremento en US$ 728

millones (84,5%) en las existencias, que pasa-

ron de US$ 861 millones en 2006 a US$ 1.589

millones en 2007. Esta alza es el resultado del

aumento en los precios promedio internaciona-

les de los hidrocarburos entre un año y otro y del

mayor volumen de compras y stock, particular-

mente de diesel, comercializado por ENAP en

2007. El incremento de los activos circulantes

también se debió en menor medida al aumento

en los deudores por venta en US$ 310 millones

(46,4%), que llegaron a US$ 977 millones en

diciembre de 2007, lo que también se debió a la

escalada internacional de precios de los hidro-

carburos y al mayor volumen de combustibles

requerido en el país, con el consiguiente incre-

mento en las cuentas por cobrar. Adicionalmen-

te, los impuestos por recuperar se incrementa-

ron en US$ 196 millones (176,6%), lo que se

explica en gran medida por el mayor crédito del

Fondo de Estabilización de Precios de los Com-

bustibles y por el Impuesto a la Renta por recu-

perar de la filial Enap Refinerías S.A.

PasIvos y PatrImonIo

El total de pasivos exigibles se incrementó en

US$ 1.585 millones (55,3%), pasando a US$

4.451 millones en diciembre de 2007, lo que se

explica principalmente por los mayores pasivos

circulantes que aumentaron en US$ 1.527 millo-

nes (115,2%).

El aumento en los pasivos circulantes tiene su

origen principalmente en el incremento en las

cuentas por pagar (US$ 1.481 millones) y en el

aumento de los documentos por pagar (US$ 94

millones). A su vez, esto se debe al incremento

de las operaciones de la compañía y la conse-

cuente necesidad de capital de trabajo, en parte

debido a la mayor demanda interna de combus-

tibles y también al aumento en el precio de és-

tos. Lo anterior fue parcialmente compensado

por una disminución en el pago del impuesto a

la renta (US$ 91 millones), como resultado de

los pagos provisionales mensuales (PPM) efec-

tuados por la filial Enap Refinerías S.A., y que

se refleja como impuesto por recuperar.

Los pasivos a largo plazo aumentaron en US$ 57

millones, registrando un total de US$ 1.598 mi-

llones a diciembre de 2007. Esta alza se explica

principalmente por un aumento de las provisio-

nes a largo plazo (US$ 38 millones), debido a

mayores provisiones de indemnización por años

de servicio de US$ 17 millones; a un aumento

en la provisión de impuesto a la renta por

US$ 12 millones; y al aumento de US$ 7 millo-

nes de la provisión para cubrir los gastos futuros

de remediación medioambiental.

La deuda financiera de ENAP aumentó en

2,7%, lo cual se debió a la valorización de los

bonos con vencimiento en octubre de 2012,

emitidos en UF.

El patrimonio de ENAP aumentó en US$ 51

millones (5,4%), alcanzando a US$ 990 millo-

nes a diciembre de 2007, producto básicamente

de la utilidad final obtenida en el año de US$ 50

millones. En 2007 se incrementó la cuenta

Capital Pagado en US$ 56 millones (6,4%),

debido a capitalizaciones realizadas durante el

año y que fueron autorizadas por el Ministerio

de Hacienda.

57

56

volver al índIce

57

l Fisco de Chile, a través del Ministerio de

Hacienda, puede ordenar el traspaso a ren-

tas generales de la Nación anticipos y/o utilida-

des generadas por ENAP, de acuerdo con lo

establecido en el artículo 29 del Decreto Ley

1.263/75.

Durante 2007 no hubo traspaso de utilidades de

ENAP al Fisco. El programa de retiro de utilida-

des, que originalmente estaba considerado para

ser efectuado en diciembre, que alcanzó a

US$ 45,3 millones, fue suspendido mediante el

Decreto Nº 1.686, del 18 de diciembre de 2007

del Ministerio de Hacienda.

utILIdad dIstrIBuIBLe

E Adicionalmente, este Ministerio autorizó me-

diante el Oficio Nº 1.272, del 28 de diciembre

del mismo año, que dichos recursos se compen-

sen con los siguientes conceptos:

Con los saldos acumulados al 30 de junio de >

2007 a favor de ENAP que presenta el Fondo

de Estabilización de Precios de Combustibles

Derivados del Petróleo, creado por Ley Nº

20.063 y prorrogada por la Ley Nº 20.115, los

cuales totalizan US$ 38 millones (históricos)

al 30 de junio de 2007.

Con la capitalización de hasta US$ 5 millo- >

nes, destinado a financiar la construcción del

coGeneradora en concón

La ComIsIón reGIonaL deL medIo amBIente (Corema)

de vaLparaíso aproBó eL 22 de oCtuBre de 2007

eL proyeCto de ConstruCCIón de La CentraL de

CICLo ComBInado que proporCIonará autonomía

eLéCtrICa y vapor a refInería aConCaGua, así Como

eLeCtrICIdad aL sIstema InterConeCtado CentraL.

eL proyeCto Lo ImpuLsan enap y empresas CopeC.

Gasoducto Pecket-Esperanza, en la Región

de Magallanes; y

La diferencia de US$ 2,1 millones se mantie- >

ne como saldo a favor del Fisco.

Por otra parte, se realizó la capitalización del

100% de las utilidades netas obtenidas por ENAP

en 2006, que alcanzaron a US$ 50,8 millones, en

razón de haber enterado al Fisco el 14% de ren-

tabilidad sobre patrimonio comprometido en la

política de dividendos vigente, a través del pago

de impuestos a la renta normado en el Artículo 2

del Decreto Ley Nº 2.398 (40%) y de dividendos

a enterar en los años siguientes.

57

GestIón c

orPoratIva

57

volver al índIce

través del Oficio Nº 25, del 11 de agosto de

2005, el Ministerio de Hacienda estableció

una política de capitalización de utilidades netas

para los próximos cinco años, a partir del ejerci-

cio contable 2006, que se rige por la regla que

se resume a continuación:

ENAP debe traspasar al Fisco un monto mínimo

de recursos, ya sea como Impuesto a la Renta

por aplicación del DL Nº 2.398, y/o como antici-

po de utilidades, de acuerdo con el siguiente

mecanismo:

diVidendoS PaGadoS al FiSco

utilidad definitiva del ejercicio anterior

anticipo de utilidades del ejercicio

total de traspasos

mmuS$ mmuS$ mmuS$

2007 0,0 0,0 0,0

2006 56,4 0,00 56,4

2005 0,00 0,00 0,00

2004 1,97 95,33 97,30

2003 14,36 146,14 160,50

2002 2,34 70,02 72,35

2001 0,62 59,79 60,41

2000 18,28 62,32 80,60

poLítICa de dIvIdendos

Si la utilidad1 es inferior al 14% de rentabilidad sobre patrimonio2: 100%

Si la utilidad1 es superior al 14% de rentabilidad sobre patrimonio2:

Por el monto que no exceda el 14%: 100%

Por el monto que exceda el 14%: 50%

(1) Corresponde a la utilidad calculada después del derecho de explotación, de impuestos en el exterior y del Im-

puestos a la Renta de 17% y antes del impuesto a la renta del 40%, establecido en el DL Nº2.398, según los Estados

Financieros Consolidados y auditados de ENAP, en dólares de los Estados Unidos, al 31 de diciembre de cada año.

(2) Corresponde al patrimonio total, según los Estados Financieros Consolidados y auditados de ENAP, en dólares

de los Estados Unidos, al 31 de diciembre de cada año.

A Sin embargo, con fecha 28 de diciembre de

2007, el Ministerio de Hacienda, a través de

Oficio Nº 1.272, suspendió transitoriamente, por

el período 2007, la política de traspaso de utili-

dades de ENAP al Fisco. Al mismo tiempo, dejó

sin efecto, transitoriamente para dicho año, el

traspaso de utilidades a todo evento, para com-

pletar el 14% de rentabilidad sobre el patrimonio

con utilidades retenidas de períodos anteriores.

Esta suspensión de la política de dividendos vi-

gentes, se estableció con el fin de entregar una

señal de apoyo hacia el sistema financiero nacio-

nal e internacional y a las clasificadoras de riesgo,

en atención al rol de soporte energético que debió

desarrollar ENAP en el transcurso de 2007.

Adicionalmente, el citado Oficio autorizó suspen-

der temporalmente la política de traspaso del

100% de los dividendos anuales de las filiales a

ENAP, para los ejercicios 2006 y 2007.

volver al índIce

59

58

volver al índIce

GestIón c

orPoratIva

propIedades y equIpos

NAP desarrolla sus actividades empresaria-

les en las siguientes propiedades:

Santiago: > Pisos 7 al 14 del edificio Torre Vi-

tacura, ubicado en Avenida Vitacura 2736,

Las Condes. Estos pisos están sujetos a un

contrato de leasing, y se alojan en ellos la

Casa Matriz, con la Gerencia General, geren-

cias corporativas y de sus Líneas de Nego-

cios, y las oficinas de la filial Enap Sipetrol

S.A. Asimismo, diversas áreas de la compa-

ñía ocupan los pisos 4 y 5 del edificio Mala-

sia, ubicado en calle Tajamar 183, Las Con-

des, sujeto también a un contrato de

leasing.

Concón: > ENAP es dueña de varios predios al-

rededor de Refinería Aconcagua y su objetivo

es dar seguridad a las operaciones de ésta.

Además, cuenta con las siguientes instalaciones

para realizar su actividad industrial:

maGallanes

En Magallanes ENAP posee campamentos de

producción e instalaciones de servicios en Cerro

Sombrero y Cullen, en isla de Tierra del Fuego;

y en Posesión, Gregorio, Cabo Negro-Laredo y

comuna de Punta Arenas, en el continente.

Asimismo, tiene concesiones para la explora-

ción y explotación de yacimientos de petróleo y

gas natural en esta Región, las cuales se en-

cuentran distribuidas geográficamente en tres

áreas: isla Tierra del Fuego, continente y aguas

del Estrecho de Magallanes.

La empresa cuenta con una extensa red de oleo-

ductos, gasoductos y poliductos en la Región de

Magallanes (aproximadamente 3.000 kilóme-

tros), con sus respectivas servidumbres. Estos

ductos transportan crudo y gas natural desde las

áreas de producción hasta las plantas de proce-

samiento de gas, la refinería, terminales y puer-

tos 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 la Refinería y Terminal Gregorio;

un Complejo Portuario y astillero en el Parque

Industrial de Cabo Negro y Laredo; y dos edifi-

cios administrativos en la ciudad de Punta Are-

nas, uno de ellos en construcción con caracte-

rísticas de edificio bioclimático.

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 (100%); y Campamento Central

(50%). A su vez, en faenas de exploración en te-

rritorio argentino participa en los bloques La Inver-

nada (50%), y E2 (33,3%) (ex CAM 1 y CAM 3).

Ecuador: ENAP, a través de su filial internacional

Enap Sipetrol S.A. tiene contratos con Petropro-

ducción y contratos de servicios específicos

para el desarrollo y producción de petróleo cru-

do en los campos Mauro Dávalos Cordero

(MDC) y Paraíso, Biguno y Huachito (PBH), de

la Región Amazónica Ecuatoriana, cuya opera-

ción está a cargo de la Sucursal Sipec.

Egipto: La filial Enap Sipetrol S.A., Sucursal

Egipto, participa en actividades de exploración

y producción en los bloques North Bahariya

(50%), East Ras Qattara (50,5%), Rommana

(40%) y Sidi Abd El Rahman (30%).

Irán: En este país Enap Sipetrol S.A. desarrolla

actividades de exploración en el bloque Mehr, con

una participación de 33%.

En las mencionadas actividades de exploración

y producción de hidrocarburos en el exterior,

Enap Sipetrol S. A. cuenta con equipos y maqui-

narias propias de la industria.

E59

61

60

volver al índIce

61

acuerdo con Pdvsa

Con La presenCIa de Los presIdentes de ChILe, mICheLLe BaCheLet y

de venezueLa, huGo Chávez, enap y pdvsa fIrmaron eL 18 de aBrIL de

2007 un aCuerdo para La ejeCuCIón deL estudIo de CuantIfICaCIón

y CertIfICaCIón de reservas de Los yaCImIentos exIstentes en eL

“BLoque 5”, deL área ayaCuCho, en eL estado anzoáteGuI, de La faja

petroLífera deL orInoCo, Cuya extensIón es de 850 kILómetros

Cuadrados.

Contratos Con proveedores y CLIentes

contratos con Proveedores

En 2007 las refinerías de ENAP cubrieron sus

requerimientos de petróleo en su mayor parte

con importaciones provenientes de 20 países,

dependiendo de las condiciones de precio y de

calidad del crudo. Sólo el 1,3% de estos reque-

rimientos fueron cubiertos por los yacimientos

nacionales que se ubican en Magallanes. Las

compras de crudo se realizaron principalmente

a partir de licitaciones internacionales y contra-

tos con compañías internacionales y a través

de compras en el mercado spot. Los principa-

les proveedores fueron Sonangol, Chevron

Texaco, Petrobras, Pluspetrol, PDVSA, BP Oil,

Shell, Cargill International, Glencore, Trafigura,

Total, YPF y Enap Sipetrol S.A, filial internacio-

nal de ENAP.

contratos con clIentes

Los combustibles que produce ENAP y las par-

tidas que importa para satisfacer la demanda

nacional son vendidos a las compañías distribui-

doras que operan en el país, a través de contra-

tos suscritos con éstas.

De este modo, en 2007 ENAP abasteció aproxi-

madamente el 80% del mercado nacional de

combustibles, lo que equivale a 15,1 millones de

metros cúbicos (259.600 barriles/día). Las ventas

en el mercado interno las hizo ENAP a través de

contratos suscritos con distribuidoras mayoristas:

Copec, Shell, Esso, Repsol YPF, JLC S.A. y otras

menores.

Junto con lo anterior, en 2007 continuó vendien-

do parte de su producción en los mercados re-

gionales, particularmente de Perú, Ecuador y

Centroamérica, con exportaciones por 1,8 millón

de metros cúbicos, cifra que representa una baja

de 33%, respecto a lo exportado en 2006.

61

GestIón c

orPoratIva

61

volver al índIce

NAP y sus filiales, Enap Refinerías S.A. y Enap

Sipetrol S.A., mantienen contratos de seguros

para dar cobertura a sus bienes físicos, existencias,

perjuicios por paralización, transporte marítimo de

crudos y productos, y de responsabilidad civil.

Entre los principales contratos suscritos por

ENAP y filiales en 2007 se cuentan: seguro por

instalaciones, responsabilidad civil y para trans-

porte de crudos y productos, con las compañías

E Interamericana Compañía de Seguros Generales

S.A. y Compañía de Seguros Generales Penta

Security S.A.; seguros de servicios menores

(incendio en planes habitacionales y accidentes

personales), con las compañías Royal & Suna-

lliance Seguros S.A. y BCI Seguros Generales

S.A.; seguros de vida y salud catastróficos para

ejecutivos y trabajadores con BICE Vida Compa-

ñía de Seguros S.A.; y para fletamento de naves,

con el reasegurador West of England.

seGUros

acuerdo con Petrobras

enap y petroBras fIrmaron eL 26 de aBrIL de 2007 un aCuerdo de

CooperaCIón para eL estudIo Conjunto de proyeCtos y neGoCIos

deL seCtor de hIdroCarBuros y de enerGía en BrasIL, ChILe y otros

países. en partICuLar, se ContempLan estudIos reLaCIonados Con

BIoComBustIBLes, Gas naturaL LICuado y La expLoraCIón petroLera

en amBos países y en La pLataforma deL paCífICo. eL doCumento fue

susCrIto por eL Gerente GeneraL de enap, enrIque dávILa aLveaL, y

eL presIdente de petroBras, josé serGIo GaBrIeLLI de azevedo, en eL

marCo de La vIsIta de estado que reaLIzó a ChILe eL presIdente de

BrasIL, LuIz InaCIo da sILva.

volver al índIce

63

62

FIlIal enaP reFInerías s.a.

Esta filial cuenta en sus dos Refinerías, Aconca-

gua y Bío Bío, con instalaciones industriales para

la refinación de petróleo crudo, procesamiento

de productos intermedios, mejoramiento de la

calidad de los productos, plantas de tratamien-

tos, terminales marítimas para la recepción de

petróleo crudo y entrega de productos y otras

instalaciones industriales. Además, cuenta con

estanques e instalaciones para el almacena-

miento y entrega de productos ubicados en

Maipú, San Fernando y Linares. A continuación

se detallan las propiedades y equipos de las

Refinerías dependientes de esta filial.

reFInería aconcaGua

En esta Refinería las principales plantas de pro-

cesamiento de crudos y cargas complementarias

son: Topping y Vacío I, Topping y Vacío II, Visbrea-

king, Cracking Catalítico, Reformación Continua,

Hidrocracking Suave (dos plantas), Hidrodesulfu-

rización de diesel y de gasolina, Alquilación, Plan-

ta de Solventes, Planta de ácido sulfúrico, Planta

de Isomerización, Planta de DIPE (copropiedad

con Éteres y Alcoholes S.A.), Planta de Azufre

(copropiedad con Petrosul S.A.) y Planta de Hi-

drógeno (propiedad de AGA).

Además, existen plantas de tratamiento Merox

para gasolinas, kerosenes y solventes, instala-

ciones de tratamiento de gases y aguas aceito-

sas, planta de suministros, sistema cerrado de

agua de refrigeración; sistema de antorchas,

oleoductos de la Refinería al Terminal Marítimo

de Quintero; instalaciones de cañerías internas

de zonas de estanques a plantas procesadoras

y de estas plantas a estanques de productos

intermedios y finales; zona de bombas para en-

viar productos desde la Refinería; Terminal Ma-

rítimo en Quintero con estanques de crudo y

productos, zonas de bombas y cuatro fondeade-

ros, incluyendo uno de tipo monoboya para

barcos Suezmax; Laboratorio Químico; Patio de

carga de camiones; instalaciones para el perso-

nal del Cuerpo de Bomberos; Cuartel para el

Cuerpo de Bomberos para turnos de 24 horas;

carros bombas, equipos y elementos para com-

batir incendios; talleres especializados de man-

tenimiento y reparación de todas las plantas;

equipos eléctricos de emergencia a base de

combustible diesel y gas; y sistema de interco-

nexión de gas natural para ser utilizado como

combustible en calderas y generar vapor.

La empresa posee las siguientes propiedades

inmuebles en Concón: Predio 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; Ca-

mino Particular ERSA Aconcagua, Lote R-4, 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 de

Enap Refinerías S.A. son: Camino Quintero

5245, Avda. Tres Marías Lote 117 (sitio eriazo);

Camino Quintero 5245, Avda. Tres Marías Lote

172 (sitio eriazo); y Vía 56 Costanera Turística

Quintero (sitio eriazo).

reFInería bío bío

En Refinería Bío Bío las principales plantas de

procesamiento de crudos y cargas complemen-

tarias son: Topping y Vacío I, Topping y Vacío II,

Visbreacking, Cracking Catalítico, Reformación

Catalítica Continua, Etileno, Hidrotratamiento de

Diesel 1, Hidrotratamiento de Diesel 2, Hidrocrac-

king, Saturación de Benceno, Izomerización,

propIedades y eqUIpos

KIlómetrosEs la extensión de oleoductos

y gasoductos que ENAP posee

en Magallanes para realizar sus

actividades productivas.

GestIón c

orPoratIva

volver al índIce

63

Separadora y Purificadora de Propileno, Planta de

Hidrógeno CHT (propiedad de BOC Chile S.A.),

Coquización Retarda (Coker), Hidrotratamiento

de Diesel (HDT) propiedad de Petropower Ener-

gía Limitada, Planta de Hidrógeno Bío Bío, copro-

piedad con Sigdo Koppers S.A, Planta de Hidro-

cracking Suave de gas oil (MHC) copropiedad

con Técnicas Reunidas y Ferrostaal.

También existen plantas de tratamiento como

las de Merox de kerosene, gasolina y gas licua-

do, Planta de Sulfhidrato de Sodio, Recuperado-

ra de Azufre, Tratamiento de Gases, Tratamiento

de Aguas Ácidas, Tratamiento de Aguas Aceito-

sas, Desulfurizadora de Diesel, Suministros de

agua de refrigeración, vapor y energía eléctrica,

estanques para almacenamiento de petróleo

crudo, productos intermedios y finales.

Otras instalaciones industriales son los oleoduc-

tos para transportar productos terminados des-

de la Refinería hasta la ciudad de San Fernando,

que se conecta con el oleoducto de Sonacol

(San Fernando -Maipú) y estaciones de bombeo

en Refinería Bío Bío, Chillán y Molina; oleoduc-

tos desde la Refinería al Terminal Marítimo de

San Vicente para el transporte de petróleo crudo

y productos terminados; cañerías internas des-

de las zonas de estanques a las plantas proce-

sadoras y de estas plantas a estanques de pro-

ductos intermedios y finales; gasoducto para la

recepción y entrega de gas licuado; motobom-

bas 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 Res-

puesta a Emergencias que opera con trabajado-

res 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 na-

tural 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 Refi-

nería, predio ubicado en Camino a Lenga 2001,

Hualpén, destinado a la industria; Terminal San

Vicente: inmueble y Lote A-1 Talcahuano; Terreno

Bocatoma Bío Bío ubicado en la comuna de Hual-

pén; Cerro Las Pulgas destinado a área de estan-

ques, también ubicado en Hualpén; Resto Lote

C y Lote A1, ambos terrenos vecinos a la Refine-

ría; terminal de Bombeo en Chillán, Lote 7 Ruta

5, km. 412 Chillán; Terminal de Bombeo Molina,

ubicado en Talca; Hijuela Rucalhue, comuna San

Pedro de la Paz (sitio eriazo) y terreno en el Ce-

menterio General de Talcahuano usado en insta-

lac iones para protección catódica del

oleoducto.

dePartamento de almacenamIento

y oleoductos

La filial Enap Refinerías S.A. posee instalaciones

industriales en las plantas ubicadas en Maipú,

San Fernando y Linares, correspondientes a su

Departamento de Almacenamiento y Oleoduc-

tos (DAO), que cuentan con estanques para el

almacenamiento de combustibles líquidos (pe-

tróleo diesel, gasolina y kerosene) y gas licuado

de petróleo (GLP); líneas de interconexión con

estanques de terceros y/o con oleoductos, plan-

tas de envasado de gas licuado, islas de car-

guíos a camiones y, en general, con todos los

equipos y sistemas que permiten desarrollar en

óptimas condiciones sus faenas.

Además, esta filial posee las siguientes propie-

dades inmuebles industriales en Maipú: Av. 3

Poniente Nº 800 (Camino a Melipilla altura

15.500); San Fernando: Camino a Puente Negro

S/N; y en Linares, ex Fundo San Gabriel de

Longaví.

caPItalIzacIón de utIlIdades

en mayo de 2007 eL mInIsterIo de haCIenda autorIzó a

enap para CapItaLIzar eL 100% de Las utILIdades fInaLes deL

ejerCICIo 2006, que asCendIeron a La suma de us$ 51 mILLones.

esta deCIsIón deL GoBIerno sIGnIfICó un apoyo a La GestIón

de La empresa, en reLaCIón a su pLan de InversIones y aL roL

que tIene enap Como soporte enerGétICo deL país.

65

64

volver al índIce

65

n Magallanes ENAP tiene presencia a través

de sus dos líneas de negocios: Exploración

y Producción (E&P) y Refinación y Logística

(R&L). En el ejercicio 2007, el resultado consoli-

dado de ambas líneas alcanzó los US$ 109,9

millones.

línea de exPloracIón y ProduccIón

En 2007 la Línea de E&P continuó profundizan-

do su estrategia de optimización de sus yaci-

mientos productivos y, al mismo tiempo, de

exploración de gas natural y desarrollo de nue-

vos negocios.

Esta Línea avanzó en el desafío de encontrar y

certificar nuevas reservas de hidrocarburos, a

través del desarrollo de un nuevo modelo explo-

ratorio que incluye tres nuevas áreas geológicas

con potencial gasífero: Cretácico, Terciario y el

modelo de Gas de Carbones.

La actividad del modelo Cretácico se ubica en

Isla Tierra del Fuego, a una profundidad de entre

3.500 y 4.500 metros. En el área Intra-Campos

se logró un avance en la sísmica 3D del 65% del

total de 1.000 kilómetros cuadrados (km2) que

serán explorados. También se avanzó en la in-

terpretación de los datos conducentes a la defi-

nición de los primeros pozos exploratorios.

enap en maGaLLanes

Por otra parte, en el proyecto Arenal, ubicado

en la Península Espora, se inició el trabajo de

topografía conducente a una nueva campaña

sísmica 3D que abarcará una superficie aproxi-

mada de 1.000 km2.

Para estudiar la factibilidad de explotación de los

tres pozos perforados en el área de Lago Mer-

cedes, se contrataron los servicios de asesoría

de la compañía Fracture Technology, especiali-

zada en métodos de explotación, ya que el re-

servorio resultó ser de mayor tamaño y más

complejo que lo esperado.

En el proyecto Terciario, en 2007 se realizó la

perforación de los seis pozos planificados en el

área continental, con profundidades de entre

700 y 2.500 metros.

A su vez, las pruebas de producción del pozo

exploratorio Palenque 1, en el bloque Dorado-

Riquelme, ubicado a 140 kilómetros al noreste

de Punta Arenas, fueron positivas y permitie-

ron confirmar la comercialidad del hallazgo de

gas natural. Este descubrimiento se realizó en

un área donde no había pozos perforados ante-

riormente y correspondió al primer descubri-

miento comercial de gas natural en la región

después de 15 años.

La campaña de 2007 fue exitosa debido a que

tres de los seis pozos perforados presentaron

producción continua de gas (Palenque 1, Palen-

que 2 y Palenque Oeste 1); dos fueron abando-

nados (Baqueano 1 y Boleadoras 1); y uno que-

da pendiente por evaluación (Rebenque 1).

Respecto al Proyecto Gas de Carbones, que

consiste en la extracción del gas presente en

yacimientos carboníferos a una profundidad de

entre 500 y 1.500 metros, en junio de 2007 la

empresa Schlumberger entregó un informe in-

dicando la conveniencia de seguir con las si-

guientes etapas del proyecto. La fase siguiente

consiste en realizar un plan piloto de perforación

de pozos.

lIcItacIón de ceoP

Uno de los hechos más relevantes ocurridos en

2007 en el plano de E&P en Magallanes, fue la

exitosa conclusión del proceso de licitación in-

ternacional de diez bloques para exploración en

la Región de Magallanes, a través de Contratos

Especiales de Operación Petrolera (CEOP).

Este proceso lo llevó a cabo el Ministerio de

Minería, con la asesoría técnica de ENAP. De

esta forma, el 15 de noviembre se anunció la

adjudicación a cinco empresas extranjeras, al-

E

PremIo eFIcIencIa enerGétIca

eL máxImo GaLardón en La CateGoría empresas púBLICas oBtuvo enap maGaLLanes

en eL ConCurso naCIonaL de efICIenCIa enerGétICa, orGanIzado por eL mInIsterIo de

eConomía. Con este GaLardón, entreGado eL 14 de novIemBre de 2007, se reConoCe

La ImportanCIa deL proyeCto deL edIfICIo BIoCLImátICo que La empresa Construye

en punta arenas.

65

GestIón c

orPoratIva

65

volver al índIce

gunas en alianza con ENAP, de nueve bloques

exploratorios en Magallanes.

De los nueve bloques adjudicados, seis serán

operados exclusivamente por las empresas o

consorcios que resultaron ganadores: Otway

(Total S.A.), Tranquilo (IPR-Manas), Russfin

(Apache), Brótula, Isla Magdalena y Porvenir (los

tres adjudicados a Greymouth). En los tres blo-

ques restantes, las empresas ganadoras partici-

parán en sociedad con ENAP: Coirón (Pan Ame-

rican Energy), Caupolicán (Greymouth) y Lenga

(Apache).

Las empresas ganadoras se comprometieron a

invertir un mínimo de US$ 102 millones en sís-

mica y perforación de pozos durante la primera

de las tres fases de exploración contempladas

en los CEOP. Esta primera fase tiene una dura-

ción de 36 meses, mientras que las dos siguien-

tes, que contemplan inversiones mínimas por

US$ 92 millones y US$ 72 millones, respectiva-

mente, se prolongarán por un período de 24

meses cada una.

En caso de que haya éxito exploratorio, este pro-

ceso debiera incidir favorablemente en la conse-

cución de mayores grados de diversificación y

autonomía energéticas para la región y el país.

En el ámbito de las actividades de optimización

de la producción, en 2007 se logró aumentar el

caudal de gas disponible, en especial con la

adecuación de los yacimientos Calafate, Tres

Lagos y Cullen. Esto gracias a la instalación de

un turbo-compresor en esta última localidad.

También incidió en el aumento del caudal produc-

tivo de gas el proyecto Gas Express, consistente

en la intervención de pozos antiguos en isla Tierra

del Fuego y continente, así como la aplicación de

tecnología capilar y la construcción del Gasoduc-

to Cullen–Batería Recepción Catalina, que ha

permitido optimizar el transporte de gas desde la

isla hacia el continente.

Las acciones antes mencionadas han implicado

una inversión anual cercana a los US$ 100 millo-

nes, una de las más altas realizadas por ENAP en

la región en las últimas décadas.

En resumen, la Línea de E&P logró el cumplimien-

to del 92% de la meta financiera de su cartera de

inversiones; y el 95% en el avance físico de los

proyectos. En tanto que el resultado alcanzó los

US$ 65,4 millones, cifra que equivale al 83% por

sobre el Plan Anual de Gestión de 2007.

línea de neGocIos de reFInacIón

y loGístIca

Durante el año, esta Línea de Negocios de

ENAP en Magallanes continuó con la exporta-

ción de combustibles al sur de Argentina, mien-

tras el mercado regional se vio plenamente

abastecido por la producción de la Refinería

Gregorio y la Planta Cabo Negro.

Refinería Gregorio cumplió con el desafío de

conseguir el crudo necesario para operar, en el

contexto de la interrupción de la producción de

crudo del Área de Magallanes, teniendo que

reemplazarlo éste por otros crudos procedentes

de distintos países que llegaron vía marítima a

la terminal portuaria de Gregorio.

Esta Línea de Negocios de ENAP mantuvo en

2007 el liderazgo en la entrega de gas licuado

en la Cuenca Austral, ya que la mayoría de este

combustible que se produce en la zona se em-

barca en Cabo Negro hacia el norte del país y a

mercados externos.

La cartera de inversiones de la Línea de Refina-

ción y Logística obtuvo un avance cercano al

70%, respecto del Plan Anual de Gestión, tanto

en lo físico como financiero. Su resultado fue de

US$ 44,5 millones, superando lo establecido en

el Plan Anual de Gestión.

El Ministerio de Minería, con el apoyo

técnico de ENAP, realizó un exitoso

proceso de licitación internacional.

Se adjudicaron 9 bloques de

prospección de hidrocarburos

en Magallanes

ceoP

67

66

volver al índIce

67

enap en maGallanes

Pozo Palenque 1

Las prueBas de produCCIón deL pozo expLoratorIo

paLenque 1, uBICado a 140 kILómetros aL noreste de punta

arenas, fueron posItIvas y permItIeron ConfIrmar La

ComerCIaLIdad deL haLLazGo de Gas naturaL. este fue eL

prImer desCuBrImIento ComerCIaL de Gas naturaL en La

reGIón, después de quInCe aÑos.

dIaloGo estratéGIco

En el ámbito de la gestión participativa, en 2007

se profundizó el diálogo entre la Administración

y los representantes sindicales, tomando como

eje estratégico la identificación de nuevas opor-

tunidades de negocios para el desarrollo de

ENAP en Magallanes.

El renovado énfasis exploratorio de gas y el pú-

blico interés que ha despertado esta materia,

tanto para el Estado como para las empresas

petroleras internacionales, ha llevado a la Admi-

nistración y a los trabajadores (a través de sus

representantes sindicales), a mantener este rele-

vante diálogo estratégico en el marco del Comité

Local del Proyecto Común de Empresa.

ProyeccIón a la comunIdad

ENAP dio pasos significativos durante 2007 en

su gestión de Responsabilidad Social Empresa-

rial (RSE) hacia la comunidad y el medio ambien-

te de Magallanes.

En lo social, concretó una importante alianza con

Methanex, para apoyar el Programa Quiero Mi

Barrio, del Ministerio de Vivienda y Urbanismo.

Por otra parte, logró el primer lugar en el Carna-

val de Invierno de Punta Arenas, con la repre-

sentación del Circo del Fin del Mundo. Además,

logró producir la serie de televisión, “Quiero mis

ríos patagónicos”, emitida a través de ITV

Patagonia.

A su vez, ENAP continuó colaborando con el

Consejo Regional de la Cultura y las Artes de

Magallanes, en la promoción de actividades

artísticas, a través del Programa Acceso Regio-

nal a la cultura y de la Fiesta Chile+Cultura.

En 2007 ENAP aportó US$ 5,9 millones al Fon-

do de Desarrollo de Magallanes (Fondema).

Estos recursos son administrados por el Gobier-

no Regional y benefician directamente a la co-

munidad magallánica.

medIo ambIente

En el plano ambiental, se avanzó en las acciones

de sustentabilidad del Humedal de Bahía Lo-

mas, el segundo sitio Ramsar más austral del

mundo. Esto sobre la base del convenio de co-

laboración vigente entre ENAP y la Comisión

Nacional de Medio Ambiente (Conama) de la XII

Región. Respecto de este tema, los días 29 y 30

de noviembre de 2007 ENAP y Conama XII Re-

gión organizaron el seminario “Desafíos y Pers-

pectivas para el manejo del Sitio Ramsar Bahía

Lomas”, en Punta Arenas. Asistieron expertos

nacionales y extranjeros.

67

GestIón c

orPoratIva

67

volver al índIce

línea de negociosexploración y producción

síntesis de resultados >

Producción de Petróleo y gas >

actividades exPloratorias en chile >

actividades de geotermia >

medioambiente y resPonsabilidad social >

enaP siPetrol s.a > .

volver al índice

71

70

volver al índice

exPloración y

Producción

71

Línea de negocios de expLoración y producción

a Línea de Negocios de Exploración y Pro-

ducción (E&P) de ENAP está orientada a las ac-

tividades del sector upstream de la industria pe-

trolera. Su objetivo principal es la agregación de

valor asociado a la incorporación de reservas de

hidrocarburos, mediante la exploración y explota-

ción de yacimientos de petróleo y gas. Adicional-

mente, esta Línea es responsable de la gestión

de los activos de geotermia de la compañía.

En 2007, la Línea de Negocios E&P realizó acti-

vidades de exploración en búsqueda de nuevos

yacimientos y operó sus yacimientos en explo-

tación en la zona austral de Chile. A través de la

filial Enap Sipetrol S.A., realizó actividades de

exploración y producción en Argentina, Ecuador

y Egipto. Estos países están definidos como

áreas foco en el Plan Estratégico de Negocios.

Los resultados de la gestión 2007 de la Línea de

E&P se resumen en los siguientes hitos:

En Chile:

En 2007 esta Línea de Negocios terminó la >

adquisición de información sísmica 3D en un

área de 1.800 km2, en los bloques Dorado y

Riquelme. Se identificaron durante la fase de

interpretación la existencia de varias estruc-

turas de gas, perforándose un total de seis

pozos exploratorios, de los cuales, al término

del año, tres demostraron la existencia de

gas natural en cantidades que permiten su

comercialización.

En la zona austral de Chile, finalizó la perfora- >

ción del pozo exploratorio de delimitación

LM-3, en el Bloque Lago Mercedes, el cual

tuvo descubrimientos de gas y condensado

en la formación Springhill y Basamento, incre-

mentándose la estimación del volumen de

recursos de hidrocarburos del yacimiento.

Durante la fase de pruebas de este pozo y del

pozo LM-2, perforado durante 2006, se con-

cluyó en la necesidad de realizar estudios

especializados para determinar la manera de

explotar comercialmente el área. Para este

fin, se contactó a la compañía petrolera ale-

mana Wintershall, de amplia experiencia en la

explotación de yacimientos con producción

L retrograda, con la cual se acordaron los térmi-

nos de una acuerdo de estudio conjunto que

finalizaría con una propuesta para la explota-

ción de Lago Mercedes. Este acuerdo fue

firmado el 2 de enero de 2008, constituyén-

dose de inmediato los equipos de trabajo.

La Línea E&P colaboró con el Ministerio de >

Minería de Chile, en el proceso de licitación

internacional de diez bloques de exploración

en la región de Magallanes, el que concluyó

exitosamente con la adjudicación de nueve

bloques a cinco compañías internacionales,

con las que el Estado suscribirá el correspon-

diente Contrato Especial de Operación Pe-

trolera (CEOP). ENAP participará asociado

con el 50% en los bloques de exploración

Coirón, Caupolicán y Lenga.

ENAP y Methanex lograron acordar los tér- >

minos finales de un Memorando de Entendi-

miento para la firma de un Contrato Especial

de Operación Petrolera (CEOP) con el Esta-

do de Chile que permitirá a ambas empresas

participar conjuntamente de la exploración y

explotación de los bloques Dorado y Riquel-

me. Este acuerdo tiene como finalidad incre-

mentar los niveles de actividad exploratoria

en ambos bloques, adelantando la puesta en

producción de yacimientos de gas destina-

dos a abastecer los contratos vigentes con

Methanex.

Durante el año se suscribió un Contrato con >

la empresa Western Geco para la adquisición

de 1.000 km2 de sísmica 3D, en el bloque

denominado Arenal, en la Península de Es-

pora, Tierra del Fuego. Esta adquisición debe

iniciarse a comienzos de 2008. Además, se

suscribió con la Empresa Tenaris Siderca, un

contrato marco para la provisión de casing y

tubing, para atender los requerimientos de la

cartera de perforaciones de 2008.

Durante el segundo semestre se realizó el >

60% de la adquisición sísmica 3D de una

superficie de 1.000 km2 en el área denomi-

nada Intracampos, ubicada al noreste de isla

Tierra del Fuego, en la que se espera identi-

ficar nuevos prospectos durante 2008.

En el extranjero:

Enap Sipetrol S.A. obtuvo resultados satis- >

factorios en Egipto, con dos pozos explora-

torios adicionales en el bloque East Ras

Qattara (ERQ). A fin de año se inició la per-

foración de un quinto pozo exploratorio,

Salma-1. A su vez, en diciembre se inició la

puesta en producción de los yacimientos

descubiertos Shahd y Ghard. Adicionalmen-

te, Enap Sipetrol S.A. logró finalizar el proce-

so de venta y transferir su 41% de participa-

ción en el bloque el Diyur a la petrolera

Apache (socio y operador del bloque). El

pago recibido por Enap Sipetrol S.A. fue de

US$ 23,7 millones.

El 30 de junio de 2007, en Irán la NIOC (em- >

presa nacional iraní) declaró comercial el yaci-

miento Band E Karkheh en el bloque Mehr. En

abril de 2007 se inició la perforación del tercer

y último pozo comprometido en la fase de

exploración del contrato de servicio. Enap

Sipetrol S.A. continúa con el proceso de venta

de su participación en este bloque iniciado en

2006. El proceso ha mostrado el interés de

varias compañias.

En septiembre, en Egipto, Enap Sipetrol S.A. >

obtuvo la firma del Consession Agreement

de los Bloques Rommana y Sidi Abd el Rah-

man (SAER). En el bloque Rommana, duran-

te 2008 se realizará el registro de 1.000 km2

de sísmica 3D y el reprocesamiento de 1.950

km2 de sísmica 2D. Los tres primeros pozos

exploratorios se perforarían durante 2009.

En el Bloque SAER durante 2008 se registra-

rán 1.000 km2 de sísmica 3D.

volver al índice

millonesde barriles de petróleo equivalente

(petróleo, condensado y gas), produjo

ENAP con sus operaciones en Chile,

Argentina, Ecuador y Egipto en 2007.

73

72

73

síntesis de resultados

El resultado obtenido por la Línea de Negocios

Exploración y Producción en 2007 fue de

US$ 74,4 millones. Esta cifra es inferior en 51% a

la registrada en el período 2006.

El menor resultado de este periodo se explica

principalmente por la menor producción en Ar-

gentina producto de un paro preventivo de fae-

nas y labores de mantenimiento de los activos

del Área Magallanes en la cuenca austral duran-

te todo el año 2007. Asimismo, en Ecuador se

registró una menor producción a raíz de retrasos

en la perforación de pozos y dificultades que se

presentaron en la instalación de la segunda ter-

minación dual concéntrica. En Magallanes se

produjeron menores ingresos por una menor

producción de gas natural por despresurización

de los yacimientos Poseción y Daniel, y una

disminución de ingresos por transporte de gas

natural producto de los cortes desde Argentina.

Todo lo anterior, se vio compensado en parte

por el mayor precio del crudo y gas y los meno-

res costos operacionales logrados en ENAP

Magallanes.

La contribución al resultado de la Línea E&P 2007

por parte de Magallanes fue de US$ 65,4 millo-

nes y de Enap Sipetrol S.A. US$ 9,0 millones.

En el ámbito operacional, la Línea E&P produjo

23,8 millones de barriles equivalentes (MM/

BOE), antes de aplicar contrato en Egipto y

Ecuador. Esta cifra es inferior en 17,2% respecto

a lo producido en 2006, la que se explica por una

caída de 25,3% en Enap Sipetrol S.A. y una re-

ducción de 8,9% en Magallanes.

Los costos operacionales y gastos de adminis-

tración resultaron 9,2% superiores a los regis-

trados en 2006, en un escenario marcado por

altos precios de los hidrocarburos que han con-

tinuado elevando las tarifas para la contratación

de servicios de operación.

Línea de negocios de expLoración y producción

volver al índice

73

exPloración y

Producción

73

La Línea de Negocios E&P ejecutó el presupuesto

de inversiones por US$ 236 millones, superior a

los US$ 151 millones comprometidos en 2006.

La gestión operacional en Magallanes durante

2007 contempló la implementación de diversas

iniciativas que contribuyeron a mejoras en la pro-

ducción, destacando la materialización del pro-

yecto “Recuperación gases de Baja Isla”, las in-

tervenciones programadas de pozos (work over)

a través del proyecto “Gas express”, y la aplica-

ción de tecnología capilar en pozos con invasión

de agua de los yacimientos Posesión y Daniel.

Durante este ejercicio se completó la implemen-

tación de los proyectos “Segundo cruce del

Estrecho” con el tendido de un nuevo gasoduc-

to y la construcción del gasoducto desde Cullen

a Batería de Recepción Catalina, que permitie-

ron optimizar el sistema de transporte de gas de

Isla al Continente.

A esto se suma mejoras productivas en el blo-

que PBH en Ecuador, y la obtención nuevamen-

te del reconocimiento de ésta como una de las

mejores empresas para trabajar en ese país,

pasando del puesto catorce en 2006 al puesto

seis en 2007 (premio otorgado por Great Place

to Work Institute).

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS DE ENAP EN 2006 Y 2007 (CIFRAS EN MILES DE BARRILES)

PAIS

2006 2007 VARIACIÓN 2006 / 2007

PETRÓLEO M

BBLS (1)

GAS

M BOE (2)TOTAL MBOE

PETRÓLEO M

BBLS

GAS

M BOE

TOTAL

MBOE

PETRÓLEO M

BBLS

GAS

M BOE

TOTAL

MBOE

Argentina 4.951,3 2.789,9 7.741,2 3.745,6 481,3 4.226,9 -24,4% -82,8% -45,4%

Ecuador 1.666,5 1.666,5 1.632,9 1.632,9 -2,0% -2,0%

Egipto 307,0 307,0 450,7 450,7 46,8% 46,8%

E&P Internacional 6.924,8 2.789,9 9.714,7 5.829,2 481,3 6.310,5 -15,8% -82,8% -35,0%Magallanes (Chile) 1.061,1 12.942,0 14.003,1 930,9 11.842,4 12.773,2 -12,3% -8,5% -8,8%

E&P Nacional 1.061,1 12.942,0 14.003,1 930,9 11.842,4 12.773,2 -12,3% -8,5% -8,8%

TOTAL E&P 7.985,9 15.731,9 23.717,8 6.760,1 12.323,7 19.083,7 -15,4% -21,7% -19,5%(1) Miles de barriles. (2) Miles de barriles equivalentes

volver al índice

75

74

Producción

Durante 2007 la producción total de petróleo de

ENAP (luego de aplicar contrato en Ecuador y

Egipto) fue de 6,8 millones de barriles, cifra que

representa una reducción de 15,4% respecto del

año anterior.

Por otro lado, los buenos resultados de la perfora-

ción en bloque Pampa del Castillo, en Argentina;

los últimos pozos en el bloque MDC (dos de los

cuales son con terminación horizontal) y los traba-

jos de acondicionamiento de pozos en el bloque

PBH, en Ecuador; y el inicio de producción adelan-

tada de los pozos Shahd-1 y Ghard-1 del bloque

East Ras Qattara, en Egipto, compensaron en parte

esta disminución en la producción de petróleo.

Cabe destacar que durante 2007 se implementó

la Política de Confiabilidad Operacional de E&P,

cuyo objetivo es justamente mejorar las prácti-

cas operacionales, en lo general, y de las aplica-

ciones de ingeniería, producción y mantenimien-

to, en lo particular.

La producción de gas natural de ENAP en 2007 fue

de 2.094 millones de metros cúbicos (12,3 millo-

nes de barriles equivalentes), con una reducción

de 21,7% respecto de la producción registrada en

2006. Esta disminución se explica principalmente

por el paro preventivo de producción en Área Ma-

gallanes, en Argentina y una menor producción en

el Área Continente de Magallanes Chile, principales

productores de gas de la compañía.

Línea de negocios de expLoración y producción

volver al índice

75

exPloración y

Producción

producción de petróLeo de enap en 2007Producción de Petróleo (mbbls)

producción de gas naturaL de enap en 2007Producción de gas (mboe)

ArgentinA: 3.746 cHiLe: 11.842

ecuAdor: 1.633

egipto: 451

MAgALLAneScHiLe: 931

ArgentinA: 481

volver al índice

77

76

77

actividades exPloratorias

La actividad de exploración en Magallanes con-

tinuó con un importante y renovado impulso

durante 2007.

Lago Mercedes: > Se perforó el pozo Lago

Mercedes-3, el cual fue descubridor de gas,

demostrando la extensión del yacimiento

Lago Mercedes hacia el sur y a una profun-

didad mayor a la conocida anteriormente.

Este pozo se encuentra actualmente en eta-

pa de pruebas. Se están estudiando varias

alternativas tecnológicas que permitan me-

jorar las productividades de los pozos, de

manera de convertirlo en un yacimiento co-

mercialmente explotable.

Dorado-Puerto Sara: > Tras los resultados de la

campaña de adquisición sísmica de 1.800

km2 realizada durante 2006, se continuó la

exploración con la realización de una campa-

ña de perforación de seis pozos exploratorios

y de extensión. Resultado de esto fue el

descubrimiento del yacimiento de gas Palen-

que, el que ya cuenta con 3 pozos producto-

res, con producciones iniciales por pozo de

hasta 90.000 m3/día de gas (producciones

de pruebas de producción).

Intracampos: > La exploración del área Intra-

campos continuó con el inicio de una cam-

paña de adquisición de sísmica 3D, que

tendrá un total de 1.000 km2 de extensión,

de los cuales se realizó el 65% durante 2007,

quedando el 40% restante a ejecutarse du-

rante 2008.

Arenal-Punta Baja: > Los estudios geológicos

realizados durante 2007 demostraron para el

área un potencial exploratorio significativo,

por lo que se programó para 2008 la adqui-

sición de 1.000 km2 de sísmica 3D.

Cuenca Valdivia: > Los estudios geológicos

realizados durante 2007 han demostrado un

interesante potencial exploratorio en el sector

norte de la cuenca marina de Valdivia, centra-

dos en el antiguo pozo exploratorio “F-1”,

perforado en 1972, que demostró la existen-

cia de gas. La siguiente etapa exploratoria se

realizará durante 2008, con la adquisición de

1.000 km2 de sísmica marina 3D.

energía geotérmica

El ejercicio 2007 se caracterizó por intensas acti-

vidades exploratorias en el ámbito geotérmico y

de relaciones comunitarias e institucionales en

los cuatro principales proyectos en que participa

ENAP, a través de las sociedades Empresa Na-

cional de Geotermia S.A. (ENG) y Geotérmica del

Norte S.A. (GDN), como también en la evalua-

ción de otras oportunidades de negocios.

Durante el año concluyeron las principales activi-

dades exploratorias superficiales de los proyec-

tos Chillán y Calabozo, en la VII Región del país,

y en Apacheta y El Tatio-La Torta, en el norte. En

todos los proyectos se confirmó la presencia en

profundidad de un posible reservorio que requie-

re ser perforado para ser caracterizado y evaluado

plenamente en cuanto a su potencial de genera-

ción eléctrica. En el proyecto Apacheta, ENG

perforó un pozo estratigráfico (para estudio del

sistema geotérmico) de diámetro delgado, alcan-

zando la profundidad de 560 metros y registrán-

dose una temperatura de 212° C, con excelentes

características de reservorio.

Las ubicaciones para realizar las perforaciones

profundas están definidas en todos los proyectos

expLoración y producción nacionaL

volver al índice

77

exPloración y

Producción

77

y se avanza en la tramitación de los permisos

ambientales y sectoriales.

En Chillán, se realizó el Estudio de Impacto Am-

biental (EIA) para la perforación de dos pozos, y

se obtuvo la aprobación ambiental de la Comi-

sión Nacional de Medio Ambiente de la Región

del Bío Bío.

En tanto, en El Tatio-La Torta, GDN presentó un

EIA para la perforación exploratoria profunda de

cuatro pozos en Quebrada El Zoquete, distante a

cuatro kilómetros al sureste de la zona turística

de los géiseres de El Tatio, desde donde no se

verán las actividades de perforación. Este EIA se

encuentra en proceso de tramitación.

Asimismo, se constituyó la “Mesa de Trabajo El

Tatio”, con las comunidades locales y con la Go-

bernación Provincial de El Loa, apoyados por la

Corporación Nacional de Desarrollo Indígena

(Conadi). En los acuerdos establecidos, destaca

el monitoreo de la situación base de la zona de

los géiseres, que se inicia a principios de 2008,

para establecer su comportamiento en ausencia

de actividades de exploración profunda. Un pri-

mer hito será la instalación de una estación de

medición meteorológica y se dará la partida a un

plan de seguridad y retiro de pasivos ambienta-

les, en la zona del ex-campamento Corfo.

Paralelamente, se trabajó en la elaboración de

los estudios ambientales de los proyectos Apa-

cheta y Calabozo para el desarrollo de explora-

ción profunda, los que serán presentados duran-

te 2008. En 2007 se inició la compra de

materiales para la perforación de cuatro pozos y

se avanzó en la contratación de un equipo de

perforación, lográndose un acuerdo con la com-

pañía perforadora Santa Bárbara, de El Salvador,

la cual se comprometió a proveer un equipo para

perforar un mínimo de cuatro pozos geotérmi-

cos en el período 2008-2009, a partir de mayo

de 2008.

Producción en magallanes

La producción de petróleo en Magallanes fue de

931.000 barriles. Esta cifra representa una dis-

minución de 12,3% respecto a la producción del

año anterior, la cual fue compensada en parte

por los programas de apertura de pozos esporá-

dicos, puesta en servicio de la plataforma An-

guila, la intervención de pozos y optimización del

uso de gas lift en tierra y costa afuera.

A su vez, la producción de gas natural en Maga-

llanes (Chile) alcanzó los 2.012 millones de me-

tros cúbicos estándar (11,8 millones de barriles

equivalentes), lo que representa una producción

menor de 8,5% respecto del año anterior. Esta

baja se debe a una menor producción en yaci-

mientos Daniel, Dúngeness y Posesión, en el

continente.

Para continuar optimizando la capacidad produc-

tiva en el área de Magallanes, en el yacimiento

Posesión se completó la selección de pozos

para la instalación de compresores de bajo cau-

dal y presiones de succión de vacío.

volver al índice

79

78

79

a gestión en medio ambiente y responsabi-

lidad social de la Línea de Negocios E&P

estuvo orientada al cumplimiento de su Política

de Medio Ambiente y Responsabilidad Social,

cuyo objetivo es lograr la sustentabilidad de las

operaciones, velando por la salud y la seguridad

de los trabajadores y por el cuidado del entorno.

Otros objetivos son asegurar la calidad de los

productos y servicios, y desarrollar la responsa-

bilidad social empresarial, logrando de esta

forma la satisfacción de los clientes y de la co-

munidad en general.

A continuación se presenta un resumen de los

hitos más importantes alcanzados durante

2007:

sistema de gestión hse

Se establecieron los lineamientos generales

para la conformación de un Sistema de Gestión

Integrado de Salud, Seguridad y Medio Ambien-

te (Health, Safety, Environmental, HSE por sus

siglas en inglés). De esta manera cada unidad

de negocios1 ha establecido sus prioridades

para la implementación de un Sistema de Ges-

tión Ambiental (SGA), bajo la norma ISO 14.001,

así como la implementación de un Sistema de

Gestión en Seguridad Industrial y Salud Ocupa-

cional, bajo la norma OSHAS 18.001.

Cabe destacar que en Enap Sipetrol Argentina,

las operaciones del yacimiento Pampa del Cas-

tillo (Provincia de Chubut), lograron la recertifi-

cación de su sistema de gestión ambiental,

mediante la realización de una auditoría indepen-

diente del SGA. Otros activos están en proceso

de implementación de sistemas de similares

características, esperándose certificar el siste-

ma de gestión ambiental en las operaciones de

Enap Sipetrol S.A. en 2008.

maPa estratégico de riesgos hse

En 2007 partió la confección del Mapa Estraté-

gico de Riesgos HSE Línea E&P, con el objetivo

de identificar, evaluar y priorizar los riesgos re-

levantes a los que están expuestas las operacio-

nes y los que predeterminan los ejes principales

de gestión en el Plan Estratégico de Negocios

del quinquenio 2007–2011.

saneamiento de Pasivos

Se destacan:

Incorporación de prácticas de perforación >

ambientalmente sustentables (“locación

seca”) en Enap Sipetrol Argentina, las que

minimizan la superficie de terreno afectada

y la generación de residuos de perforación.

También se han implementado técnicas para

reutilizar los residuos de perforación para la

recuperación de la flora en los terrenos.

Implementación de procesos de remediación >

biológica de suelos, mediante la inoculación

Notas(1) Las Unidades de Negocio de la línea E&P son; Enap

Sipec en Ecuador, Enap Sipetrol Argentina, Enap Si-petrol Egipto y E&P Magallanes, Chile.

de enzimas que facilitan la mineralización

bacteriana de los hidrocarburos. Por medio de

estos procesos, que se efectuaron en Enap

Sipec Ecuador, se obtuvieron suelos con un

contenido de hidrocarburos totales bajo la

especificación de la legislación ecuatoriana,

que además se comprobaron en pruebas pi-

loto como aptos para el uso agrícola.

E&P Magallanes avanzó en el Plan de Sanea- >

miento de pasivos ambientales generados

por las operaciones históricas, tanto en con-

tinente como en Isla Tierra del Fuego. Duran-

te 2007 se intervinieron cincuenta sitios,

efectuándose la remediación de suelos con-

taminados y el manejo de residuos existen-

tes en ellos. Asimismo, se obtuvieron los

permisos ambientales para la intervención

de la totalidad de las fosas que requieren

algún grado de remediación.

L

Medio aMBiente y responsaBiLidad sociaL

volver al índice

79

exPloración y

Producción

79

Protección medioambiental

Las unidades de negocios han abordado algunas

iniciativas destinadas a conservar y/o proteger

áreas de valor medioambiental:

Los campos operados por Enap Sipec Ecua- >

dor en la amazonía ecuatoriana están inser-

tos en ecosistemas singulares. Estos siste-

mas se caracterizan por la alta biodiversidad

en especies de flora y fauna presentes en los

bosques siempre verdes de tierras inunda-

das (Varzea) y de tierra firme. Diferentes

estudios realizados por Enap Sipec en esas

áreas han permitido actualizar el mapa de

cobertura vegetal con un detalle pormenori-

zado de las especies presentes y su estado

de conservación, aportando al conocimiento

de estos ecosistemas.

En el caso de E&P Magallanes, y como parte >

de su política de protección a las áreas prote-

gidas, se realizó en conjunto con la Universidad

de Magallanes un seminario sobre la protec-

ción de humedales de relevancia para aves

playeras migratorias, específicamente asocia-

do al sitio Ramsar de Bahía Lomas, dando ini-

cio al programa de protección de humedales

de ENAP. Al respecto, es relevante señalar que

ENAP ha clausurado tres plataformas off shore

ubicadas en el área de influencia de Bahía Lo-

mas, con el objetivo de reducir los riesgos de

derrames que pudiesen afectar dicha zona in-

ternacionalmente reconocida.

energías renovables

Aparte de las actividades de geotermia y de ener-

gías renovables destaca la iniciativa del activo

Pampa del Castillo de Argentina, que durante

2007 obtuvo la aprobación del Estudio de Impac-

to Ambiental para ejecutar un proyecto piloto de

generación eólica, a partir de 2008. El proyecto

consiste en la instalación de una presa eólica, que

entregará en esta etapa una potencia máxima de

300 KW. Se prevé ampliar la capacidad de gene-

ración en función de los resultados obtenidos en

la prueba.

En Magallanes también se están recabando

antecedentes para estudiar la aplicación de

energía eólica en redes. Al respecto se han rea-

lizado mediciones de viento en conjunto con la

Universidad de Magallanes, tanto en Continente

(Cabo Negro y Batería Daniel Central), como en

Tierra del Fuego (Cerro Sombrero; Batería Cata-

lina y Pozo Fresia).

En Ecuador, y en el marco de un proyecto piloto

en Enap Sipec, se está estudiando el uso de

sistemas de extracción artificiales más eficien-

tes (bomba de cavidades progresivas) y evalua-

ción de los mismos en condiciones de operacio-

nes no usuales (combinación de altos caudales

y profundidades). Estas bombas tienen eficien-

cia energética considerablemente superior (has-

ta 60%) a la demostrada por las bombas electro

sumergibles (hasta 40%).

Otra de las iniciativas importantes emprendidas

por Enap Sipec, ha sido la utilización del gas

proveniente de los yacimientos de crudo para la

autogeneración eléctrica, tanto en el Campo

MDC (Mauro Dávalos Cordero) como en el

Campo PBH (Paraíso, Biguno y Huachito). Esto

ha permitido disminuir el uso de diesel como

principal combustible y por ende las emisiones

atmosféricas.

Por su parte, en Magallanes se realizan estudios

de aplicación de bomba de cavidad progresiva y

turbina eólica, con pruebas tendientes a optimi-

zar la localización de ambos elementos, para

obtener una mejora de la energía generada y

aplicada. Estos proyectos buscan reducir el con-

sumo de gas lift combustible, tanto para la re-

cuperación de crudo, como para la operación de

instalaciones más alejadas y que no cuentan con

energía eléctrica.

Políticas de calidad

Las Líneas de negocios de expLoración y producción y

de refinación y Logística de enap, reLanzaron eL 16 de

octubre de 2007 La poLítica de caLidad basada en La iso

9000, con eL propósito de eLevar La competitividad de La

empresa, mediante eL aumento de La satisfacción de Los

cLientes de La compañía.

81

80

volver al índice

81

en presencia deL ministro deL trabaJo, osvaLdo andrade, y de representantes deL empresariado, eL 1 de agosto de 2007 enap sipetroL s.a. recibió eL premio de Honor Que anuaLmente entrega La asociación cHiLena de seguridad (acHs). este reconocimiento se otorga a Las empresas mÁs destacadas Que demuestran acciones efectivas de prevención de riesgos.

enap sipetroL s.a.

volver al índice

81

enaP s

iPetrol s

.a.

81

Notas(1) Designado en Junta Ordinaria de Accionistas de fecha 27 de Abril de 2007, en reemplazo del Sr. Carlos Cabeza Faúndez.(2) Designado en Sesión de Directorio Nº 212, de fecha 27 de Junio de 2007, en reemplazo del Sr. Claudio Castillo Castillo.

1. Enrique Dávila Alveal (1)

Presidente

Economista

RUT: 5.032.869-4

2. Marcelo Tokman Ramos (2)

Director

Ingeniero Comercial

RUT: 16.654.431-9

3. Paula Hidalgo Mandujano

Directora

Ingeniero Comercial

RUT: 12.855.835-7

4. Sergio Galán Bidegaín (1)

Director

Ingeniero Comercial

RUT: 6.825.236-9

5. José Tomás Morel Lara

Director

Ingeniero Comercial

RUT: 8.273.459-7

6. Guillermo del Valle de la Cruz

Director

RUT: 7.379.488-9

7. Alejandro Pérez Rojas

Director

Geólogo

RUT: 3.942.621-8

Bloque East Ras Qattara, Egipto.

83

82

volver al índice

83

síntesis de la gestión

El resultado de la gestión 2007 de Enap Sipetrol

S.A. se tradujo en un EBITDA de US$ 93 millones,

lo que equivale a una reducción del 46,6%, res-

pecto del ejercicio 2006. Esto fue resultado de una

menor producción obtenida por el paro preventivo

realizado en el Área Magallanes (Argentina) y por

la declinación natural en yacimientos de explota-

ción, en Argentina, Ecuador y Egipto.

El efecto de la menor producción en el EBITDA

fue contrarrestado en parte por el alza continua

en el precio del petróleo. Sin embargo, el incre-

mento en los costos directos de operación y en

los gastos de administración, superiores a los de

2006, afectaron negativamente este indicador.

La gestión operacional en la Empresa estuvo

caracterizada por una alta tasa de perforación de

pozos en Egipto, que se tradujo en dos nuevos

descubrimientos de petróleo en el bloque de

exploración East Ras Qattara (ERQ), con los

pozos Ghard-1 y Rana-1. Por otro lado, la decli-

nación de la producción en los pozos perforados

en el bloque North Bahariya, sumado a la venta

de la participación en el bloque El Diyur, afectó

negativamente los niveles de producción, lle-

gando ésta a 1.500 barriles por día.

En Ecuador, en el bloque Mauro Dávalos Corde-

ro (MDC) se perforaron cinco pozos productores

más uno reinyector, con algunos problemas

operativos en uno de ellos que afectaron la meta

productiva, pero que fue compensado en parte

por la campaña de reparación de pozos en el

bloque Paraíso, Biguno y Huachito (PBH).

En Argentina, Enap Sipetrol S.A. logró alcanzar

las metas de producción para el yacimiento

Pampa del Castillo, a través de la perforación de

diez pozos de desarrollo. En el yacimiento Cam-

pamento Central-Cañadón Perdido la meta pro-

ductiva se vio afectada negativamente por una

mayor declinación de la curva básica del activo,

a lo que se sumaron pérdidas a raíz de paros por

conflictos gremiales.

En 2007, Enap Sipetrol optimizó su cartera de

proyectos, a través de la venta de su participa-

ción en el bloque El Diyur en Egipto. Asimismo,

continuó con el proceso de venta de su partici-

pación en el bloque Mehr, en Irán, la cual debió

cancelarse a mediados del año, por el retiro de

uno de los socios de la parte compradora. Pos-

teriormente, se dio inicio a un nuevo proceso de

venta de este activo, el que se espera concluya

durante 2008.

Junto con lo anterior, Enap Sipetrol confirmó la

incorporación de dos nuevos bloques de explo-

ración en Egipto (SAER y Rommana) al obtener

la firma de los documentos contractuales por

parte de las autoridades respectivas. Estos blo-

ques fueron adjudicados en 2006 en la ronda de

licitación realizada por EGAS, compañía estatal

egipcia.

resultados

Una vez descontado el impuesto a la renta en el

exterior y el de Primera Categoría en Chile

(17%), la gestión 2007 de Enap Sipetrol S.A.

concluyó con una utilidad por US$ 9,0 millones.

Este resultado es menor en 80,8% al obtenido

en 2006.

análisis financiero

El resultado operacional consolidado a diciem-

bre de 2007 presenta una reducción de 70%,

comparado con diciembre de 2006, pasando de

US$ 102,2 millones en 2006, a US$ 30,6 millo-

nes en 2007. Por otro lado, los costos de explo-

tación se redujeron en 19% (US$ 48,0 millo-

nes), pasando de US$ 252,9 millones en 2006

a US$ 204,9 millones en 2007. Lo anterior afec-

tó el margen de explotación, el que se redujo en

51,2% respecto de 2006.

El resultado no operacional experimentó una

variación positiva de US$ 8,2 millones. Este in-

enap sipetroL s.a .

volver al índice

83

enaP s

iPetrol s

.a.

83

cremento se explica por el ingreso generado por

la venta del proyecto El Diyur, en Egipto, además

de una disminución de los gastos financieros.

activos

Los activos circulantes fueron US$ 169,9 millones

en 2007, en comparación con los US$ 116,3 mi-

llones del ejercicio anterior.

En términos generales, el activo fijo aumentó en

US$ 33,3 millones, lo que equivale a 8,2% res-

pecto de 2006, debido principalmente al aumen-

to en construcciones y obras de infraestructura

por US$ 51,8 millones. Esta alza refleja la ejecu-

ción del plan de inversiones del año que alcanzó

a US$ 141,6 millones. Este incremento fue com-

pensado por la cuota de agotamiento del ejerci-

cio, la venta del proyecto El Diyur y la reclasifi-

cación de activos para la venta.

financiamiento

El pasivo circulante muestra un aumento de

US$ 34,3 millones, equivalente a 29%, respecto

del año anterior; mientras el pasivo de largo

plazo disminuyó en US$ 13,0 millones, lo que

obedece a la extinción de deuda a más de un

año, de la filial Enap Sipetrol Argentina S.A.

El patrimonio presentó un incremento de

US$ 65,1 millones, equivalente a 32,0%, el que

se origina principalmente por un aumento de

capital de US$ 56,0 millones. Mediante la capi-

talización de ENAP, la cuenta de utilidades rete-

nidas se incrementó en US$ 9,0 millones, pro-

ducto del resultado obtenido en el ejercicio

2007.

liquidez

Producto de un capital de trabajo de US$ 17,5

millones, el índice de liquidez, que al cierre del

ejercicio anterior era de 0,98 veces, se incremen-

tó en 2007 a 1,12 veces. Los pasivos de corto

plazo se vieron influidos por el incremento de las

obligaciones con bancos e instituciones financie-

ras por US$ 40,5 millones y el aumento de la

cuentas por pagar por US$ 21,8 millones, por las

necesidades originadas como consecuencia del

paro preventivo en la filial en Argentina. Así tam-

bién, el Impuesto a la Renta disminuyó en

US$ 11,7 millones por un menor gasto tributario

de la filial Argentina y la disminución de Otros

Pasivos Circulantes por US$ 8,7 millones por la

finalización de las obligaciones por contratos de

derivados por US$ 11,3 millones, cuya operación

finalizó el 31 de diciembre de 2007.

endeudamiento

El endeudamiento del largo plazo con el sistema

financiero pasó a corto plazo debido a que el saldo

de la deuda se extingue durante 2008. Por otro

lado, el programa de inversiones que se desarrolló

durante 2007 y el paro preventivo de la filial en

Argentina, que implicó una disminución de las

operaciones durante el ejercicio, generó un mayor

endeudamiento con la matriz ENAP por US$ 12,1

millones. Esta cifra es menor al incremento de la

deuda con ENAP en el período anterior, que alcan-

zó a US$ 41,2 millones.

confiabilidad oPeracional

La Línea de negocios de expLoración y producción de enap y enap sipetroL s.a.,

oficiaLizaron eL 19 de diciembre de 2007 La poLítica de confiabiLidad operacionaL,

cuyo obJetivo es garantizar La continuidad eficiente de Las operaciones en

todas Las unidades de negocios. esta poLítica es resuLtado de un Largo trabaJo

iniciado cuatro meses antes por La gerencia de producción, a partir de La cuaL se

estabLecen Los procesos de meJora continua.

85

84

volver al índice

85

síntesis Por Países

De acuerdo con el Plan Estratégico de Negocios

de la matriz, Enap Sipetrol S.A. concentra sus

actividades de exploración y producción en

América Latina y Medio Oriente y Norte de Áfri-

ca (MENA).

América Latina

ArgentinA

Enap Sipetrol Argentina S.A. actúa como opera-

dor -con el 50% de participación- en las conce-

siones de explotación del Área Magallanes y

CAM 2 A Sur, y con 33,33% en el Permiso de

Exploración E2 (ex CAM 1 y CAM 3), en la Cuen-

ca Austral Marina (CAM).

En la Cuenca del Golfo San Jorge, es titular y

operador del 100% de la concesión de explota-

ción Pampa del Castillo-La Guitarra. Asimismo,

participa como socio no operador, con el 50%

en la concesión de explotación de Campamento

Central-Cañadón Perdido, donde opera YPF

S.A. En la Cuenca de Neuquén, participa como

socio no operador, con 50% en el Permiso de

Exploración Provincial del Área La Invernada,

que es operada por Wintershall Energía S.A.

Durante 2007, en Argentina continuaron los in-

convenientes asociados a la crisis energética.

Cabe destacar que las exportaciones de gas a

Chile desde la Cuenca Austral fueron suspendi-

das por instrucción no oficial de la Subsecretaría

de Comercio Interior, desde mediados de junio

de 2007.

A lo largo del año hubo demandas de asociacio-

nes sindicales que significaron reajustes salaria-

les, y que en el caso de la industria petrolera

superaron el 30%.

Además, en noviembre de 2007 fue publicada la

Resolución 394, la cual introdujo un cambio sus-

tancial en las retenciones a la exportación de

petróleo y derivados, impactando en menores

ingresos por barril de crudo exportado, del orden

de US$ 20 por unidad. Para el caso de las ventas

al mercado interno, el efecto no está completa-

mente definido, por cuanto continúan las nego-

ciaciones entre productores y refinadores para

establecer un acuerdo de precios.

Nuevos negocios

En 2007 la empresa continuó el proceso de iden-

tificación de oportunidades de negocios de ex-

ploración y producción en las cuencas de Neu-

quén, Golfo San Jorge y Cuenca Austral.

En tal sentido, participó en la evaluación de la

oferta de áreas que promovió la empresa YPF

S.A. y en el análisis del área de exploración CA

XII, perteneciente a la Provincia de Tierra del

Fuego.

Sin perjuicio de lo anterior, el grueso de la acti-

vidad estuvo centrada en la evaluación de opor-

tunidades de crecimiento en los propios activos,

donde se avanzó en forma importante en las

áreas CAM-2A Sur y Pampa del Castillo-La

Guitarra.

Área Magallanes Argentina

Según se informó en el ejercicio anterior, la pro-

ducción del yacimiento del Área de Magallanes

fue suspendida preventivamente, a partir del 12

de diciembre de 2006, debido a que se determi-

nó que el oleoducto troncal a tierra, que une la

plataforma AM-3 con la Batería de Recepción

Magallanes (BRM), presentaba condiciones que

impedían cumplir con estándares de operación,

según normas internacionales. Asimismo, como

consecuencia de ello, se determinó que era

conveniente aprovechar dicha reparación para

enap sipetroL s.a .

iso 14001 PamPa del castillo

eL 9 de mayo de 2007 concLuyó exitosamente La auditoría

externa reaLizada por eL organismo internacionaL certificador

tuv rHeinLand argentina, aL sistema de gestión ambientaL (iso

14.001) deL yacimiento pampa deL castiLLo, ubicado en La cuenca

deL goLfo de san Jorge, argentina.

volver al índice

85

enaP s

iPetrol s

.a.

85

reemplazar también el oleoducto que une las

plataformas AM-2 y AM-3.

Durante 2007 se trabajó en el reemplazo de los

oleoductos AM-3/BRM y AM-2/ AM-3, debiendo

para ello diseñar la ingeniería, adquirir los mate-

riales necesarios y contratar la infraestructura

adecuada para el tendido y posterior conexión de

las nuevas tuberías. Se espera la puesta en mar-

cha para los primeros meses de 2008.

Paralelamente, se trabajó en el levantamiento de

una Auditoría Integral de las Instalaciones, opor-

tunamente comprometida con las autoridades.

Como consecuencia de dicha auditoría, surgieron

recomendaciones, las cuales han sido incorpora-

das en los distintos programas de trabajo.

CAM-2A Sur

La producción en el yacimiento Poseidón totalizó

67.626 barriles de crudo y 64,4 millones de metros

cúbicos de gas (379 mil barriles equivalentes).

Este yacimiento se mantuvo en operación normal

dentro de los volúmenes estimados para el año,

con una pequeña variación producto del cierre de

uno de sus pozos por razones técnicas. El 100%

de la producción de gas se vendió en el mercado

interno en Argentina, en virtud de un contrato con

Transportadora de Gas del Sur S.A. (TGS).

En 2007 se completaron los modelos estáticos

y dinámicos del reservorio, determinándose la

posibilidad de perforar dos pozos adicionales al

casquete de gas para el año 2009. Estos pozos

aportarán el doble de producción de gas y per-

mitirán extender la vida útil del yacimiento, me-

jorando la economía del mismo.

Área E2 (ex CAM-1/CAM-3)

En virtud del Convenio de Asociación firmado

en septiembre de 2006 con la compañía ener-

gética estatal Enarsa e YPF S.A, ratificando el

Acuerdo previamente suscrito en febrero de

2006, durante 2007 se dieron importantes pa-

sos en la evaluación petrolera del área, llegando

a identificar en detalle la ubicación de los prime-

ros pozos exploratorios a ser perforados. Asi-

mismo, se avanzó en los estudios de mecánica

de suelos y licencias ambientales.

También se avanzó en la contratación de un equi-

po de perforación, para cuyos efectos, a fines de

2007 se llamó a licitación pública internacional,

estimando la apertura de ofertas y la adjudicación

para los primeros meses de 2008.

Pampa del Castillo-La Guitarra

La actividad del año estuvo centrada en la per-

foración de pozos de desarrollo y la mejora de

las instalaciones de producción, con el objetivo

de continuar con la explotación de reservas del

yacimiento. La producción de crudo para el año

fue de 2,5 millones de barriles.

La campaña de perforación constó de diez po-

zos, lográndose una importante incorporación

neta de reservas, particularmente en el sector

conocido como Pampa Norte.

Con el conocimiento adquirido en esta cuenca,

se espera continuar incorporando reservas y

elaborar un plan de desarrollo para el futuro.

oleoducto submarino

en Las proximidades de faro vírgenes, frente a Las costas

de La provincia argentina de santa cruz, se dio inicio eL 4 de

septiembre de 2007 aL tendido de La cañería revestida de 8

puLgadas y mÁs de 17 kiLómetros de Longitud, Que reempLazarÁ

aL oLeoducto submarino Que conecta La pLataforma am3 con

La batería de recepción de magaLLanes (brm).

87

86

volver al índice

87

Campamento Central–Cañadón

Perdido (CCCP)

La actividad del año continuó focalizada en los

proyectos de recuperación secundaria, perfora-

ción de pozos de desarrollo y mejora de las

instalaciones de producción. La producción de

crudo fue de 1,2 millón de barriles.

La Invernada

Dentro de la prórroga del período de explora-

ción, se continuó con los estudios de interpre-

tación sísmica 3D y con la evaluación del poten-

cial del área, con un compromiso de 15 UT

(equivalentes a US$ 75.000) oportunamente

concedida por la Provincia del Neuquén.

Dándose cumplimiento a todos los compromisos

asumidos y no habiéndose detectado ningún

potencial exploratorio acorde con lo proyectado,

se decidió iniciar, a partir de 2008, un proceso de

retirada (farm out) de la participación que Enap

Sipetrol Argentina posee en dicha área.

ecuAdor

Yacimientos MDC y PBH

La gestión del quinto año de operación de Enap

Sipetrol S.A. en Ecuador, a través de su sucursal

Sipec, desarrolló la estrategia de crecimiento,

pero sin descuidar la productividad de los activos

existentes.

En este sentido se activaron doce oportunidades

de nuevos negocios, seis de las cuales requirie-

ron la firma de acuerdos de confidencialidad y

seis se encuentran aún en análisis con distintos

niveles de avance. Entre ellas hay que resaltar

aquellas enmarcadas dentro de la Alianza Estra-

tégica con la estatal ecuatoriana PetroEcuador.

Complementariamente, y como sustento de esta

actividad, se mantuvo una relación fluida con

autoridades ecuatorianas y con representantes

de otras compañías petroleras que operan en el

país.

En 2007 se logró mantener una producción pro-

medio de 17 mil barriles por día, nivel que se al-

canzó como resultado de la perforación de cinco

pozos productores y uno reinyector, los cuales

formaban parte del compromiso de inversión asu-

mido con PetroEcuador, en el marco de la amplia-

ción del contrato de MDC, suscrita en agosto de

2006 y que supuso un incremento de 25,4 millo-

nes de barriles de reservas a explotar.

Complementariamente, se dieron pasos hacia la

consolidación de excelencia operacional y admi-

nistrativa en este país, destacándose los estu-

dios y trabajos para lograr optimizaciones en los

consorcio en ecuador

un nuevo paso para consoLidar su presencia en ecuador dio

enap eL 22 de marzo de 2007, aL incorporarse aL consorcio

Liderado por petroecuador para eL desarroLLo y producción

deL bLoQue itt (isHpingo, tiputini y tambococHa), ubicado en La

amazonía ecuatoriana, en eL noreste deL país. este consorcio

también Lo integran petrobras y La compañía cHina sinopec.

enap sipetroL s.a .

costos de operación (generación, mantenimien-

to, entre otros) y los avances hacia la certifica-

ción de la Norma ISO 14001.

Medio Oriente y Norte de África

egipto

Enap Sipetrol S.A. en Egipto se desempeña

como operador en los bloques North Bahariya,

con el 50% de participación; en East Ras-Qatta-

ra, con 50,5%, y Rommana con el 40%. Asimis-

mo, la Empresa participa como socio no opera-

dor en el bloque Sidi Abd El Rahman (SAER),

con el 30% de participación. Las concesiones

North Bahariya y East Ras Qattara se encuen-

tran ubicadas en la cuenca del Western Desert,

mientras que el bloque Rommana se ubica en

el extremo Norte del Sinaí. Por su parte, el blo-

que SAER se ubica costa afuera, al oeste de

Alejandría.

Otro hito importante del año fue el éxito alcan-

zado en dos pozos exploratorios del bloque East

Ras-Qattara, los que sumados al éxito de otro

pozo perforado en 2006, permitieron la creación

de la compañía PetroShahd, en sociedad con la

estatal egipcia EGPC. Esto tras haberse decla-

rado la comercialidad y de haber iniciado la pro-

ducción, en diciembre.

volver al índice

87

enaP s

iPetrol s

.a.

87

6to

Lugar obtuvo Enap Sipec

como la mejor empresa

para trabajar en Ecuador.

89

88

volver al índice

89

enap sipetroL s.a .

Nuevos pozos

exploratorios con resultados

positivos confirman

el éxito de ENAP en Egipto.

Bloque North Bahariya

Este bloque es operado a través de Norpetco,

joint venture entre el consorcio formado por IPR,

Ina, Enap Sipetrol S.A. y la estatal egipcia EGPC.

Durante 2007 se perforaron seis pozos, sin em-

bargo, debido al comportamiento productivo de

los mismos, se decidió suspender la campaña

para profundizar los estudios geológicos y de

reservorio, con el objetivo de optimizar la ubica-

ción de los futuros pozos y de esta manera, in-

crementar la recuperación y producción total del

área. Adicionalmente, se identificó un horizonte

Jurásico que actualmente se encuentra en aná-

lisis de detalle.

Los antecedentes aportados por la campaña de

perforación y los estudios acerca del potencial

exploratorio, permitieron una reevaluación más

precisa del bloque, concluyéndose un limitado

potencial de crecimiento.

Bloque El Diyur

Los antecedentes aportados por la campaña

sísmica y de perforación desarrolladas durante

2006 y 2007 permitieron una reevaluación más

precisa de este bloque, concluyéndose un limi-

tado potencial de crecimiento, por lo cual se

recomendó su venta. Este proceso se desarrolló

en forma exitosa, concluyendo el 1 de noviem-

bre de 2007 con la aprobación de la venta por

parte de las autoridades egipcias. Como resul-

tado Enap Sipetrol S.A. obtuvo US$ 23,7 millo-

nes, obteniendo una rentabilidad final del activo

de 21%.

Bloque East Ras Qattara

Tras la perforación del pozo exploratorio Shahd-1

realizada el año anterior, que derivó en el descu-

brimiento de un nuevo yacimiento del mismo

nombre, durante 2007 se continuó con la cam-

paña exploratoria, perforándose tres nuevos

prospectos: Ghard, Rana y Raheek. Los dos

primeros descubrieron nuevas acumulaciones

de hidrocarburos que dieron origen a dos nuevas

áreas comerciales de desarrollo.

Los descubrimientos logrados dieron origen a la

creación de la compañía PetroShahd, donde

participan Oil Search (49,5%) y Enap Sipetrol

(50,5%), la cual tiene por finalidad la operación,

volver al índice

89

enaP s

iPetrol s

.a.

89

décimo descubrimiento en egiPto

en abriL de 2007 enap sipetroL s.a., concretó su décimo

descubrimiento de petróLeo en egipto, esta vez en eL

pozo gHard-1, en eL bLoQue east ras Qattara, desierto

occidentaL deL país norafricano. en esta Área enap ya

anotaba un anterior HaLLazgo, correspondiente aL pozo

sHaHd-1 (noviembre de 2006).

tanto de la producción y desarrollo, como de la

exploración en el bloque East Ras-Qattara.

Por otra parte, durante 2007 continuaron los

estudios para definir nuevos prospectos a per-

forar tras la adquisición de 375 km2 de sísmica

3D. Estos estudios continuarán durante 2008.

Además, en diciembre de 2007 se inició la per-

foración del quinto pozo exploratorio en el bloque

East Ras-Qattara, conocido como Salma-1.

Bloque Rommana

Este bloque de 6.184 km2 se ubica en la parte

Norte de la península de Sinaí y fue adjudicado al

consorcio formado por PTTEP (30%), Centrica

(30%) y operado por Enap Sipetrol (40%), en la

ronda de licitaciones de EGAS del año pasado.

Esta área presenta un gran potencial, debido a

que convergen tres ambientes geológicos, lo

que aumenta su atractivo (Delta, Jurásico y Gol-

fo de Suez). La firma del contrato con el Estado

egipcio se efectuó el 18 de septiembre de 2007.

Actualmente se encuentra en proceso de licita-

ción la sísmica 3D, para un programa de aproxi-

madamente 1.000 km2. El compromiso contrac-

tual establece la perforación de seis pozos

durante la primera etapa exploratoria que tiene

una duración de tres años.

Bloque Sidi Abd El Rahman (SAER)

Este bloque costa afuera de 4.294 km2 está

ubicado en la costa mediterránea al oeste de

Alejandría. Fue adjudicado al consorcio formado

por PTTEP (30%), Enap Sipetrol (30%) y opera-

do por Edison (40%), en la ronda de licitaciones

de EGAS 2006.

Este bloque tiene un atractivo potencial explo-

ratorio y con la información existente se ha

identificado una serie de prospectos que serán

definidos con una nueva campaña de sísmica

3D, a realizarse en 2008. El compromiso con-

tractual establece la perforación de dos pozos

durante la primera etapa exploratoria, que tiene

una duración de tres años. Actualmente se tra-

baja en la contratación de la adquisición

sísmica.

irán

Bloque Mehr

Enap Sipetrol S.A. posee el 33% de participa-

ción en el Bloque Mehr, en sociedad con Repsol

YPF y OMV, actuando ésta última compañía

como operador. El bloque se halla en una de las

provincias más ricas en petróleo del mundo,

adyacente al campo Ahwaz.

El 30 de junio de 2007, la empresa estatal iraní de

petróleo NIOC, declaró comercial el yacimiento

Band E Karkheh. A partir de esa fecha, se dio inicio

al proceso de negociación del contrato de desa-

rrollo del yacimiento, que tiene una estimación

promedio de reservas de 217 millones de barriles.

Se espera que la negociación de este programa

de desarrollo termine a mediados de 2008.

En abril de 2007 se inició la perforación del ter-

cer y último pozo comprometido en la fase de

exploración del contrato de servicio con NIOC.

El pozo ha mostrado evidencias de petróleo en

las zonas Sarvak e Ilam, las que están siendo

probadas y se espera que tengan resultados

definitivos en el primer trimestre de 2008.

Por otra parte, Enap Sipetrol S.A. continuó con

el proceso de venta del bloque a la empresa Iraní

Aznor Energy. Sin embargo, a mediados de año

y debido al retiro de uno de los socios

compradores (Petromal) y en ausencia de la

autorización esperada de NIOC de la sociedad

compradora, se decidió cancelar la venta.

Posteriormente, se inició un proceso de venta

abierto, pronosticándose de gran interés para la

industria, debido a la comercialidad del bloque.

Se espera concluir este proceso durante 2008.

SínteSiS de la geStión >

VentaS en Chile >

PartiCiPaCión de merCado >

inVerSioneS >

r&l en magallaneS >

internaCionalizaCión / exPortaCioneS >

enaP refineríaS S.a. >

direCtorio y Plana ejeCutiVa >

reSultadoS del ejerCiCio >

inVerSioneS ejeCutadaS en 2007 >

geStión de rr.hh. >

geStión ambienta > l

línea de negociosrefinación y logística

93

92

13,4m3

milloneSDe crudo procesaron

las refinerías Aconcagua,

Bío Bío y Gregorio en 2007.

SUDAMÉRICA

NACIONAL

ASIA

ÁFRICA

origen del Crudo ProCeSadoen refineríaS de enaP

refinaCión l

ogíStiCa y

Com

erCializaCión

VolVer al índiCe

93

SínteSiS de reSultadoS

En 2007 el mercado internacional se caracterizó

por la continua alza en los precios del petróleo

y sus derivados. Esto se explica principalmente

por el sostenido aumento del consumo, deriva-

do del rápido crecimiento de la economía mun-

dial, que enteró en 2007 un periodo de cinco

años de expansión sistemática, en el contexto

de un débil crecimiento de la producción de

petróleo.

En el mercado nacional, el consumo de produc-

tos refinados fue de 19,1 millones de m3, lo que

significó un incremento de 30,5% respecto de

2006. Este fuerte aumento se debió principal-

mente al mayor consumo de diesel para uso

en las centrales termoeléctricas, en reemplazo

del gas natural que dejó de fluir desde

Argentina.

La fuerte restricción del gas natural argentino

tuvo un gran impacto en diversos sectores

productivos, afectando los costos operaciona-

les y financieros de las compañías eléctricas y

manufactureras, incluyendo las propias refine-

rías de ENAP, que debieron sustituir gas natu-

ral por otros combustibles en sus procesos.

Junto con ello, ENAP debió realizar un mayor

esfuerzo para importar más diesel, de modo

de abastecer el incremento de la demanda

termoeléctrica, aumentando con ello los cos-

tos logísticos y financieros.

Las inversiones realizadas por la Línea de Ne-

gocios de Refinación y Logística de ENAP

(R&L), permitieron responder a la mayor de-

manda, como también a los nuevos requeri-

mientos de calidad de los productos.

El mayor consumo de crudos intermedios y

pesados permitió a ENAP en 2007 capturar un

margen más conveniente, como también otros

beneficios asociados a los menores costos de

transporte y aranceles, al adquirir estos crudos

en el mercado sudamericano.

Todo lo anterior se tradujo en una utilidad ope-

racional de US$ 82,4 millones, lo que sumado

al resultado no operacional negativo de

US$ 55,4 millones, significaron una utilidad final

para Enap Refinerías S.A. (después del Impues-

to a la Renta) de US$ 20,8, millones, cifra supe-

rior a la pérdida de US$ 75,6 millones registrada

en el ejercicio anterior.

Durante 2007 se inauguraron tanto en Refinería

Aconcagua como en Refinería Bío Bío dos nue-

vas plantas de producción de diesel de bajo

azufre, lo que implica aumentar y mejorar la ca-

lidad del diesel mediante la reducción de azufre.

A su vez, ambas unidades permiten satisfacer

en parte la creciente demanda de petróleo die-

sel de alta calidad en el país, particularmente en

la Región Metropolitana, donde el Plan de Pre-

vención y Descontaminación Atmosférica exige

el uso de este combustible con un nivel máximo

de 50 partes por millón (ppm) de azufre. Estas

unidades se pusieron en servicio durante el se-

gundo semestre de 2007.

refinaCión

Durante 2007 las refinerías de ENAP (Aconcagua,

Bío Bío y Gregorio) procesaron un total de 11,7

millones de m3 de crudo, proveniente principal-

mente de Sudamérica y África. Esta cifra es infe-

rior en 7% a la alcanzada en el ejercicio 2006.

El origen del crudo utilizado por ENAP en 2007 fue

el siguiente: 59,8% de Sudamérica, 21,9% de

África, 17,0% Asia y 1,3% nacional (ver gráfico).

Línea de negocios de Refinación y Logística

Volumen de crudo procesado por enap en 2007

crudos ToTal r&lmm3 % can.

Livianos 4.377 33

Intermedios 2.948 22

Pesados 4.330 32

Cargas Complementarias 1.739 13

ToTal 13.394 100

producción de combusTibles de enap en 2007

producTos ToTal r&lmm3 % can.

Gas Licuado 1.311 10

Gasolinas 2.977 23

Kerosenes 773 6

Diesel 3.822 29

Petróleo Combustible 2.593 20

Prod. Industriales y otros 1.595 12

ToTal 13.070 100

En 2007 la refinación de crudos pesados alcanzó

a 4,3 millones de m3, manteniendo la meta ten-

diente a flexibilizar la canasta de crudos. De este

modo los crudos intermedios y pesados repre-

sentan el 62% del total de crudos procesados;

y el 54% de la refinación total (considerando

cargas complementarias).

La refinación total, incluyendo cargas comple-

mentarias, alcanzó a 13,4 millones de m3.

La producción alcanzó a 13,0 millones de m3, en

su mayor parte correspondiente a petróleo diesel

y gasolina, productos de mayor valor, con 29% y

23% de la canasta, respectivamente.

La producción de 2007 se vio alterada por las de-

tenciones programadas de plantas, especialmente

en Refinería Aconcagua, con el fin de realizar ope-

raciones de mantenimiento e introducir mejoras

en los procesos y en la capacidad de refinación.

Considerando las refinerías Aconcagua y Bío Bío,

la tasa de utilización de ambas fue de 82,4% y la

disponibilidad operativa alcanzó al 92,7%.

95

94

VolVer al índiCe

95

VentaS

Las ventas totales, tanto al mercado nacional

como al internacional, fueron de 16,8 millones

de m3 (290.300 barriles/día), 7% sobre las ven-

tas de 2006, las que están compuestas princi-

palmente por combustibles líquidos y gas licua-

do, y cantidades menores de olefinas y otros

productos industriales.

Los productos más vendidos correspondieron

justamente a los de mayor valor, esto es, gasolina

y diesel, tuvieron una participación de 21% y 42%,

respectivamente.

VentaS al merCado naCional

En el mercado nacional las ventas fueron de 15,1

millones de m3 (259.700 barriles/día), 15% más

que en 2006, lo que significó una participación de

mercado en el país de 78,9%, 10,4 puntos porcen-

tuales inferior a la del período anterior. Esta menor

participación de mercado obedece al fuerte incre-

mento del consumo nacional (demanda), como

resultado de la severa restricción de gas natural

argentino, que tuvo que suplirse principalmente

con importación de diesel y petróleos combusti-

bles, volúmenes que no se consideran para el

cálculo de la participación de mercado.

Entre las ventas nacionales, el producto más

vendido fue el petróleo diesel, con 6,7 millones

de m3 (115.300 barriles/día) y una participación

de mercado de 70,6%; seguido por la gasolina

vehicular, con una venta de 2,8 millones de m3

(48.400 barriles/día) y con una participación de

mercado de 90,1%.

Los volúmenes siguientes corresponden al pe-

tróleo combustible, con ventas de 2,6 millones

de m3 (45.400 barriles/día) y una participación de

mercado de 97,6%; y gas licuado, con 1,2 millón

de m3 (21.300 barriles/día) y una participación de

mercado de 58,6%. Las ventas restantes corres-

ponden a productos en que tradicionalmente

ENAP tiene una participación de mercado muy

cercana al 100,0% entre los que se cuentan ke-

rosene, productos industriales y olefinas.

Cabe destacar que del total de las ventas, 12,1

millones de m3 (208.500 barriles/día) correspon-

dieron a producción propia, lo que representa el

72% del total. El 28% restante fue abastecido

con importaciones que ascendieron a 4,7 millo-

nes de m3 (81.700 barriles/día), donde el princi-

pal producto fue el diesel con 3,1 millones de m3

(54.100 barriles/día), que equivale al 66% de

este volumen.

parTicipación de mercado de enap en 2007

ciFras en mm3VenTas

nacionalesconsumo nacional

parTicipación de mercado

imporTaciones exporTaciones

Gas Licuado 1.238 2.114 58,6% 379 188

Gasolina Vehicular 2.812 3.121 90,1% 720 807

Kerosene 1.068 1.063 100,0% 306 0

Diesel 6.693 9.485 70,6% 3.139 342

Petróleo Combustible 2.638 2.704 97,6% 192 95

Productos Industriales y Otros (*) 620 619 100,0% 8 344

ToTal 15.068 19.106 78,9% 4.744 1.776

(*) Incluye Propileno, Etileno, Naftas, Solventes y Asfalto entre otros.

Línea de negocios de Refinación y Logística

inVersiones de línea r&l de enap en 2007

Filial mmus$

Enap Refinerías S.A. 143,5

Refinería Aconcagua 67,2

Refinería Bío Bío 75,4

Depto de Almacenamiento y

Oleoductos0,9

R&L Magallanes 2,1

Aportes de Capital 18,8

ToTal 164,4

Estas inversiones se orientaron a mejorar la cali-

dad de productos, aumentar la capacidad de pro-

ducción, adecuar las instalaciones a normativas

medioambientales y de seguridad, y a aumentar

la confiabilidad en suministros, entre otros.

inVerSioneS

Durante 2007 la Línea de Negocios de R&L

desarrolló inversiones por un monto de

US$ 164,4 millones, las cuales fueron realizadas

en sus filiales de la siguiente forma:

95

refinaCión l

ogíStiCa y

Com

erCializaCión

95

VolVer al índiCe

exPortaCioneS de enaPen 2007 mileS de m3

GASOLINA

Incluye las GasolinasIntermedias y Naftas.

GAS LICUADO

TOTAL

DIESEL

97

96

VolVer al índiCe

97

ProyeCtoS ejeCutadoS

Con reCurSoS ProPioS

En el 2007 finalizó la ejecución de un conjunto

de proyectos, entre los cuales destacan los si-

guientes en Refinería Aconcagua:

Producción de Diesel de Bajo Azufre, que >

permite aumentar la capacidad de producción

de diesel y mejorar la calidad de éste median-

te la reducción del contenido de azufre.

Adecuación del Terminal Quintero para bu- >

ques de gran tamaño del tipo Very Large

Crude Carrier (VLCC) y estanques de crudo.

Nuevas instalaciones eléctricas con el pro- >

pósito de ampliar la infraestructura para su-

ministro de energía externa a la Refinería y

permitir la alimentación de las nuevas unida-

des de proceso, mejorando además la con-

fiabilidad del sistema.

Relocalización de la Sala de Control Nº 2, con >

el objetivo de aumentar la seguridad del per-

sonal que trabaja en la sala de control del

área de procesos, especialmente en casos

de emergencias.

Mejoramiento del Sistema Contra Incendio >

y reemplazo de una caldera de vapor en el

Terminal Quintero, lo que a su vez permitió

la normalización de instalaciones, para dar

cumplimiento al Decreto Supremo N°90/96

y adecuar éstas al procesamiento de crudos

pesados.

En Refinería Bío Bío destaca la culminación de

los siguientes proyectos:

Durante 2007 se ejecutó y se puso en mar- >

cha la remodelación de la planta de Hidrocra-

king Severo, lo que completó las obras que

se desarrollaron durante 2006 y que consis-

tieron en aumentar la capacidad de la planta

de Desulfurización de Diesel. Estas unidades

están destinadas a la producción de diesel

de bajo azufre.

Sistema de Alarmas por Alto Nivel en Estan- >

ques de Almacenamiento.

Bombas Spare para productos de la Planta >

de Coker.

Instalación de separadores para cargas en >

plantas de azufre.

Normalización de la alimentación de Gas Oil >

para la Unidad MHC y Control de Emisiones.

ProyeCtoS en deSarrollo

En Refinería Aconcagua, los proyectos de mayor

importancia que se encontraban en desarrollo

durante el ejercicio 2007 eran los siguientes:

Nueva Unidad de Alquilación. > Durante el año

se completó la fase de “Front End Egineering

Design” (FEED), cuya finalidad es mejorar

las estimaciones de costos del proyecto,

considerando los recientes aumentos en el

valor del acero, los equipos y los contratos.

Construcción de la Unidad de Topping 3. > Se

completó el desarrollo de la ingeniería básica

y se ha avanzado en la obtención de los per-

misos ambientales así como en la prepara-

ción de antecedentes para iniciar el proceso

de licitación de la fase de construcción.

Adecuación a Normas y Mejoramiento del >

Sistema Contra Incendio. Su objetivo es ade-

cuar las instalaciones a la normativa vigente.

Se está efectuando una reposición parcial y

un importante mejoramiento de instalacio-

nes que se encuentran deterioradas o que

no cumplen con la normativa.

Nueva caldera en Área de Suministros. > El

proyecto tiene por objetivo incrementar la

capacidad instalada de generación de vapor

de 600 Psi en el área suministros de la Refi-

nería, con el fin de mejorar la confiabilidad de

este servicio en las unidades de procesos.

A su vez, en Refinería Bío Bío se estaban desa-

rrollando los siguientes proyectos:

Adecuación de la Refinería para crudos pesa- >

dos. El objetivo es adecuar las unidades de

fraccionamiento primario que permitan incor-

porar crudos más pesados a su canasta de

refinación.

Unidad de Desulfurización de Nafta de FCC*. >

Este proyecto se encuentra próximo a iniciar

su puesta en marcha y su objetivo es reducir

el contenido de azufre en las gasolinas.

Línea de negocios de Refinación y Logística

*Fluid catalytic cracking

164uS$

milloneSFue el monto de inversión de la

Línea R&L en 2007.

97

refinaCión l

ogíStiCa y

Com

erCializaCión

97

VolVer al índiCe

Estanques de almacenamiento de diesel y >

gasolina. Con la ejecución de este proyecto

se podrá atender de forma más eficiente los

embarques de productos, al aumentar el ta-

maño de los estanques y manejar un mayor

rango de calidades, necesarias para las

exportaciones.

Nuevo terminal marítimo en San Vicente. > Este

proyecto, que implica la construcción de un

muelle tipo pasarela y la instalación de las

tuberías necesarias para conectar los barcos

con la estación de transferencia ubicada en

tierra, se está desarrollando en el marco del

Plan de Ordenamiento del Borde Costero de

la Bahía de San Vicente.

ProyeCtoS iniCiadoS en 2007

Dentro del conjunto de nuevos proyectos inicia-

dos el 2007 en Refinería Aconcagua destacan

los siguientes:

Ampliación Capacidad para Producción de >

Diesel de Bajo Azufre. El proyecto consiste en

duplicar la capacidad de procesamiento de la

unidad existente de Hidrotratamiento de

Diesel de 3.500 m3/día a 7.000 m3/día. Esto

se logrará con la instalación de un segundo

tren de reacción que tendrá las mismas ca-

racterísticas y capacidades del actual, ope-

rando en paralelo con éste.

Construcción de Unidad de Hidrocracking >

Severo. El objetivo es aumentar la produc-

ción de diesel de bajo contenido de azufre.

Esta unidad y sus plantas anexas forman

parte de la expansión mayor de la Refinería

Aconcagua, que incluye, entre otros, la nue-

va unidad de Topping y Vacío, el Segundo

Tren de Reacción de la Nueva Unidad de

Hidrotratamiento de Diesel, plantas auxilia-

res de tratamiento, offsites, etc. Durante

2007 se seleccionó la tecnología y se adju-

dicó e inició la ejecución de la ingeniería

básica.

En 2007 comenzó el desarrollo de los siguientes

proyectos en Refinería Bío Bío:

Estudio para la Ampliación de Capacidad de >

Refinación. El estudio considerará las factibi-

lidad de ampliación tanto en la capacidad de

procesar crudos (Topping y Vacío) como en

las capacidades de conversión (plantas se-

cundarias de procesamiento), con una visión

que tome en cuenta todo el parque refinador

de ENAP.

Otros proyectos iniciados. > Instalación de un

sistema de control automático para mezcla-

do de diesel; red de monitoreo ambiental y

de sellos dobles para bombas de procesos;

normalización de instalaciones para la protec-

ción de estructuras y equipos; implementa-

ción de sugerencias de seguridad; mejora-

miento del Sistema Contra Incendios de

acuerdo con las normativas vigentes; y me-

joramientos en el área de movimiento de

productos y en los sistemas de recepción y

entrega de productos desde y hacia los

terminales.

ProyeCtoS en aSoCiaCión Con terCeroS

Complejo de Coker en Refinería Aconcagua. >

Su construcción terminará en el segundo

trimestre de 2008 y representa una inversión

de US$ 430 millones. Permitirá a Refinería

Aconcagua reducir sus costos de produc-

ción, aumentando la utilización de crudos

pesados, disponibles en América Latina.

Junto con ello, permitirá adecuarse a los re-

querimientos futuros de la demanda que

implica un mayor consumo de diesel y un

menor consumo de petróleos combustibles

pesados. Durante 2007 se completó la inge-

niería de detalles y el suministro de equipos

y materiales, y se ha desarrollado la mayor

parte de la construcción. Al término del ejer-

cicio presentaba un avance global del 95%.

Área ContratiStaS en refinería aConCagua

ModeRnas instaLaciones que peRMitiRán MejoRaR Las condiciones de vida de Los

tRabajadoRes contRatistas, inauguRó eL 24 de eneRo de 2007 RefineRía aconcagua.

de esta foRMa se cuMpLió uno de Los coMpRoMisos estabLecidos en eL “pRotocoLo

de gestión LaboRaL fRente a Las eMpResas contRatistas”, fiRMado eL 15 de dicieMbRe

de 2004.

marCa Primax en eCuador

La coLigada de enap en distRibución MinoRista, pRiMax,

Lanzó oficiaLMente en novieMbRe de 2007 su MaRca en

ecuadoR, aL ReabRiR en quito 17 estaciones de seRvicio

que antes peRtenecieRon a sheLL, con una nueva

iMagen coRpoRativa. estas se suMan a Las inauguRadas

anteRioRMente en guayaquiL y cuaco, totaLizando 62

puntos de ventas de coMbustibLes en ese país.

VolVer al índiCe

99

98

exporTaciones de combusTibles de enap en 2007

2007 (mm3 ) argenTina perú ecuadoramérica cenTral

usa ToTales

Gas Licuado 0,0 175,5 12,9 188,4 10,6 %

Gasolinas 28,4 111,4 699,3 297,9 1.136,9 64,0 %

Diesel 52,6 289,1 341,7 19,2 %

Fuel Oil 20,0 75,2 95,2 5,4 %

Otros 14,0 14,0 0,8 %

ToTal 81,0 400,5 175,5 732,1 387,1 1.776,2 100,0 %

exPortaCioneS

Durante 2007 ENAP exportó 1,8 millón de me-

tros cúbicos de productos derivados del petró-

leo, lo que equivale al 13,6% de la producción

total de sus refinerías. Este volumen representa

una disminución de 33,5% respecto de 2006.

América Central fue el principal destino de las

exportaciones de ENAP en 2007, con el 41,2%

de éstas. Los principales productos exportados

a esta zona fueron gasolina y fuel oil (95,5% y

2,7%, respectivamente) .

Perú fue el segundo destino de las exportaciones

de ENAP, con el 22,5% de éstas. Dicho volumen

Línea de negocios de Refinación y Logística

de exportación fue similar con respecto a 2006,

siendo los principales productos exportados,

gasolinas con 27,8% y diesel con 72,2%.

Los principales destinos después de Perú fueron

Estados Unidos, con 387.100 de metros cúbicos,

seguido de Ecuador y Argentina con 175.500 y

81.000 metros cúbicos, respectivamente.

Las gasolinas continuaron siendo el principal

producto de exportación de ENAP, con 64,0%

del volumen total exportado. En segundo y tercer

lugar se ubicaron el diesel y el gas licuado de

petróleo, con 19,2% y 10,6%, respectivamente.

El 6,2% restante del volumen total exportado

correspondió al fuel oil y productos industriales,

siendo Estados Unidos el principal destino.

r&l en el exterior

Enap Refinerías S.A. cuenta con la filial MANU

para ejecutar las operaciones de importación de

combustibles en Perú. A su vez desarrolla activi-

dades de retail en este país a través de la coligada

Primax S.A.; y también en Ecuador, mediante su

participación en la coligada Holding Primax.

VolVer al índiCe

99

refinaCión l

ogíStiCa y

Com

erCializaCión

AMÉRICA CENTRAL

USA

ECUADOR

PERÚ

ARGENTINA

deStino exPortaCioneS enaP

101

100

VolVer al índiCe

101

DIESEL

GASOLINA

origen del Crudo ProCeSado en refinería gregorio

exPortaCioneS de enaP al Sur de argentina

n 2007 se comercializó en la XII Región,

Zona Central, y en el mercado del sur

argentino, gasolina, kerosene y diesel un vo-

lumen de 270.000 m³. La demanda del mer-

cado regional se abastece 100% con produc-

ción propia.

ProduCCión en Planta de Cabo negro

La producción de la Planta de Cabo Negro alimen-

tada de gas natural proveniente del suministro

nacional y mayoritariamente de los cuatro conve-

nios de importación vigentes con productores de

la cuenca austral de Argentina, registró una dismi-

nución de 8,6% respecto del período anterior,

debido a las restricciones gubernamentales argen-

tinas a las exportaciones. La producción total de

esta Planta fue de 853.000 m³ de propano, butano

y gasolina natural. De esta cifra 183.000 m³ co-

rrespondieron a butano del Consorcio Cuenca

Marina Austral.

Los embarques de gas licuado de petróleo

(GLP) desde Cabo Negro hacia la Zona Central

del país alcanzaron los 707.000 m³ en el año.

E

ARGENTINA

ANGOLA

TAILANDIA

OTROSARZERBAIYÁN

NACIONAL

GABÓN

COLOMBIA

ARGENTINA

OTROS NACIONAL

año 2007 (559 mm³)

año 2006 (780 mm³)

Refinación y Logística en MagaLLanes

101

refinaCión l

ogíStiCa y

Com

erCializaCión

101

VolVer al índiCe

Por otra parte, entre los meses de octubre y di-

ciembre de 2007 se realizó exitosamente la ins-

pección, mantenimiento y calibración del estanque

refrigerado de butano (16.000 m3), la cual permitió

comprobar el buen estado general del mismo.

refinería gregorio

Debido a la restricción casi total de las exporta-

ciones argentinas de petróleo, la producción de

esta Refinería bajó en 28% en 2007, respecto

del ejercicio precedente. Mientras en 2006 se

produjeron 780.000 m3, en 2007 el volumen

alcanzó 559.000 m3, lo que implicó un cambio

en la canasta de crudos a refinar y de la logística

asociada.

En 2007 se continuó abasteciendo de gasolina

y petróleo diesel al sur argentino con un volu-

men que alcanzó a 72.000 m3, cifra similar a la

de 2006.

reConVerSión laboral

En el ámbito de Recursos Humanos, en 2007 se

realizó el proceso de reconversión laboral para

que un grupo de seis trabajadores que se desem-

peñaban como capataces y jornaleros especiali-

zados adquirieran las competencias necesarias

para realizar funciones de operadores de termi-

nales. Este proceso cumple lo establecido en el

Protocolo de Desarrollo de las Personas y Exce-

lencia en el Desempeño, suscrito por las federa-

ciones de trabajadores de la Empresa.

Calidad y medio ambiente

En 2007 se realizó el levantamiento de informa-

ción medioambiental de las instalaciones de

R&L en Magallanes, en las áreas de Gregorio y

Cabo Negro, tomando como referencia los re-

quisitos de la Norma ISO 14001. En este senti-

do, la firma Bureau Veritas realizó la tercera au-

ditoria de Certificación al Sistema de Gestión de

Calidad de R&L de Magallanes. El resultado de

la auditoría reveló que este Sistema ha conti-

nuado evolucionando favorablemente.

ProyeCtoS de inVerSión

La cartera de proyectos de 2007 en R&L de

Magallanes concluyó con desembolsos por

US$ 2,1 millones y uno de los principales pro-

yectos concluidos fue la construcción de un

patio de carga en Refinería Gregorio, para ase-

gurar la distribución de diesel y de kerosene en

la XII Región. Esta obra también reduce el cos-

to del transporte de diesel que se exporta al

sur argentino y optimiza el almacenamiento de

combustibles en Cabo Negro.

Actualmente se encuentran en desarrollo, los

siguientes proyectos: reemplazo de calderas;

reemplazo de generadores; adecuación de Re-

finería Gregorio para procesamiento de canasta

de crudos; instalación de recuperador de vapo-

res de nafta; mejoramiento de generación eléc-

trica en Planta de Cabo Negro; y reposición de

bombas para cargamento de crudo en Terminal

Gregorio.

103

102

VOLVER AL ÍNDICE

103

ENAP REfiNERíAs s.A.

EN NOViEMBRE DE 2007, EN ECUADOR, A TRAVÉs DE LA MARCA PRiMAX, sE iNAUGURARON 17 EsTACiONEs DE sERViCiO. EsTAs sE sUMAN A LAs iNAUGURADAs ANTERiORMENTE EN GUAYAQUiL Y CUACO, TOTALiZANDO 62 PUNTOs DE VENTAs DE COMBUsTiBLEs EN EsE PAís.

3. Marcos Varas Alvarado

Director

Técnico Operador

RUT: 10.409.044-3

5. Yerko Ljubetic Godoy

Director

Abogado

RUT: 8.077.485-0

6. Paula Hidalgo Mandujano

Directora

Ingeniero Comercial

RUT: 12.885.835-7

6. Guillermo del Valle de la Cruz

Director

RUT: 7.379.488-9

103

ENAP R

EFINERÍAS S

.A.

103

VOLVER AL ÍNDICE

Notas(1) El 27 de abril de 2007, la Junta Ordinaria de Accionistas designó como Directores de la Sociedad a las señoras Berta

Belmar Ruiz y Paula Hidalgo Mandujano; y a los señores Gabriel Aldoney Vargas, Guillermo del Valle de la Cruz, Sergio Galán Bidegaín, Yerko Ljubetic Godoy, Marcos Varas Alvarado y Enrique Dávila Alveal.

(2) En sesión ordinaria de 29 de agosto de 2007, el Directorio de Enap Refinerías S.A designó como Director de la sociedad al señor Christian Kúsulas Cervelló.

7. Christian Kúsulas Cervelló (2)

Director

Economista

RUT: 6.584.476-1

1. Enrique Dávila Alveal (1)

Presidente

Economista

RUT: 5.032.869-4

2. Gabriel Aldoney Vargas

Director

Ingeniero Mecánico

RUT: 5.596.718-0

4. Berta Belmar Ruiz

Directora

Abogado

RUT: 5.328.023-4

7. Sergio Galán Bidegaín

Director

Ingeniero Comercial

RUT 6.825.236-9

Enap Refinerías S.A.

105

104

VOLVER AL ÍNDICE

105

SÍNtESIS DE LA gEStIóN

Los resultados obtenidos por Enap Refinerías S.A.

en 2007 reflejan las condiciones internacionales

de mercado, que se caracterizaron por el aumento

sostenido de los precios de los crudos. Estos fue-

ron compensados en parte por el buen nivel de los

márgenes de refinación.

De este modo, el margen producto-crudo fue

superior al proyectado. Es así como el margen

primo unitario, entendido como el precio de

venta menos el costo del petróleo crudo incor-

porado en los productos vendidos, fue 10%

superior al proyectado para el año, en tanto que

las ventas totales, incluyendo las exportaciones,

alcanzaron a los 16,8 millones de m3, volumen

que representa un 7% por sobre las de 2006.

Lo anterior fue compensado por el efecto nega-

tivo que tuvo la crisis de abastecimiento de gas

natural argentino en los costos operacionales y

financieros de la empresa, ya que fue necesario

reemplazarlo por combustibles de producción

propia que tienen un mayor valor. Además se

suma el aumento en la energía eléctrica y en los

costos de la logística, provocado por el mayor

volumen de importacion de diesel

En 2007 se registraron dos incidentes operati-

vos que también afectaron transitoriamente las

actividades productivas. Fue el caso del derra-

me de petróleo crudo ocurrido en la bahía de

San Vicente el 25 de mayo; y la inflamación de

un enfriador de aire de la Planta de Reformación

Catalítica de Refinería Aconcagua el 9 de octu-

bre, y que costó la vida a un trabajador de una

empresa contratista.

La puesta en marcha de nuevas plantas para

aumentar la calidad de los productos y la mate-

rialización de importantes acuerdos con terceros

para desarrollar nuevos proyectos, fueron hitos

claves de la gestión 2007 de esta filial de ENAP,

que apuntan a posicionar a la Empresa como la

mayor compañía de refinación de petróleo de la

costa del Pacífico de América Latina

RESuLtADOS

Los resultados de Enap Refinerías S.A. para este

período arrojaron una utilidad de US$ 20,8 millo-

nes, cifra que se compara favorablemente con la

pérdida de US$ 75,6 millones del año anterior.

Esto se explica por un resultado operacional de

US$ 82,4 millones, y por un resultado no opera-

cional negativo de US$ 55,4 millones, originados

fundamentalmente por gastos financieros.

En el ámbito de las operaciones, el volumen de

refinación, incluyendo crudos y cargas comple-

mentarias, alcanzó a 12,1 millones de m3. La

producción fue de 11,7 millones de m3, siendo los

principales productos el diesel y la gasolina, con

29% y 23% de la canasta, respectivamente. En-

tre otros indicadores de la operación alcanzados

en 2007 están el rendimiento volumétrico con

97,3% y la disponibilidad de plantas de 92,7%

(promedio refinerías Aconcagua y Bío Bío).

En 2007 el volumen total de ventas al mercado

nacional fue de 14,9 millones de m3, cifra que re-

presenta una participación de mercado de 77,9%.

Por su parte, las exportaciones alcanzaron a 1,7

millones de m3 que representan el 9,9% del total

de productos vendidos por Enap Refinerías.

FINANCIAmIENtO DE INVERSIONES

Las fuentes de financiamiento de los proyectos

de inversión de Enap Refinerías S.A. proviene

principalmente del ítem depreciaciones y casti-

gos, así como por capitalización o retención de

utilidades cuando existen, saldos de caja y en-

deudamiento con la matriz.

Es política de la matriz ENAP financiar los déficit

de caja de sus filiales, provenientes de sus ope-

raciones y/o ejecución de sus planes de inver-

siones. El endeudamiento de la Filial con la

Matriz se indexa a una tasa de interés flotante,

considerando el costo all in logrado por ENAP

en el mercado financiero nacional o internacio-

nal, sobre la base de la tasa Libor.

ENAP Refinerías S.A. no tiene endeudamiento

en el mercado de capitales o con bancos

comerciales.

PROyECtOS DE INVERSIóN

Durante el ejercicio 2007 el desembolso en inver-

siones de Enap Refinerías alcanzó los US$ 143,5

millones. Al incluir los desembolsos de aportes

de capital a proyectos desarrollados con terceros,

esta cifra llega a US$ 155,1 millones.

DEPARtAmENtO DE ALmACENAmIENtO

y OLEODuCtOS (DAO)

Durante 2007 el Departamento de Almacena-

miento y Oleoductos de Enap Refinerías S.A.

(DAO), encargado de la logística de Enap Refine-

rías, realizó inversiones por US$ 900.000 en

proyectos destinados a la optimización y mejora-

miento en la seguridad de las instalaciones y a su

adecuación a las normativas medioambientales.

Entre los proyectos finalizados destacan el me-

joramiento de los sistemas de carga y descarga

de camiones de gas licuado de petróleo (GLP)

y la normalización de los sistemas contra incen-

dio de las plantas de Maipú y Linares. Se en-

cuentra también en desarrollo la Construcción

de un estanque para kerosene doméstico en la

Planta Maipú del DAO.

Además, durante 2007 se iniciaron y actualmen-

te se encuentran en desarrollo proyectos desti-

nados a la reposición de cañerías del sistema

contra incendios en la Planta Linares y a la nor-

malización del sistema contra incendio en la

Planta San Fernando.

ENAP REFINERÍAS S.A .ENAP REFINERÍAS S.A .

105

ENAP R

EFINERÍAS S

.A.

105

VOLVER AL ÍNDICE

InversIones de enap refInerías s.a. en 2007

fILIaL MMUs$

Enap Refinerías S.A. 143,5

Refinería Aconcagua 67,2

Refinería Bío Bío 75,4

Depto Almacenamiento y Oleoductos 0,9

Aportes de Capital 9,6

ToTaL 153,1

107

106

VOLVER AL ÍNDICE

107

gEStIóN DE RECuRSOS HumANOS

La gestión de recursos humanos de Enap Refi-

nerías S.A. en 2007 estuvo orientada a profun-

dizar el nuevo Plan Común de Empresa 2007-

2011.

Durante el período se apreció un importante avan-

ce en las acciones orientadas a la articulación de

herramientas para el mejoramiento continuo de la

gestión; y el mejoramiento de la calidad de vida de

los trabajadores, tanto de los trabajadores que la-

boran en régimen de turno como en horario admi-

nistrativo normal.

Se observaron también importantes avances en

el proceso de levantamiento de competencias

laborales y en la orientación de los planes de

capacitación; en el desarrollo integral de las

personas; y en actividades orientadas al logro

de los objetivos estratégicos de la Empresa.

Las relaciones con los representantes sindicales

se dieron en un ambiente de mutuo respeto,

confianza, amplia participación y comunicación

expedita. Destacan en este plano la participación

de las federaciones de Trabajadores y de Profe-

sionales y Supervisores en la evaluación periódi-

ca de los protocolos que forman parte del PCE.

ENAP REFINERÍAS S.A .

Durante el ejercicio se constituyeron los Conse-

jos PCE Locales, compuestos por los gerentes

locales y sus ejecutivos, y por las directivas sin-

dicales correspondientes, los cuales velarán por

la aplicación del PCE y sus Protocolos comple-

mentarios a su realidad, incluyendo iniciativas

de ejecución local.

PROyECCIóN HACIA LA COmuNIDAD

En el plano de las relaciones con la comunidad,

es destacable la contribución de Enap Refinerías

S.A. en proyectos sociales para mejorar las con-

diciones de empleabilidad de trabajadores ce-

santes y ayudar en el mejoramiento del nivel

educacional y formación en oficios a jóvenes y

adultos. Esto se ha traducido en el financiamien-

to de cursos de especialización a través del

programa de becas que impulsa el Gobierno,

con el apoyo del Servicio Nacional de Capacita-

ción y Empleo (Sence). En la Quinta Región se

realizaron ocho actividades de este tipo que

beneficiaron a pobladores de Concón, Puchun-

caví y Quintero; y en la Octava Región se reali-

zaron cuatro programas de formación orienta-

dos a los hijos de los trabajadores pesqueros de

las comunas de Hualpén y Talcahuano.

Estos programas de capacitación se han gestio-

nado con la intermediación del Organismo Técni-

co Intermedio de Capacitación (OTIC) de la Cá-

mara Chilena de Construcción, los que mediante

licitación se adjudican a organismos técnicos de

capacitación (OTEC). Los postulantes son con-

vocados a través de las oficinas de intermedia-

ción laboral de las respectivas Municipalidades.

Por otra parte, año a año Enap Refinerías S.A.

convoca a estudiantes de distintos estableci-

mientos educacionales para que realicen prácti-

cas laborales, tanto del nivel profesional como

de la educación dual.

LEVANtAmIENtO DE COmPEtENCIAS

En el marco del PCE y de las políticas de recur-

sos humanos de la Empresa, en 2007 se conti-

nuó avanzando en el Proyecto de desarrollo de

un Sistema Integral de Recursos Humanos ba-

sado en Competencias.

Como parte del desarrollo de este proceso los

trabajadores y los ejecutivos de la Empresa han

aportado la información necesaria para describir

NuEVO OLEODuCtO EN QuINtERO

CON LA PREsENCiA DE EjECUTiVOs DE ENAP REfiNERíAs s.A;

DE PETRóLEOs MARiNOs DE ChiLE LTDA., Y DE LOs ALCALDEs

DE QUiNTERO Y DE PUChUNCAVí, EL 4 DE jULiO DE 2007

sE DiO iNiCiO A LA CONsTRUCCióN DEL OLEODUCTO QUE

UNiRá EL TERMiNAL GREDA ALTA DE PETRóLEOs MARiNOs

DE ChiLE LTDA., UBiCADO EN PUChUNCAVí, CON EL TERMiNAL

MARíTiMO DE ENAP EN QUiNTERO.

107

ENAP R

EFINERÍAS S

.A.

107

VOLVER AL ÍNDICE

los procesos principales y sus productos. Esta

información base es necesaria para reunir las

competencias asociadas a dichos procesos. La

información recogida ha sido revisada y validada

por un equipo conformado por los jefes de de-

partamentos, los jefes de división y por trabaja-

dores representantes de los distintos roles. Las

distintas fases del proyecto se han realizado en

forma paralela en Refinería Aconcagua y Refine-

ría Bío Bío.

Como producto de la evaluación se han detec-

tado las brechas de competencias que, a su vez,

son incluidas en el Plan Anual de Capacitación

de cada departamento.

DOtACIóN DE ENAP REFINERÍAS S.A.

REFINERÍAACONCAGUA

(Incluye DAO)

REFINERÍABÍO BÍO

TOTAL

TOTALES

TOTAL EMPRESATOTAL

Ejecutivos

Profesionales

Técnicos y trabajadores dediferentes especialidades

109

108

VOLVER AL ÍNDICE

109109109

108

CAPACItACIóN

En 2007 la capacitación estuvo orientada al ne-

gocio de la refinación, optimización de procesos,

desarrollo de habilidades directivas y desarrollo

de las competencias técnicas de los trabajadores

en sus respectivas áreas de trabajo.

En Refinería Aconcagua se levantaron brechas

de competencias técnicas críticas declaradas

por el Plan Común de Empresa para 546 traba-

jadores de las áreas de Producción, Manteni-

miento, Almacenamiento y Terminales y Alma-

cenamiento y Oleoductos. Se realizaron las

evaluaciones en los departamentos de Almace-

namiento y Oleoductos, Mantenimiento, Pro-

ducción y Almacenamiento y Terminales.

En Refinería Bío Bío se dio cobertura a más del

70% de total de la dotación con competencias

para la gestión y desarrollo de la organización,

destacando el cierre de catálogos de competen-

cias durante 2007 en los Departamentos de

Tecnología de la Información, Aprovisionamien-

to, Almacenamiento y Terminales y Producción.

Contratos, Personal, Planeamiento y Gestión.

ENAP REFINERÍAS S.A .

NEgOCIACIONES COLECtIVAS

Durante el ejercicio se realizaron dos procesos

de negociación colectiva, una con el Sindicato

de Turnos de Refinería Aconcagua; y otra con el

sindicato de Profesionales de Refinería Bío Bío.

Ambos procesos se realizaron en un ambiente

de armonía, que permitió llegar a acuerdos sa-

tisfactorios para las partes, dentro del plazo

estipulado por la ley.

gEStIóN DE DOtACIONES

Con el propósito de focalizar la dotación en pro-

cesos centrales del negocio, en condiciones de

flexibilidad laboral, se determinaron las dotacio-

nes necesarias en procesos de soporte por

unidad de negocio, considerando los efectos de

la Ley de Subcontratación, y se definieron solu-

ciones para adecuar la dotación actual a la nece-

saria (desvinculación, reubicación, reconversión

y contratación, retiros anticipados).

En Refinería Aconcagua se realizó una regulari-

zación de subcontratistas, con el fin de disponer

de un sistema integral de gestión de contratistas

que garantice el pleno cumplimiento del Proto-

colo y de la normativa legal. Con fecha 24 de

abril de 2007 se constituyó el Comité Paritario

de Faena.

gEStIóN AmbIENtAL

Durante 2007 las refinerías de Aconcagua y Bío

Bío continuaron trabajando en la adecuación de

sus sistemas de Gestión Ambiental a la Norma

ISO 14.001. Al mismo tiempo siguieron desa-

rrollando controles de emisiones atmosféricas,

residuos industriales sólidos y líquidos, olores

y ruido.

El derrame de petróleo crudo ocurrido en la Ba-

hía de San Vicente, el 25 de mayo de 2007, fue

controlado a través de los planes de contingen-

cia existentes. Como consecuencia de este in-

cidente, se generó el documento “Procedimien-

tos Operativos Terminales Marítimos Refinería

Bío Bío”, y se incorporaron espacios de diálogo

con nuevos stakeholders relacionados con la

actividad pesquera del lugar, creándose una

mesa de trabajo con la Federación Regional de

Pescadores Artesanales y conformada además

por las autoridades de gobierno y de la Gober-

nación Marítima.

109

ENAP R

EFINERÍAS S

.A.

109

VOLVER AL ÍNDICE

109109

HORAS CONTRATADAS

TOTAL

ACONCAGUAIncluye DAO BÍO BÍO

HORAS DE CAPACITACIÓN

TASA DE CAPACITACIÓN

Aconcagua

Bío Bío

PROMEDIO:

TOTAL

ACONCAGUAIncluye DAO BÍO BÍO

CAPACItACIóN LAbORAL ENENAP REFINERÍAS 2007

VOLVER AL ÍNDICE

111

110

VOLVER AL ÍNDICE

111

SIPETROL Subsidiaria Buenos AiresSIPETROL Subsidiaria Oficinas Río GallegosCuenca Neuquén Bloque La Invernada Cuenca Austral Bloque Área Magallanes Bloque CAM 2-A SurBloque CAM 3Bloque CAM 1Cuenca Golfo de San JorgeBloque Campamento Central Cañadón PerdidoBloque Pampa del Castillo

113

112

VolVer al índiCe

enap en eL Mundo

113

PRODUCTOs ENAP

Productos de terceros

Productos de empresas asociadas

Butano

PropanoPropelene

Combustible para

encendedores y aerosoles Bencina blanca

Diluyentes

Solventes para minería

Kerosene doméstico

Kerosene de aviación JET A1

Aguarrás

Benceno

Xileno

Die

sel C

iuda

d

Die

sel b

Fuel

oi N

6l

Com

bust

ible

mar

ino

IFO

380

Com

bust

ible

mar

ino

IFO

180

Gas natural industrial

y domiciliarioMetanol

Coque

Impermeabilizantes

Cemento Asfáltico

Gasolina 97 oct.

Gasolina aviación (100/130)

Gasolina 95 oct.

Gasolina 93 oct.

Plásticos de baja densidad

Plásticos de alta densidad

Polipropileno

Etileno

Polietileno

Propileno

soCIedadfeCHa de

ConsTITUCIÓn

CapITaL sUsCrITo Y paGado

oBJeTo soCIaL

dIreCTorIo de La soCIedad

eJeCUTIvos prInCIpaLesvpp

enap eJeCUTIvos de enap en CoLIGada reLaCIones CoMerCIaLes aCTos o ConTraTos CeLeBrados

proporCIÓn de La InversIÓn soBre eL ToTaL

de aCTIvos de enappresIdenTe Y

vICepresIdenTedIreCTores TITULares Y sUpLenTes

PRIMAX S.A.(Perú)16 de Agosto de

2004US$

58.879.717

Desarrollar, directa o indirectamente, operaciones de importación, industrialización, almacenamiento, depósito aduanero, autorizado o simple, distribución, transporte, comercialización al por mayor o menor y/o demás operaciones, actividades y servicios vinculados con el sector hidrocarburos, incluyendo gas natural, conforme a lo establecido con la Ley General de Hidrocarburos, sus Reglamentos, y demás disposiciones modificatorias y sustitutorias que se dicten o emitan en el futuro.

Presidente: Fernando Feliciano Romero Belismelis

Titulares: Fernando Feliciano Romero Belismelis; Luis Enrique Romero Belismelis; Guillermo del Valle de la Cruz, Enrique Dávila Alveal. Suplente: Gastón Ramos González.

Gerente General: Marco Antonio Álvarez Echaiz

49%**Directores titulares: Enrique Dávila Alveal y Guillermo del Valle de la Cruz; Director suplente: Gastón Ramos González. Gerente de Comité de Gestión: Yasna Ross.

Comprar y Recibir Productos de Enap Refinerías S.A. para distribuirlos a traves de la red de distribución de Distribuidora Primax S.A.

Contrato de Suministro de Combustibles Líquidos y Otros Productos Derivados de los Hidrocarburos

0,5940 %

PRIMAX HOLDING S.A.(Ecuador)

25 de Julio de 2006

US$ 800

Compra para sí de acciones, participaciones y derechos en otras compañías. De igual manera, la compañía podrá constituirse en la empresa holding o tenedora de acciones, participaciones y derechos de otras empresas tanto en el Ecuador como en el extranjero.

Presidente ejecutivo Marco Antonio Álvarez Echaiz (Representante Legal)

Titulares: Fernando Romero, Luis Romero, Enrique Dávila Alveal; Guillermo del Valle de la Cruz y Marco Antonio Álvarez Echaiz (miembro sin voto).

Presidente: Mario Arze Contreras; Presidente Ejecutivo: Marco Antonio Álvarez Echaiz (Representante Legal).

49%**Enrique Dávila Alveal; Guillermo del Valle de la Cruz. Gerente Comercial: Mario Arze.

0,0000 %

PETROPOWER ENERGÍA LTDA.

22 de Diciembre de 1992

US$ 70.460.824

La sociedad tiene como objetivo desarrollar directamente o a través de terceros, en el territorio nacional o en el extranjero, un estudio de factibilidad, técnico - económico , financiero y jurídico para la construcción y explotación de una planta de coquización retardada, incluida una planta de hidrotratamiento, de cogeneración.

Titulares: Martín Karpenski, John Crider, Ramón Zubizarreta, Jesús Cárdenas, Thierry Desmaris, Carlos Cabeza Faúndez, Sergio Arévalo Espinoza. Suplentes: Thomas A. Kowalczyk, Jaime Carey, Rohit Chib, Anthony Scerbo, Javier Palencia, Juan Carlos Gacitúa Bustos y Alfonso Yáñez Macías.

Gerente General: Ramón Zubizarreta S. 15,00%Carlos Cabeza Faúndez, Sergio Arévalo Espinoza, Juan Carlos Gacitúa y Alfonso Yáñez Macías.

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 del 7 de febrero de 1996; y 5) Electric Energy Agreement, del 2 de mayo de 2000.

0,2572 %

PRODUCTORA DE DIESEL S.A.

15 de Enero de 2004

US$ 8.000.619

Construcción y operación de un complejo destinado a la refinación de productos derivados del petróleo.Presidente: Walton Cherres Cornejo

Titulares: José Luis Gutiérez Rexach; Wilfried Schmedes; Carlos Cabeza Faúndez y Walton Cherres Cornejo. Suplentes: José Luis Tapia B., Patrick Haas, Hugo Fuentes Bizama y Hernán Pinninghoff J.

Gerente General: Fabio de Assis Lobo 45%*Directores titulares: Carlos Cabeza Faúndez y Walton Cherres Cornejo; Directores suplentes; Hugo Fuentes Bizama y Hernán Pinninghoff J.

Servicios de procesamiento de gasoil para la producción de diesel en ENAP refinerías S.A., Bío Bío.

Contrato de procesamiento con Enap Refinerías S.A.: 1) de procesamiento; 2) de operación y mantenimiento; 3) de comodato de terreno.w

0,0909 %

GNL CHILE S.A.16 de Noviembre

de 2005M$ 12.107

Contratar los servicios de GNL Quintero S.A. y utilizar toda la capacidad de almacenamiento, procesamiento y regasificacion de gas natural licuado, de la terminal de regasificación de propiedad de la misma, incluyendo sus expansiones si las hubiere y cualquier otra materia que la sociedad suscriba para usar esa terminal de regasificación.

Presidente: Enrique Dávila Alveal

Titulares: Enrique Dávila Alveal, Rafael Mateo Alcalá y Eduardo Morandé Montt. Suplentes: Sergio Arévalo Espinoza, Claudio Iglesis Guillard y Gonzalo Palacios Vásquez.

Gerente General: Antonio Bacigalupo 33,33%Director: Enrique Dávila Alveal; Director suplente: Sergio Arévalo Espinoza

1) Gas Sales Agreement entre Enap Refinerías S.A. y GNL Chile S.A. y 2) SDA entre Enap Refinerías S.A., GNL Chile S.A. y BG LNG Trading.

0,0000 %

GNL QUINTERO S.A.

9 de Marzo de 2007

MUS$ 17.480

Desarrollo, financiamiento, diseño, ingeniería, suministro, construcción, puesta en marcha, pruebas, conclusión, operación y mantenimiento de un terminal de regasificación de gas natural licuado “GNL” y sus espansiones de haberlas.

Presidente: Enrique Dávila Alveal

Titulares: Ricky Linn Waddell, Carlos Quintana, Enrique Dávila Alveal, Rafael Mateo Alcalá y Eduardo Morandé Montt. Suplentes: Graham Cockroft, Elizabeth Grace Spomer, Sergio Arévalo Espinoza, Claudio Iglesis Guillard y Francisco Gazmuri Schleyer.

Gerente General: Antonio Bacigalupo 20,00%Director: Enrique Dávila Alveal; Director suplente: Sergio Arévalo Espinoza.

1) Contrato de compraventa, entre Enap Refinerías S.A. (ERSA) y GNL Quintero; 2) Contrato de opciones, entre ENAP y GNL Quintero; 3) Contrato de cesión de permisos ambientales entre ENAP y GNL Quintero; 4) Convenio de autorización de ERSA a GNL Quintero; 5) Contrato denominado Tua Direct Agreement entre ERSA (entre otros) y GNL Quintero; 6) Contrato Marco de Arbitraje; 7) Company Guaranty de ENAP a CB&I.

0,0588 %

A&C PIPELINE HOLDING

22 de Diciembre de 1992

US$ 900.000Compañía dedicada a la inversión y financiamiento en general. Controla Oleoducto Trasandino (Argentina) S.A. y Oleoducto Trasandino (Chile) S.A.

Presidente: Gabriel César Grzona; Vicepresidente: Salvador Harambour Palma

Titulares: Gabriel Grzona, Carlos Jiménez López, Salvador Harambour Palma, Hugo Fuentes Bizama, Guillermo Rocchetti. Suplentes: Daniel Rellán, Raúl Ángel Rodríguez, Víctor Briano Peralta, Juan Carlos Gacitúa y Germán Laria.

36,25%Directores titulares: Salvador Harambour Palma y Hugo Fuentes Bizama. Directores suplentes: Víctor Briano Peralta y Juan Carlos Gacitúa Bustos.

No hay relaciones comerciales 0,0016 %

OLEODUCTO TRASANDINO (ARGENTINA) S.A.

22 de Diciembre de 1992

US$ 45.400.000

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.

Presidente: Gabriel César Grzona; Vicepresidente: Salvador Harambour Palma

Titulares: Gabriel Grzona, Carlos Jiménez López, Salvador Harambour Palma, Hugo Fuentes Bizama, Guillermo Rocchetti. Suplentes: Daniel Rellán, Raúl Ángel Rodríguez, Víctor Briano Peralta, Juan Carlos Gacitúa Bustos y Germán Laria.

Gerente General: Eduardo Fernández 35,93%Directores titulares: Salvador Harambour Palma y Hugo Fuentes Bizama. Directores suplentes: Víctor Briano Peralta y Juan Carlos Gacitúa Bustos.

No existen relaciones comerciales 0,0975 %

OLEODUCTO TRASANDINO (CHILE) S.A.

11 de Diciembre de 1992

M$ 14.786.820

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: Gastón Ramos González; Vicepresidente, Gabriel Grzona.

Titulares: Gastón Ramos González, Gabriel Grzona, Guillermo Rocchetti, Hugo Fuentes Bizama y Carlos Jiménez. Suplentes: Walton Cherres Cornejo, Daniel Rellán, Germán Laria, Raúl Rodríguez y Juan Carlos Gacitúa Bustos.

Gerente General: Jaime Pulido Espinosa; Gerente de Administracíon y Finanzas: Ana Charles Coddou; Gerente Regional: Elías Bartulovich Musac.

35,83%Directores titulares: Gastón Ramos González y Hugo Fuentes Bizama; Directores suplentes: Walton Cherres Cornejo y Juan Carlos Gacitúa Bustos.

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

Servicio de alquiler de estanques y cañería. 0,1125 %

ÉTERES Y ALCOHOLES S.A.

10 de Marzo de 2000

MUS$ 6.859

Construcción y Operación de una Planta de DIPE (di-iso-propileter), en terrenos de Enap Refinerías S.A. ubicados en Concón, para prestar en forma exclusiva a ésta, servicios a sus corrientes de propano-propileno.

Presidente: Sergio Arévalo Espinoza

Titulares: Sergio Arévalo Espinoza, Daniel Ramirez Livingstone, Edzard zu Knyphausen, Rodrigo Balivian A., Helmut Muehlemeier. Suplentes: Mario Cúneo B., Andrés Vargas D., Roberto Hahn Weigun, Hernán Águila F. y Fabio de Assis Lobo.

Gerente General: Fabio de Assis Lobo. 41,74%*Sergio Arévalo Espinoza, Daniel Ramirez Livingstone, Andrés Vargas D., Hernán Águila F. y Mario Cúneo B.

Servicio de procesamiento de materias primas para la producción de DIPE, a Enap Refinerías S.A., Refinería Aconcagua.

Contrato de Servicios de Procesamiento, Contrato de comodato y Contrato de Operación, mantenimiento y administración de la Planta con Enap Refinerías S.A.

0,0939 %

PETROSUL S.A.17 de Octubre

de 2001MU$ 7.292

Construcción, operación de dos plantas de Enap Refinerías S.A., una en terrenos ubicados en Concón y otra en terrenos ubicados en Talcahuano, con la finalidad de prestarles en forma exclusiva, a dichas refinerías, servicios de procesamiento de su corriente de gas ácido.

Presidente: Edzard zu Knyphausen

Titulares: Sergio Arévalo Espinoza, Walton Cherres Cornejo, Edzard zu Knyphausen, Helmut Mühlemeier y Hernán Águila Fuentes. Suplentes: Daniel Ramírez Livingstone, Hugo Fuentes Bizama, Fabio de Assis Lobo, Roberto Hahn W., Arturo Wechsler W.

Gerente General: Fabio de Assis Lobo. 47,39%*Walton Cherres Cornejo, Sergio Arévalo Espinoza, Daniel Ramírez Livingstone, Hernán Águila Fuentes, Arturo Wechsler W. y Hugo Fuentes Bizama.

Servicio de procesamiento de corrientes de gas ácido en refinerías Aconcagua y Bío Bío, de Enap Refinerías S.A.

Contrato de Servicio Procesamiento, Contrato de Comodato de Terreno y Contrato de Operación, Mantenimiento y Administración de la Planta con Enap Refinerías S.A.

0,1119 %

COMPAÑÍA LATINOAMERICANA PETROLERA S.A.

31 de Diciembre de 1992

M$ 7.284.016Realizar 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.

Presidente: Jorge Bunster Betteley

Titulares: Jorge Bunster Betteley, Arturo Natho Gamboa, Salvador Harambour Giner, Nelson Muñoz Guerrero, Julio Bertrand Planella. Suplentes: Ramiro Méndez Urrutia, Gonzalo Aspillaga Herrera, Ricardo Budinich Diez, Sergio Azzari Maldonado y Julio Mayanz Csato.

Gerente General: Ramón Concha Barrientos 40,00%*Directores titulares: Nelson Muñoz Guerrero y Julio Bertrand Planella; Directores suplentes: Sergio Azzari Maldonado y Julio Mayanz Csato.

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

0,0892 %

NORGAS S.A.12 de Agosto

de 1996M$ 2.229.636

Importación, exportación y compra de gas licuado de petróleo y su venta a granel a distribuidores mayoristas en la primera y segunda región del país y todas las gestiones técnicas y comerciales relacionadas directamente con las operaciones antes dichas.

Presidente: Mario Fernández Astudillo; Vicepresidente: Gastón Ramos González

Titulares: Mario Fernández Astudillo, Juan Manuel Santa Cruz Munizaga, Osvaldo Rosa Ageitos y Eduardo Groves Muñoz. Suplente: Arturo Zavala Crichton, Félix Lagreze Byrt, Carlos Sánchez Nieto, Gabriel Bauzá Fredes, Miguel Pérez Jeria.

Gerente General: Arturo Zavala Crichton 42,00%Gastón Ramos González, Eduardo Groves Muñoz, Gabriel Bauzá Fredes y Miguel Pérez Jeria

Compra de Gas a Granel y Servicios varios de transporte.

Contrato de Compra de Gas Licuado. 0,0570 %

GEOTÉRMICA DEL NORTE S.A.

29 de Diciembre de 2000

M$ 6.299.321

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

Presidente: Nelson Muñoz Guerrero; Vicepresidente, José Manuel Soffia

Titulares: Valerio Cecchi, Luca Rossini, José Manuel Soffia y Nelson Muñoz Guerrero. Suplentes: Fernando Ramírez, Carlo Zorzoli, Julio Mayanz, Lisandro Rojas.

Gerente General: Óscar Valenzuela 45,37%José Manuel Soffia Celis y Nelson Muñoz Guerrero - Directores

Asesorías Técnicas y Contratos de Servicios.

Contrato de Asesoría Técnica y Contrato Abierto de Servicios. 0,0383 %

EMPRESA NACIONAL DE GEOTERMIA S.A.

5 de Enero de 2001

M$ 6.286.683Investigación, exploración, desarrollo y explotación de energía geotérmica y todas sus actividades complementarias.

Presidente: Nelson Muñoz Guerrero: Vicepresidente: José Manuel Soffia Celis.

Titulares: Valerio Cecchi, Luca Rossini, José Manuel Soffia Celis y Nelson Muñoz Guerrero. Suplentes: Fernando Ramírez, Carlo Zorzoli, Julio Mayanz y Lisandro Rojas.

Gerente General: Óscar Valenzuela Gerente Técnico: Martino Pasti

49,00%Directores titulares: José Manuel Soffia Celis y Nelson Muñoz Guerrero.

Asesorías Técnicas y Contratos de Servicios

Contrato de Asesoría Técnica y Contrato Abierto de Servicios. 0,0264 %

GAS DE CHILE S.A.15 de Marzo

de 1994M$

534.246

Importación, exportación y operación en general de toda clase de combustibles y subproductos derivados, en especial gas natural en cualquiera de sus estados.Adquirir, enajenar, dar o tomar en arrendamiento, uso goce o concesión sus activos. Realizar trabajos de ingeniería e investigacion relacionados con su actividad. Participar en cualquiera clase de asociaciones, en el país o en el extranjero.Invertir en toda clase de bienes muebles e inmuebles e instrumentos financieros con el fin de maximizar el rendimiento de sus excedentes.

Presidente: Eduardo Karrer; Vicepresidente: Víctor Briano Peralta

Titulares: Rosa Herrera Martínez, Victor Briano Peralta, Eduardo Karrer, Edson Luís Mendonça Real. Suplentes: Adolfo Sabando, Exequiel González, Ricardo Peña Vial, Verónica Laura de Santis.

Gerente General: Víctor Briano Pereira 50,00%Director y Gerente General: Victor Briano Peralta; Directora: Rosa Herrera Martínez; Directores suplentes: Adolfo Sabando y Exequiel Gonzalez.

No hay relaciones comerciales 0,0006 %

INNERGY HOLDINGS S.A.

23 de Enero de 1998

M$ 76.990.028

Participar en sociedades cuyo objeto sea comprar, ventar, comercializar y suministrar de Gas Natural o costruir 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: Carlos Rocca Righton

Titulares: Carlos Rocca Righton, Matías Pérez Cruz, César Contreras Sacre, Paul Miller, Felipe Bahamondez Prieto, Víctor Briano Peralta, Rosa Herrera Martínez y Eduardo Cabello Correa. Suplentes: Gerardo Cood Schopke, Carmen Figueroa Deisler, Jacob Calderón de la Fuente, Rodrigo Álvarez Aravena, Luis Parada Hoyl, Francisco del Río Serrano, Adolfo Sabando Pizarro, Exequiel Gonzalez Jeria y Roberto Píriz Simonetti.

Gerente General: José Luis Hernández Vidal 25,00%Directores titulares: Víctor Briano Peralta y Rosa Herrera Martínez. Directores Suplentes: Adolfo Sabando Pizarro y Exequiel González Jeria.

Compra de gas Natural, incluyendo Servicio de Transporte.

Contrato de compra de gas natural. 0,0000 %

ENERGÍA CONCÓN S.A.

25 de Noviembre de 2002

MUS$ 19.500

La construcción y operación de un Complejo de Coquización Retardada, en terrenos de la Refinería Aconcagua de propiedad de Enap Refinerías S.A.; prestar a Enap Refinerías S.A. los servicios de procesamiento de fondos de barril de petróleo crudo para su transformación en productos livianos o alternativamente dar a ésta en arriendo sus instalaciones.

Presidente: Carlos Cabeza Faúndez

Titulares: José Luis Gutiérrez Rexach, Jesús Cadenas Rodríguez, Edzard zu Knyphausen, Daniel Ibarra Moraga y Carlos Cabeza Faúndez. Suplentes: José Luis Tapia Benito, Patricia Barrios Cánepa, Helmut Muehlemeier, Daniel Ramírez Livingstone y Sergio Arévalo Espinoza.

Gerente General: Raúl León Leiva. 49%*Directores titulares: Daniel Ibarra Moraga y Carlos Cabeza Faúndez. Directores Suplentes: Daniel Ramírez Livingstone y Sergio Arévalo Espinoza.

Servicio de procesamiento de fondos de barril de petróleo crudo; operación y mantenimiento de las instalaciones del Complejo.

1) Contrato de Servicios de Procesamiento; 2) Contrato de Operación y Mantenimiento; y 3) Contrato de Usufructo.

0,2434 %

COMPAÑÍA DE HIDRÓGENO DEL BÍO BÍO

17 de Febrero de 2003

MUS$ 6.597

Construcción y operación de una planta destinada a la producción de hidrógeno a partir de gas natural y otras cargas.

Presidente: Ramón Aboitiz Musatadi

Titulares: Ramón Aboitiz Musatadi, Juan Eduardo Errázuriz Ossa, Naoshi Matsumoto Takahashi, Alejandro Marty Calvo y Walton Cherres Cornejo. Suplentes: Horacio Pavez García, Norman Hansen Roses, Mario Santander García, Gonzalo Cavada Charles y Hugo Fuentes Bizama.

Gerente General: Rodrigo González G. 10%*Walton Cherres C.- Director Titular Hugo Fuentes B. - Director Suplente.

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.: 1) Servicios de Procesamiento; 2) Operación y Mantenimiento; y 3) Comodato de Terreno.

0,0190 %

FORENERGY10 de Agosto

de 2007MUS $79,5

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

Presidente: Pablo Vargas Castro

Titulares: Juan José Cueto Plaza, Pablo Vargas Castro, Guillermo del Valle de la Cruz, Daniel Ibarra Moraga. Suplentes: Pedro Antonio García Hernández, Pedro Antonio García Eyheramendy, Pedro Barría Schulz y Gerardo Passeron Peters.

Gerente General: Pedro Barría Schulz 40%**Guillermo del Valle de la Cruz; Daniel Ibarra Moraga - Directo-res Titulares; Gerardo Passeron Peters.

0,0006 %

* Incluye participacion de ENAP y sus filiales ** Empresa coligada de la filial Enap Refinerías S.A.

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115

114

sOCiEDADEs COLiGADAs

soCIedadfeCHa de

ConsTITUCIÓn

CapITaL sUsCrITo Y paGado

oBJeTo soCIaL

dIreCTorIo de La soCIedad

eJeCUTIvos prInCIpaLesvpp

enap eJeCUTIvos de enap en CoLIGada reLaCIones CoMerCIaLes aCTos o ConTraTos CeLeBrados

proporCIÓn de La InversIÓn soBre eL ToTaL

de aCTIvos de enappresIdenTe Y

vICepresIdenTedIreCTores TITULares Y sUpLenTes

PRIMAX S.A.(Perú)16 de Agosto de

2004US$

58.879.717

Desarrollar, directa o indirectamente, operaciones de importación, industrialización, almacenamiento, depósito aduanero, autorizado o simple, distribución, transporte, comercialización al por mayor o menor y/o demás operaciones, actividades y servicios vinculados con el sector hidrocarburos, incluyendo gas natural, conforme a lo establecido con la Ley General de Hidrocarburos, sus Reglamentos, y demás disposiciones modificatorias y sustitutorias que se dicten o emitan en el futuro.

Presidente: Fernando Feliciano Romero Belismelis

Titulares: Fernando Feliciano Romero Belismelis; Luis Enrique Romero Belismelis; Guillermo del Valle de la Cruz, Enrique Dávila Alveal. Suplente: Gastón Ramos González.

Gerente General: Marco Antonio Álvarez Echaiz

49%**Directores titulares: Enrique Dávila Alveal y Guillermo del Valle de la Cruz; Director suplente: Gastón Ramos González. Gerente de Comité de Gestión: Yasna Ross.

Comprar y Recibir Productos de Enap Refinerías S.A. para distribuirlos a traves de la red de distribución de Distribuidora Primax S.A.

Contrato de Suministro de Combustibles Líquidos y Otros Productos Derivados de los Hidrocarburos

0,5940 %

PRIMAX HOLDING S.A.(Ecuador)

25 de Julio de 2006

US$ 800

Compra para sí de acciones, participaciones y derechos en otras compañías. De igual manera, la compañía podrá constituirse en la empresa holding o tenedora de acciones, participaciones y derechos de otras empresas tanto en el Ecuador como en el extranjero.

Presidente ejecutivo Marco Antonio Álvarez Echaiz (Representante Legal)

Titulares: Fernando Romero, Luis Romero, Enrique Dávila Alveal; Guillermo del Valle de la Cruz y Marco Antonio Álvarez Echaiz (miembro sin voto).

Presidente: Mario Arze Contreras; Presidente Ejecutivo: Marco Antonio Álvarez Echaiz (Representante Legal).

49%**Enrique Dávila Alveal; Guillermo del Valle de la Cruz. Gerente Comercial: Mario Arze.

0,0000 %

PETROPOWER ENERGÍA LTDA.

22 de Diciembre de 1992

US$ 70.460.824

La sociedad tiene como objetivo desarrollar directamente o a través de terceros, en el territorio nacional o en el extranjero, un estudio de factibilidad, técnico - económico , financiero y jurídico para la construcción y explotación de una planta de coquización retardada, incluida una planta de hidrotratamiento, de cogeneración.

Titulares: Martín Karpenski, John Crider, Ramón Zubizarreta, Jesús Cárdenas, Thierry Desmaris, Carlos Cabeza Faúndez, Sergio Arévalo Espinoza. Suplentes: Thomas A. Kowalczyk, Jaime Carey, Rohit Chib, Anthony Scerbo, Javier Palencia, Juan Carlos Gacitúa Bustos y Alfonso Yáñez Macías.

Gerente General: Ramón Zubizarreta S. 15,00%Carlos Cabeza Faúndez, Sergio Arévalo Espinoza, Juan Carlos Gacitúa y Alfonso Yáñez Macías.

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 del 7 de febrero de 1996; y 5) Electric Energy Agreement, del 2 de mayo de 2000.

0,2572 %

PRODUCTORA DE DIESEL S.A.

15 de Enero de 2004

US$ 8.000.619

Construcción y operación de un complejo destinado a la refinación de productos derivados del petróleo.Presidente: Walton Cherres Cornejo

Titulares: José Luis Gutiérez Rexach; Wilfried Schmedes; Carlos Cabeza Faúndez y Walton Cherres Cornejo. Suplentes: José Luis Tapia B., Patrick Haas, Hugo Fuentes Bizama y Hernán Pinninghoff J.

Gerente General: Fabio de Assis Lobo 45%*Directores titulares: Carlos Cabeza Faúndez y Walton Cherres Cornejo; Directores suplentes; Hugo Fuentes Bizama y Hernán Pinninghoff J.

Servicios de procesamiento de gasoil para la producción de diesel en ENAP refinerías S.A., Bío Bío.

Contrato de procesamiento con Enap Refinerías S.A.: 1) de procesamiento; 2) de operación y mantenimiento; 3) de comodato de terreno.w

0,0909 %

GNL CHILE S.A.16 de Noviembre

de 2005M$ 12.107

Contratar los servicios de GNL Quintero S.A. y utilizar toda la capacidad de almacenamiento, procesamiento y regasificacion de gas natural licuado, de la terminal de regasificación de propiedad de la misma, incluyendo sus expansiones si las hubiere y cualquier otra materia que la sociedad suscriba para usar esa terminal de regasificación.

Presidente: Enrique Dávila Alveal

Titulares: Enrique Dávila Alveal, Rafael Mateo Alcalá y Eduardo Morandé Montt. Suplentes: Sergio Arévalo Espinoza, Claudio Iglesis Guillard y Gonzalo Palacios Vásquez.

Gerente General: Antonio Bacigalupo 33,33%Director: Enrique Dávila Alveal; Director suplente: Sergio Arévalo Espinoza

1) Gas Sales Agreement entre Enap Refinerías S.A. y GNL Chile S.A. y 2) SDA entre Enap Refinerías S.A., GNL Chile S.A. y BG LNG Trading.

0,0000 %

GNL QUINTERO S.A.

9 de Marzo de 2007

MUS$ 17.480

Desarrollo, financiamiento, diseño, ingeniería, suministro, construcción, puesta en marcha, pruebas, conclusión, operación y mantenimiento de un terminal de regasificación de gas natural licuado “GNL” y sus espansiones de haberlas.

Presidente: Enrique Dávila Alveal

Titulares: Ricky Linn Waddell, Carlos Quintana, Enrique Dávila Alveal, Rafael Mateo Alcalá y Eduardo Morandé Montt. Suplentes: Graham Cockroft, Elizabeth Grace Spomer, Sergio Arévalo Espinoza, Claudio Iglesis Guillard y Francisco Gazmuri Schleyer.

Gerente General: Antonio Bacigalupo 20,00%Director: Enrique Dávila Alveal; Director suplente: Sergio Arévalo Espinoza.

1) Contrato de compraventa, entre Enap Refinerías S.A. (ERSA) y GNL Quintero; 2) Contrato de opciones, entre ENAP y GNL Quintero; 3) Contrato de cesión de permisos ambientales entre ENAP y GNL Quintero; 4) Convenio de autorización de ERSA a GNL Quintero; 5) Contrato denominado Tua Direct Agreement entre ERSA (entre otros) y GNL Quintero; 6) Contrato Marco de Arbitraje; 7) Company Guaranty de ENAP a CB&I.

0,0588 %

A&C PIPELINE HOLDING

22 de Diciembre de 1992

US$ 900.000Compañía dedicada a la inversión y financiamiento en general. Controla Oleoducto Trasandino (Argentina) S.A. y Oleoducto Trasandino (Chile) S.A.

Presidente: Gabriel César Grzona; Vicepresidente: Salvador Harambour Palma

Titulares: Gabriel Grzona, Carlos Jiménez López, Salvador Harambour Palma, Hugo Fuentes Bizama, Guillermo Rocchetti. Suplentes: Daniel Rellán, Raúl Ángel Rodríguez, Víctor Briano Peralta, Juan Carlos Gacitúa y Germán Laria.

36,25%Directores titulares: Salvador Harambour Palma y Hugo Fuentes Bizama. Directores suplentes: Víctor Briano Peralta y Juan Carlos Gacitúa Bustos.

No hay relaciones comerciales 0,0016 %

OLEODUCTO TRASANDINO (ARGENTINA) S.A.

22 de Diciembre de 1992

US$ 45.400.000

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.

Presidente: Gabriel César Grzona; Vicepresidente: Salvador Harambour Palma

Titulares: Gabriel Grzona, Carlos Jiménez López, Salvador Harambour Palma, Hugo Fuentes Bizama, Guillermo Rocchetti. Suplentes: Daniel Rellán, Raúl Ángel Rodríguez, Víctor Briano Peralta, Juan Carlos Gacitúa Bustos y Germán Laria.

Gerente General: Eduardo Fernández 35,93%Directores titulares: Salvador Harambour Palma y Hugo Fuentes Bizama. Directores suplentes: Víctor Briano Peralta y Juan Carlos Gacitúa Bustos.

No existen relaciones comerciales 0,0975 %

OLEODUCTO TRASANDINO (CHILE) S.A.

11 de Diciembre de 1992

M$ 14.786.820

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: Gastón Ramos González; Vicepresidente, Gabriel Grzona.

Titulares: Gastón Ramos González, Gabriel Grzona, Guillermo Rocchetti, Hugo Fuentes Bizama y Carlos Jiménez. Suplentes: Walton Cherres Cornejo, Daniel Rellán, Germán Laria, Raúl Rodríguez y Juan Carlos Gacitúa Bustos.

Gerente General: Jaime Pulido Espinosa; Gerente de Administracíon y Finanzas: Ana Charles Coddou; Gerente Regional: Elías Bartulovich Musac.

35,83%Directores titulares: Gastón Ramos González y Hugo Fuentes Bizama; Directores suplentes: Walton Cherres Cornejo y Juan Carlos Gacitúa Bustos.

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

Servicio de alquiler de estanques y cañería. 0,1125 %

ÉTERES Y ALCOHOLES S.A.

10 de Marzo de 2000

MUS$ 6.859

Construcción y Operación de una Planta de DIPE (di-iso-propileter), en terrenos de Enap Refinerías S.A. ubicados en Concón, para prestar en forma exclusiva a ésta, servicios a sus corrientes de propano-propileno.

Presidente: Sergio Arévalo Espinoza

Titulares: Sergio Arévalo Espinoza, Daniel Ramirez Livingstone, Edzard zu Knyphausen, Rodrigo Balivian A., Helmut Muehlemeier. Suplentes: Mario Cúneo B., Andrés Vargas D., Roberto Hahn Weigun, Hernán Águila F. y Fabio de Assis Lobo.

Gerente General: Fabio de Assis Lobo. 41,74%*Sergio Arévalo Espinoza, Daniel Ramirez Livingstone, Andrés Vargas D., Hernán Águila F. y Mario Cúneo B.

Servicio de procesamiento de materias primas para la producción de DIPE, a Enap Refinerías S.A., Refinería Aconcagua.

Contrato de Servicios de Procesamiento, Contrato de comodato y Contrato de Operación, mantenimiento y administración de la Planta con Enap Refinerías S.A.

0,0939 %

PETROSUL S.A.17 de Octubre

de 2001MU$ 7.292

Construcción, operación de dos plantas de Enap Refinerías S.A., una en terrenos ubicados en Concón y otra en terrenos ubicados en Talcahuano, con la finalidad de prestarles en forma exclusiva, a dichas refinerías, servicios de procesamiento de su corriente de gas ácido.

Presidente: Edzard zu Knyphausen

Titulares: Sergio Arévalo Espinoza, Walton Cherres Cornejo, Edzard zu Knyphausen, Helmut Mühlemeier y Hernán Águila Fuentes. Suplentes: Daniel Ramírez Livingstone, Hugo Fuentes Bizama, Fabio de Assis Lobo, Roberto Hahn W., Arturo Wechsler W.

Gerente General: Fabio de Assis Lobo. 47,39%*Walton Cherres Cornejo, Sergio Arévalo Espinoza, Daniel Ramírez Livingstone, Hernán Águila Fuentes, Arturo Wechsler W. y Hugo Fuentes Bizama.

Servicio de procesamiento de corrientes de gas ácido en refinerías Aconcagua y Bío Bío, de Enap Refinerías S.A.

Contrato de Servicio Procesamiento, Contrato de Comodato de Terreno y Contrato de Operación, Mantenimiento y Administración de la Planta con Enap Refinerías S.A.

0,1119 %

COMPAÑÍA LATINOAMERICANA PETROLERA S.A.

31 de Diciembre de 1992

M$ 7.284.016Realizar 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.

Presidente: Jorge Bunster Betteley

Titulares: Jorge Bunster Betteley, Arturo Natho Gamboa, Salvador Harambour Giner, Nelson Muñoz Guerrero, Julio Bertrand Planella. Suplentes: Ramiro Méndez Urrutia, Gonzalo Aspillaga Herrera, Ricardo Budinich Diez, Sergio Azzari Maldonado y Julio Mayanz Csato.

Gerente General: Ramón Concha Barrientos 40,00%*Directores titulares: Nelson Muñoz Guerrero y Julio Bertrand Planella; Directores suplentes: Sergio Azzari Maldonado y Julio Mayanz Csato.

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

0,0892 %

NORGAS S.A.12 de Agosto

de 1996M$ 2.229.636

Importación, exportación y compra de gas licuado de petróleo y su venta a granel a distribuidores mayoristas en la primera y segunda región del país y todas las gestiones técnicas y comerciales relacionadas directamente con las operaciones antes dichas.

Presidente: Mario Fernández Astudillo; Vicepresidente: Gastón Ramos González

Titulares: Mario Fernández Astudillo, Juan Manuel Santa Cruz Munizaga, Osvaldo Rosa Ageitos y Eduardo Groves Muñoz. Suplente: Arturo Zavala Crichton, Félix Lagreze Byrt, Carlos Sánchez Nieto, Gabriel Bauzá Fredes, Miguel Pérez Jeria.

Gerente General: Arturo Zavala Crichton 42,00%Gastón Ramos González, Eduardo Groves Muñoz, Gabriel Bauzá Fredes y Miguel Pérez Jeria

Compra de Gas a Granel y Servicios varios de transporte.

Contrato de Compra de Gas Licuado. 0,0570 %

GEOTÉRMICA DEL NORTE S.A.

29 de Diciembre de 2000

M$ 6.299.321

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

Presidente: Nelson Muñoz Guerrero; Vicepresidente, José Manuel Soffia

Titulares: Valerio Cecchi, Luca Rossini, José Manuel Soffia y Nelson Muñoz Guerrero. Suplentes: Fernando Ramírez, Carlo Zorzoli, Julio Mayanz, Lisandro Rojas.

Gerente General: Óscar Valenzuela 45,37%José Manuel Soffia Celis y Nelson Muñoz Guerrero - Directores

Asesorías Técnicas y Contratos de Servicios.

Contrato de Asesoría Técnica y Contrato Abierto de Servicios. 0,0383 %

EMPRESA NACIONAL DE GEOTERMIA S.A.

5 de Enero de 2001

M$ 6.286.683Investigación, exploración, desarrollo y explotación de energía geotérmica y todas sus actividades complementarias.

Presidente: Nelson Muñoz Guerrero: Vicepresidente: José Manuel Soffia Celis.

Titulares: Valerio Cecchi, Luca Rossini, José Manuel Soffia Celis y Nelson Muñoz Guerrero. Suplentes: Fernando Ramírez, Carlo Zorzoli, Julio Mayanz y Lisandro Rojas.

Gerente General: Óscar Valenzuela Gerente Técnico: Martino Pasti

49,00%Directores titulares: José Manuel Soffia Celis y Nelson Muñoz Guerrero.

Asesorías Técnicas y Contratos de Servicios

Contrato de Asesoría Técnica y Contrato Abierto de Servicios. 0,0264 %

GAS DE CHILE S.A.15 de Marzo

de 1994M$

534.246

Importación, exportación y operación en general de toda clase de combustibles y subproductos derivados, en especial gas natural en cualquiera de sus estados.Adquirir, enajenar, dar o tomar en arrendamiento, uso goce o concesión sus activos. Realizar trabajos de ingeniería e investigacion relacionados con su actividad. Participar en cualquiera clase de asociaciones, en el país o en el extranjero.Invertir en toda clase de bienes muebles e inmuebles e instrumentos financieros con el fin de maximizar el rendimiento de sus excedentes.

Presidente: Eduardo Karrer; Vicepresidente: Víctor Briano Peralta

Titulares: Rosa Herrera Martínez, Victor Briano Peralta, Eduardo Karrer, Edson Luís Mendonça Real. Suplentes: Adolfo Sabando, Exequiel González, Ricardo Peña Vial, Verónica Laura de Santis.

Gerente General: Víctor Briano Pereira 50,00%Director y Gerente General: Victor Briano Peralta; Directora: Rosa Herrera Martínez; Directores suplentes: Adolfo Sabando y Exequiel Gonzalez.

No hay relaciones comerciales 0,0006 %

INNERGY HOLDINGS S.A.

23 de Enero de 1998

M$ 76.990.028

Participar en sociedades cuyo objeto sea comprar, ventar, comercializar y suministrar de Gas Natural o costruir 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: Carlos Rocca Righton

Titulares: Carlos Rocca Righton, Matías Pérez Cruz, César Contreras Sacre, Paul Miller, Felipe Bahamondez Prieto, Víctor Briano Peralta, Rosa Herrera Martínez y Eduardo Cabello Correa. Suplentes: Gerardo Cood Schopke, Carmen Figueroa Deisler, Jacob Calderón de la Fuente, Rodrigo Álvarez Aravena, Luis Parada Hoyl, Francisco del Río Serrano, Adolfo Sabando Pizarro, Exequiel Gonzalez Jeria y Roberto Píriz Simonetti.

Gerente General: José Luis Hernández Vidal 25,00%Directores titulares: Víctor Briano Peralta y Rosa Herrera Martínez. Directores Suplentes: Adolfo Sabando Pizarro y Exequiel González Jeria.

Compra de gas Natural, incluyendo Servicio de Transporte.

Contrato de compra de gas natural. 0,0000 %

ENERGÍA CONCÓN S.A.

25 de Noviembre de 2002

MUS$ 19.500

La construcción y operación de un Complejo de Coquización Retardada, en terrenos de la Refinería Aconcagua de propiedad de Enap Refinerías S.A.; prestar a Enap Refinerías S.A. los servicios de procesamiento de fondos de barril de petróleo crudo para su transformación en productos livianos o alternativamente dar a ésta en arriendo sus instalaciones.

Presidente: Carlos Cabeza Faúndez

Titulares: José Luis Gutiérrez Rexach, Jesús Cadenas Rodríguez, Edzard zu Knyphausen, Daniel Ibarra Moraga y Carlos Cabeza Faúndez. Suplentes: José Luis Tapia Benito, Patricia Barrios Cánepa, Helmut Muehlemeier, Daniel Ramírez Livingstone y Sergio Arévalo Espinoza.

Gerente General: Raúl León Leiva. 49%*Directores titulares: Daniel Ibarra Moraga y Carlos Cabeza Faúndez. Directores Suplentes: Daniel Ramírez Livingstone y Sergio Arévalo Espinoza.

Servicio de procesamiento de fondos de barril de petróleo crudo; operación y mantenimiento de las instalaciones del Complejo.

1) Contrato de Servicios de Procesamiento; 2) Contrato de Operación y Mantenimiento; y 3) Contrato de Usufructo.

0,2434 %

COMPAÑÍA DE HIDRÓGENO DEL BÍO BÍO

17 de Febrero de 2003

MUS$ 6.597

Construcción y operación de una planta destinada a la producción de hidrógeno a partir de gas natural y otras cargas.

Presidente: Ramón Aboitiz Musatadi

Titulares: Ramón Aboitiz Musatadi, Juan Eduardo Errázuriz Ossa, Naoshi Matsumoto Takahashi, Alejandro Marty Calvo y Walton Cherres Cornejo. Suplentes: Horacio Pavez García, Norman Hansen Roses, Mario Santander García, Gonzalo Cavada Charles y Hugo Fuentes Bizama.

Gerente General: Rodrigo González G. 10%*Walton Cherres C.- Director Titular Hugo Fuentes B. - Director Suplente.

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.: 1) Servicios de Procesamiento; 2) Operación y Mantenimiento; y 3) Comodato de Terreno.

0,0190 %

FORENERGY10 de Agosto

de 2007MUS $79,5

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

Presidente: Pablo Vargas Castro

Titulares: Juan José Cueto Plaza, Pablo Vargas Castro, Guillermo del Valle de la Cruz, Daniel Ibarra Moraga. Suplentes: Pedro Antonio García Hernández, Pedro Antonio García Eyheramendy, Pedro Barría Schulz y Gerardo Passeron Peters.

Gerente General: Pedro Barría Schulz 40%**Guillermo del Valle de la Cruz; Daniel Ibarra Moraga - Directo-res Titulares; Gerardo Passeron Peters.

0,0006 %

* Incluye participacion de ENAP y sus filiales ** Empresa coligada de la filial Enap Refinerías S.A.

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115

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balances y estados financieros consolidadosAL 31 DE DICIEMBRE DE 2007

Contenido

Informe de los auditores independientes 118

Balance general consolidado 119

Estado de resultados consolidado 121

Estado de flujo de efectivo consolidado 122

Notas a los estados financieros consolidado 124

Hechos relevantes 175

Análisis razonado de estados financieros consolidado 177

$ Pesos chilenos

M$ Miles de pesos chilenos

MM$ Millones de pesos chilenos

UF Unidades de fomento

Euro

US$ Dólares estadounidenses

MUS$ Miles de dólares estadounidenses

118

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INFORME DE LOS AUDITORES INDEPENDIENTES

A los señores Presidente y Directores

Empresa Nacional del Petróleo

Hemos auditado los balances generales consolidados de la Empresa Nacional del Petróleo y Filiales al 31 de diciembre de 2007 y 2006 y los correspondientes

estados consolidados de resultados y de flujo de efectivo por los años terminados en esas fechas. La preparación de dichos estados estados financieros con-

solidados (que incluyen sus correspondientes notas), es responsabilidad de la administración de Empresa Nacional del Petróleo y Filiales. Nuestra responsa-

bilidad consiste en emitir una opinión sobre estos estados financieros, basadas en las auditorías que efectuamos.

Nuestras auditorías fueron efectuadas de acuerdo con normas de auditoría generalmente aceptadas en Chile. Tales normas requieren que planifiquemos y

realicemos nuestro trabajo con el objeto de lograr un razonable grado de seguridad de que los estados financieros están exentos de errores significativos. Una

auditoría comprende el examen, a base de pruebas, de evidencias que respaldan los importes e informaciones revelados en los estados financieros. Una au-

ditoría también comprende una evaluación de los principios de contabilidad utilizados y las estimaciones significativas hechas por la administración de la Em-

presa, así como una evaluación de la presentación general de los estados financieros. Consideramos que nuestras auditorías constituyen una base razonable

para fundamentar nuestra opinión.

En nuestra opinión, los mencionados estados financieros consolidados presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación financiera

de Empresa Nacional del Petróleo y Filiales al 31 de diciembre de 2007 y 2006 y los resultados de sus operaciones y el flujo de efectivo por los años termina-

dos en esas fechas, de acuerdo con principios de contabilidad generalmente aceptados en Chile.

DELOITTE

Febrero 15 de 2008

Arturo Platt A.

Deloitte & ToucheSociedad de Auditores y Consultores Ltda.RUT: 80.276.200-3Av. Providencia 1760 Pisos 6,7,8 y 9Providencia, SantiagoChileFono: (56-2) 270 3000Fax: (56-2) 374 9177E-mail: deloittechile@deloitte.comwww.deloitte.cl

Una firma de miembro deDeloitte Touche Tohmatsu

ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS

119

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ACTIVOS

Al 31 de diciembre de

2007 2006

ACTIVOS CIRCULANTES MUS$ MUS$

Disponible 96.979 54.702

Depósito a plazo 18.858 14.333

Valores negociables (neto) 17.119 16.915

Deudores por venta (neto) 977.073 667.487

Deudores varios (neto) 99.888 58.956

Documentos y cuentas por cobrar empresas relacionadas 101.806 20.416

Existencias (neto) 1.588.573 860.859

Impuestos por recuperar 306.519 111.494

Gastos pagados por anticipado 22.369 20.572

Impuestos diferidos - 9.366

Otros activos circulantes 78.171 40.540

Total Activos Circulantes 3.307.355 1.875.640

ACTIVOS FIJOS

Terrenos 16.154 16.902

Construcción y obras de infraestructura 4.314.586 4.064.080

Maquinarias y equipos 70.666 60.646

Otros activos fijos 406.903 362.343

Depreciación acumulada (menos) (3.002.883) (2.837.381)

Total Activos Fijos 1.805.426 1.666.590

OTROS ACTIVOS

Inversiones en empresas relacionadas 103.093 84.495

Inversiones en otras sociedades 61.450 61.449

Menor Valor de Inversiones 4.582 3.462

Deudores a largo plazo 27.250 23.893

Documentos y cuentas por cobrar empresas relacionadas largo plazo 14.655 11.518

Impuestos Diferidos a largo plazo 16.581 15.950

Otros 100.089 62.008

Total Otros Activos 327.700 262.775

TOTAL ACTIVOS 5.440.481 3.805.005

eMPresa nacional del PetrÓleoBALANCE GENERAL CONSOLIDADO

120

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eMPresa nacional del PetrÓleoBALANCE GENERAL CONSOLIDADO

PASIVOS

Al 31 de diciembre de

2007 2006

PASIVOS CIRCULANTES MUS$ MUS$

Obligaciones con bancos e instituciones financieras a corto plazo 40.529 -

Obligaciones con bancos e instituciones financieras a larg plazo con vencimiento dentro de un año 25.559 27.012

Obligaciones con el público (bonos) con vencimiento dentro de un año 6.083 5.757

Obligaciones largo plazo con vencimiento dentro un año 1.530 1.279

Cuentas por pagar 2.470.211 988.926

Documentos por pagar 145.221 51.289

Acreedores varios 6.541 15.848

Documentos y Cuentas por pagar empresas relacionadas 17.677 14.094

Provisiones 58.316 43.816

Retenciones 43.259 58.274

Impuesto a la renta - 90.801

Ingresos percibidos por adelantado 71 150

Impuestos diferidos 4.973 -

Otros pasivos circulantes 32.974 28.226

Total Pasivos Circulantes 2.852.944 1.325.472

PASIVOS A LARGO PLAZO

Obligaciones con bancos e instituciones financieras 370.000 391.000

Obligaciones con el público (bonos) 568.346 551.935

Documentos por pagar largo plazo 3.445 3.662

Acreedores varios largo plazo 17.855 16.427

Documentos y Cuentas por pagar empresas relacionadas largo plazo 197.702 212.027

Provisiones largo plazo 360.376 321.952

Otros pasivos a largo plazo 79.976 43.393

Total Pasivos a Largo Plazo 1.597.700 1.540.396

Interés minoritario 264 254

PATRIMONIO

Capital pagado 932.700 876.701

Otras reservas (68.109) (69.167)

Utilidades Retenidas 124.982 131.349

Utilidades acumuladas 75.350 80.550

Pérdidas acumuladas (menos) - -

Utilidad (pérdida) del ejercicio 49.632 50.799

Total Patrimonio 989.573 938.883

TOTAL PASIVOS Y PATRIMONIO 5.440.481 3.805.005

ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS

121

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eMPresa nacional del PetrÓleoESTADO DE RESULTADO CONSOLIDADO

ESTADO DE RESULTADOS

Por el ejercicio terminado al 31 de diciembre de

2007 2006

RESULTADO OPERACIONAL MUS$ MUS$

Ingresos de explotación 9.019.315 7.823.837

Costos de explotación (menos) (8.728.595) (7.497.081)

Margen de Explotación 290.720 326.756

Gastos de administración y ventas (menos) (91.246) (83.956)

Resultado Operacional 199.474 242.800

RESULTADO FUERA DE EXPLOTACION

Ingresos financieros 8.881 5.586

Utilidad inversiones empresas relacionadas 14.484 14.382

Otros ingresos fuera de la explotación 74.733 36.407

Pérdida inversión empresas relacionadas (menos) (9.091) (4.353)

Amortización menor valor de inversiones (menos) (1.154) (1.357)

Gastos financieros(menos) (145.247) (108.066)

Otros egresos fuera de la explotación (menos) (7.667) (14.032)

Diferencias de cambio 2.991 (8.693)

Resultado Fuera de Explotación (62.070) (80.126)

Resultado Antes de Impuesto a la Renta 137.404 162.674

Impuesto a la renta (87.764) (111.904)

Utilidad Antes de Interes Minoritario 49.640 50.770

Interés minoritario (8) 29

Utilidad Líquida 49.632 50.799

UTILIDAD DEL EJERCICIO 49.632 50.799

122

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ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO

Por el ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2007 2006

FLUJO NETO ORIGINADO POR ACTIVIDADES DE LA OPERACION MUS$ MUS$

Recaudación de deudores por ventas 10.278.107 7.849.066

Ingresos Financieros percibidos 6.544 5.580

Dividendos y otros repartos percibidos 20.668 7.982

Otros ingresos percibidos 78.070 47.608

Pago a proveedores y personal (menos) (7.916.875) (5.367.463)

Intereses pagados (menos) (123.068) (97.653)

Impuesto a la renta pagado (menos) (247.433) (108.643)

Otros gastos pagados (menos) (42.546) (24.270)

I.V.A. y otros similares pagados (menos) (1.504.307) (2.116.678)

Flujo Neto Originado por Actividades de la Operación 549.160 195.529

FLUJO NETO ORIGINADO POR ACTIVIDADES DE FINANCIAMIENTO

Obtención de préstamos 131.217 157.248

Pago de Dividendos (menos) - (56.439)

Pago de préstamos (menos) (126.425) (66.356)

Flujo Neto Originado por Actividades de Financiamiento 4.792 34.453

FLUJO NETO ORIGINADO POR ACTIVIDADES DE INVERSIÓN

Ventas de activo fijo 39.520 1.110

Ventas de inversiones permanentes - 53.657

Recaudación de otros préstamos a empresas relacionadas - 374

Otros Ingresos de inversión 2.513 23.382

Incorporación de activos fijos (menos) (454.602) (286.005)

Inversiones Permanentes (menos) (15.959) (4.416)

Otros préstamos a empresas relacionadas (menos) (76.125) (2.708)

Otros desembolsos de inversión (menos) (2.293) (8.486)

Flujo Neto Originado por Actividades de Inversión (506.946) (223.092)

FLUJO NETO TOTAL DEL PERIODO 47.006 6.890

VARIACION NETA DEL EFECTIVO Y EFECTIVO EQUIVALENTE 47.006 6.890

SALDO INICIAL DE EFECTIVO Y EFECTIVO EQUIVALENTE 85.950 79.060 SALDO FINAL DE EFECTIVO Y EFECTIVO EQUIVALENTE 132.956 85.950

eMPresa nacional del PetrÓleoESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO CONSOLIDADO

ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS

123

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ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO

al 31 de diciembre de

2007 2006

MUS$ MUS$

Utilidad del ejercicio 49.632 50.799

Resultado en venta de activos (27.476) (18.047)

(Utilidad) Pérdida en venta de activos fijos (27.476) (2.836)

Utilidad en venta de inversiones (menos) - (15.215)

Pérdida en venta de inversiones - 4

Cargos (Abonos) a resultado que no representan flujo de efectivo 200.271 208.413

Depreciación del ejercicio 230.584 214.087

Castigos y provisiones 6.395 4.803

Utilidad devengada en inversiones en empresas relacionadas (menos) (14.484) (14.382)

Pérdida devengada en inversiones en empresas relacionadas 9.091 4.353

Amortización menor valor de inversiones 1.154 1.357

Diferencia de cambio neto (2.991) 8.693

Otros abonos a resultado que no representan flujo de efectivo (menos) (32.426) (10.945)

Otros cargos a resultado que no representan flujo de efectivo 2.948 447

Variación de Activos que afectan al flujo de efectivo (aumentos) disminuciones (1.343.520) 716.369

Deudores por ventas (666.321) 704.952

Existencias (712.993) (2.277)

Otros activos 35.794 13.694

Variación de pasivos que afectan al flujo de efectivo aumentos (disminuciónes) 1.670.245 (761.976)

Cuentas por pagar relacionadas con el resultado de la explotación 3.544.896 591.912

Intereses por pagar 16.919 10.870

Impuesto a la Renta por pagar (neto) (94.306) 3.115

Otras cuentas por pagar relacionadas con el resultado fuera de explotación (368) (1.259)

I.V.A. y otros similares por pagar (neto) (1.796.896) (1.366.614)

Utilidad (Pérdida) del interés minoritario 8 (29)

FLUJO NETO ORIGINADO POR ACTIVIDADES DE LA OPERACION 549.160 195.529

eMPresa nacional del PetrÓleoPOR ACTIVIDADES DE LA OPERACIÓN Y EL RESULTADO DEL EJERCICIO

124

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A: NOTA A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS

Al 31 de Diciembre de 2007 y 2006

NOTA 1:INSCRIPCIÓN EN EL REGISTRO

DE VALORES

La Empresa Nacional del Petróleo (ENAP), es la

matriz del grupo de empresas a que se refieren los

presentes estados financieros consolidados.

Con fecha 4 de octubre de 2002, la Empresa fue

inscrita en el Registro de Valores de la Superinten-

dencia de Valores y Seguros, bajo el Nº783. De

acuerdo a lo anterior, la Empresa se encuentra suje-

ta a las normas de la citada Superintendencia.

Las filiales cuyos estados financieros se incluyen

en la consolidación, corresponden tanto a empre-

sas situadas en Chile como en el exterior.

Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) fue creada

por la Ley 9.618 de fecha 19 de junio de 1950 y es

de propiedad del Estado de Chile. Su actividad

principal, de acuerdo con dicha Ley y modificacio-

nes posteriores, es la exploración, explotación o

beneficio de yacimientos que contengan hidrocar-

buros, actividad que está facultada para desarrollar

dentro y fuera del territorio nacional. Es holding de

las filiales: Enap Refinerías S.A., Enap Sipetrol S.A.

y Petro Servicio Corp. S.A., además, posee una

sucursal en la República Argentina.

Enap Refinerías S.A. (ERSA) refina el petróleo cru-

do nacional que adquiere a ENAP y el importado a

proveedores extranjeros. El financiamiento de las

importaciones de crudo y productos, es realizado

por ENAP, mediante el pago que efectúa directa-

mente a los proveedores. Además, presta servicios

de recepción y almacenamiento de hidrocarburos,

a través de terminales y estanques.

Las Sociedades Petro Servicio Corp. S.A. y Enap

Sipetrol S.A. realizan fuera del territorio nacional

una o más de las actividades de exploración, ex-

plotación o beneficio de yacimientos que conten-

gan hidrocarburos.

Enap Sipetrol S.A. posee sucursales en Ecuador,

Argentina y Venezuela y las filiales en Argentina,

Inglaterra, Ecuador, Uruguay y Brasil.

Mediante escritura publica de fecha 3 de abril de

2006, la filial Enap Sipetrol S.A. fue dividida, tras-

pasando todos los activos relacionados con la

operación en Colombia (Sucursal) a una nueva

sociedad denominada Sociedad de Exploración y

Explotación Petrolera S.A. (SEEP S.A.), la cual fue

vendida en el mes de julio de 2006.

NOTA 2: CRITERIOS CONTABLES APLICADOS

a. Período contable

Los estados financieros consolidados compren-

den los años terminados al 31 de diciembre de

2007 y 2006.

b. Bases de preparación

Los estados financieros consolidados, han sido

preparados de acuerdo con principios de contabili-

dad generalmente aceptados en Chile emitidos por

el Colegio de Contadores de Chile A.G., los cuales

concuerdan con las normas impartidas por la Su-

perintendencia de Valores y Seguros. En caso de

existir discrepancias priman estas últimas.

c. Bases de presentación

De acuerdo a la Resolución Exenta Nº190 del

Servicio de Impuestos Internos, de fecha 1 de

octubre de 2004 y Oficio ordinario Nº11.108 de

la Superintendencia de Valores y Seguros, de

fecha 26 de noviembre 2004, se autorizó a la

Empresa para llevar su contabilidad en dólares

de los Estados Unidos de Norteamérica, en los

términos y condiciones que exige el articulo 18,

inciso 3º del Código Tributario, a contar del 1 de

enero de 2005.

d. Bases de consolidación

Los estados financieros consolidados han sido

preparados de acuerdo con la normativa estableci-

da en el Boletín Técnico Nº 72 (que derogó parcial-

mente Boletín Técnico Nº 42) del Colegio de Con-

tadores de Chile A.G. y en la Circular Nº1.697 (que

derogó la Circular Nº 368) de la Superintendencia

de Valores y Seguros.

Los estados financieros de las sociedades extran-

jeras al 31 de diciembre de 2007 y 2006 han sido

preparados de acuerdo a la normativa establecida

en los Boletines Técnicos Nº72, Nº64 y Nº42 del

Colegio de Contadores de Chile A.G., dependiendo

de la fecha en que estos fueron adoptados.

En cuadro adjunto, al final de esta nota, se presen-

tan las filiales que se han consolidado.

Todas las transacciones, resultados no realizados

y los saldos significativos entre compañías han sido

eliminados y se ha reconocido la participación de

los inversionistas minoritarios, presentada como

interés minoritario.

ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS

125

VOLVER AL ÍNDICE

Porcentaje de Participación

2007 2006

Directo Indirecto Total Total

RUT Nombre Sociedad % % % %

87.756.500-9 Enap Refinerías S.A. 99,96 - 99,96 99,96

Extranjera Petro Servicio Corp. S.A. (Argentina) 99,99 0,01 100,00 100,00

96.579.730-0 Enap Sipetrol S.A. 99,61 0,39 100,00 100,00

Extranjera Enap Sipetrol Argentina S.A. (Filial de Enap Sipetrol) 0,50 99,50 100,00 100,00

Extranjera Sipetrol Brasil Ltda. (Filial de Enap Sipetrol) - 99,90 99,90 99,90

Extranjera Enap Sipetrol (UK) Limited (Filial de Enap Sipetrol) - 100,00 100,00 100,00

Extranjera Sipetrol USA Inc. (Filial de Enap Sipetrol) - - - 100,00

Extranjera Sipetrol Internacional S.A. (Uruguay) (Filial de Enap Sipetrol) - 100,00 100,00 100,00

Extranjera Sociedad Internacional Petrolera Enap Ecuador - 100,00 100,00 100,00

Extranjera MANU Perú Holding S.A. (Filial de Enap Refinerías) 0,00 100,00 100,00 100,00

Extranjera Inversiones y Proyectos Humboldt S.A. (Filiales.) - 99,9999 99,9999 99,99

e. Bases de conversión

Las transacciones efectuadas durante los ejerci-

cios, en pesos chilenos, en unidades de fomento

u otras monedas distintas a dólares estadouniden-

ses, se registran al tipo de cambio del dólar obser-

vado de la fecha de la transacción.

Los activos y pasivos vigentes al cierre del año, que

se encuentran pactados en pesos chilenos, en

unidades de fomento u otras monedas distintas a

dólares estadounidenses se presentan al tipo de

cambio observado al cierre del periodo, de acuerdo

a las siguientes paridades:

2007 2006

Peso chileno por dólar 496,89 532,39

Peso argentino por dólar 3,15 3,06

Libra esterlina por dólar 0,50 0,51

Unidad de fomento por dólar 0.03 0,03

Euro por dólar 0,68 0,76

f. Depósitos a plazo

Los depósitos a plazo se presentan a su valor de

inversión más intereses y reajustes devengados.

g. Valores negociables

Corresponde a inversiones en cuotas de fondos

mutuos de renta fija valorizadas al valor de la cuota

al cierre del año.

h. Estimación de deudores incobrables

Los deudores por ventas se presentan netos de una

provisión de deudores incobrables. Esta provisión

ha sido determinada, principalmente, considerando

la antigüedad de las cuentas por cobrar vencidas.

i. Existencias

Las existencias de petróleo crudo y productos ter-

minados han sido valorizadas a sus costos directos

de adquisición o producción. El valor de las exis-

tencias no excede su valor neto de realización. Para

estos efectos se han considerado los precios de

ventas de los productos terminados y los costos

de reposición del petróleo crudo.

Las existencias de insumos en bodega se valorizan

a sus costos de adquisición deducidas las provisio-

nes estimadas para obsolescencia.

La provisión para obsolescencia está constituida

sobre la base de una evaluación técnica de los in-

sumos que se estima no tendrán una utilización

futura en las actividades de producción.

j. Activo fijo

El act ivo f i jo se presenta a su costo de

adquisición.

Las inversiones en campos petrolíferos en explo-

tación y desarrollo, se presentan clasificadas en

construcciones y obras de infraestructura.

Las inversiones en exploración comprenden des-

embolsos y aportes destinados a cubrir la adquisi-

ción de bienes de uso y el desarrollo de pozos ex-

ploratorios. Estos costos se mantienen como

inversión en exploración hasta que se concluya

sobre la existencia de hidrocarburos que permitan

su recupero. Los costos geológicos y geofísicos

son cargados directo a resultados.

Los costos e inversiones correspondientes a explo-

raciones exitosas son traspasados a campos petro-

líferos y los no exitosos se cargan a resultados.

126

VOLVER AL ÍNDICE

Las inversiones en campos petrolíferos se en-

cuentran sujetas a permanentes evaluaciones de

sus ingresos futuros. En aquellos casos en que

los flujos futuros estimados sean menores a las

inversiones efectuadas, los valores de éstas últi-

mas son ajustados a la estimación de flujos futu-

ros descontados.

Los materiales y repuestos que se estima se incor-

porarán al activo fijo, se presentan en el rubro otros

activos fijos al costo, netos de provisión de

obsolescencia.

Aquellos activos fijos dispuestos para la venta

han sido reclasificados en otros activos circulan-

tes a su valor libro, el cual no excede el valor neto

de realización.

k. Depreciación activo fijo

La depreciación se calcula en forma lineal sobre la

base de los años de vida útil estimada de los bienes,

excepto los campos petrolíferos, cuya depreciación

se calcula por el método unidad de producción. Este

cálculo se efectúa considerando la producción del

año y reservas estimadas (probadas-desarrolladas)

de petróleo crudo y gas, de acuerdo con informes

técnicos preparados por personal de la Sociedad,

cuyas cifras son certificadas en forma periódica por

especialistas independientes. La depreciación de

oleoductos y gasoductos marinos se calcula por el

método de unidad de producción, considerando

además de la producción del año y de las reservas

probadas-desarrolladas, las reservas probables del

área en explotación.

l. Activos en leasing

Los bienes recibidos en arrendamiento con op-

ción de compra, cuyos contratos reúnen las ca-

racterísticas de un leasing financiero, son conta-

bilizados en forma similar a la adquisición de un

activo fijo reconociendo la obligación total y los

intereses sobre la base de lo devengado. La valo-

rización y depreciación de estos activos se efec-

túan bajo las normas generales que afectan al

activo fijo. Estos activos no son jurídicamente

propiedad de la Empresa, por lo que mientras no

se ejerza la opción de compra no se puede dispo-

ner libremente de ellos.

m. Inversiones en empresas relacionadas

Las inversiones incorporadas a partir del 1 de enero

de 2004 se presentan valorizadas de acuerdo a la

metodología del Valor Patrimonial (VP). Las efec-

tuadas con anterioridad a dicha fecha se presentan

valorizadas de acuerdo a la metodología del Valor

Patrimonial Proporcional (VPP).

La valorización de empresas extranjeras se basa

en las normas y criterios contables contenidos en

el Boletín Técnico Nº64 del Colegio de Contadores

de Chile A.G., que establece que las inversiones

en el extranjero, en países no estables, y que no

son una extensión de las operaciones de la inver-

sora, se controlan en dólares estadounidenses,

ajustándose los estados financieros de la Sociedad

extranjera a principios de contabilidad generalmen-

te aceptados en Chile. Los ajustes de cambio por

conversión se cargan o abonan a Otras Reservas

en el Patrimonio. Este criterio se aplicó hasta di-

ciembre de 2004.

Para aquellas sociedades en que ENAP y sus filia-

les poseen menos de un 20% de participación

societaria y ejercen influencia significativa según

lo definido en el Boletín Técnico Nº72 del Colegio

de Contadores, dichas inversiones se han contabi-

lizado a valor patrimonial.

n. Inversión en otras sociedades

Las inversiones en otras sociedades se presentan

valorizadas al costo de adquisición.

De acuerdo al Boletín Técnico Nº72 del Colegio de

Contadores A.G., las inversiones en empresas re-

lacionadas que no reúnen las características para

ser registradas en base a su VP, por no tener la

Empresa el control o influencia significativa, se ha

considerado como costo, su ultimo VP, anterior a

la fecha en que dió origen el cambio en el método

de valorización, más o menos, el mayor o menor

valor, si corresponde.

ñ. Menor valor de inversiones

Corresponde a la diferencia entre el valor de ad-

quisición de acciones y el valor patrimonial pro-

porcional a la fecha de la compra. Para las adqui-

siciones de acciones efectuadas a partir del 1 de

enero de 2004, el menor valor determinado co-

rresponde a la diferencia entre el valor de adqui-

sición de acciones y el valor justo a la fecha de la

compra. Los plazos de amortización se determi-

nan considerando "el tiempo esperado de retorno

de la inversión".

o. Ingresos percibidos por adelantado

Los ingresos anticipados corresponden a valores

percibidos anticipadamente en virtud de un contra-

to de usufructo suscrito. Estos ingresos se amor-

tizan linealmente con abono a resultados sobre

base devengada.

p. Cargos financieros

Los desembolsos asociados directamente a la ob-

tención de préstamos, se difieren y amortizan en

el plazo de la obligación que le dio origen. Estos se

presentan en el rubro Otros activos circulantes y

Otros del activo a largo plazo.

q. Impuestos a la renta e impuestos diferidos

La Empresa provisiona los impuestos a la renta

sobre base devengada, de conformidad a las

disposiciones legales vigentes. Estos compren-

den el impuesto de primera categoría y un im-

puesto adicional incorporado por el artículo Nº2

del D.L. Nº2.398.

Los impuestos diferidos originados por las diferen-

cias entre el balance financiero y el balance tribu-

tario, se registran por todas las diferencias tempo

ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS

127

VOLVER AL ÍNDICE

rarias, considerando la tasa de impuesto que estará

vigente a la fecha estimada de reverso, conformea

lo establecido en el Boletín Técnico Nº60 del Cole-

gio de Contadores de Chile A.G. Los efectos deri-

vados de los impuestos diferidos existentes a la

fecha de implantación del referido boletín técnico

y no reconocidos anteriormente, se reconocen en

resultados sólo a medida que las diferencias tem-

porales se reversen.

r. Documentos por pagar

Este rubro incluye, entre otros, obligaciones con

pago confirmado a proveedores de petróleo crudo

y otros productos, a través de instituciones

financieras.

s. Obligaciones con el público

Las obligaciones por emisión de bonos se presen-

tan de acuerdo a los montos comprometidos a

desembolsar, incluyendo el valor de capital e inte-

reses devengados hasta la fecha de cierre de los

estados financieros. El menor valor determinado

en la colocación de los bonos es activado y amor-

tizado linealmente en el plazo estipulado de vigen-

cia de los instrumentos de deuda y se presenta en

los rubros Otros activos circulantes y Otros activos

de largo plazo, el cargo a resultado por amortiza-

ción se presenta en el rubro Gastos financieros del

Estado de Resultados.

Los costos de emisión de títulos de deuda son

activados y se presentan en los rubros Otros acti-

vos circulantes y Otros activos de largo plazo y son

amortizados linealmente durante el plazo de vigen-

cia de la obligación. El cargo a resultado por amor-

t izac ión se presenta en el rubro Gastos

financieros.

t. Contratos de derivados

La Empresa mantiene contratos de derivados que

corresponden a operaciones de cobertura tanto de

transacciones esperadas como de partidas

existentes.

En el caso de instrumentos de cobertura de tran-

sacciones esperadas, el mismo se presenta a su

valor justo y los cambios en dicho valor son reco-

nocidos como resultado no realizado hasta su

vencimiento, momento en el cual se reconocen

en resultados.

En el caso de instrumento de cobertura de partidas

existentes, el mismo se ha valorizado al valor justo.

El efecto de dicha valorización se reconoce en re-

sultados en caso de ser pérdida y se difiere en caso

de ser utilidad.

u. Vacaciones del personal

El costo de las vacaciones del personal se carga a

resultados en el año en que se devenga.

v. Compensaciones y beneficios del personal

La provisión por compensaciones y beneficios del

personal, cubre las obligaciones devengadas por

desembolsos que deberá efectuar la empresa den-

tro de un año, de acuerdo con los convenios colec-

tivos y contratos vigentes del personal.

w. Indemnización por años de servicio

La provisión para cubrir la obligación por concepto

de indemnización por años de servicio del perso-

nal, de acuerdo con los convenios y contratos vi-

gentes, se registra a su valor corriente.

x. Ingresos de explotación

Los ingresos provenientes de la explotación del

giro se registran sobre base devengada. Estos in-

gresos se reconocen al momento del despacho

físico de los productos, conjuntamente con la

transferencia de su dominio.

y. Software computacional

La Empresa adquiere sus software en paquetes

computacionales, los cuales se activan y se amor-

tizan en un período máximo de 4 años. Los costos

de implementación se cargan a resultado en el

mismo ejercicio.

z. Transacción de venta con retroarrendamient

La Empresa suscribió un contrato de venta con

pacto de retroarrendamiento financiero por las ofi-

cinas del edificio corporativo, el cual se contabiliza

manteniendo dichos activos en el activo fijo al mis-

mo valor contable registrado antes de la operación

y registrando los recursos obtenidos con abono al

pasivo obligaciones por leasing, la cual se presenta

formando parte de obligaciones largo plazo con

vencimiento dentro un año en el pasivo circulante

y acreedores varios largo plazo.

aa. Estado de flujo de efectivo

La Empresa ha considerado como efectivo y efec-

tivo equivalente el disponible y todas aquellas in-

versiones de corto plazo que se efectúan como

parte de la administración habitual de los exceden-

tes de caja, de acuerdo con lo señalado por el Bo-

letín Técnico Nº50 del Colegio de Contadores de

Chile A.G., y comprende el disponible, depósitos a

plazo y valores negociables.

Bajo flujo originados por actividades de la opera-

ción se incluyen todos aquellos flujos de efectivo

relacionados con el giro social, incluyendo además,

los intereses pagados, los ingresos financieros y,

en general, todos aquellos flujos que no están de-

finidos como de inversión o financiamiento. Cabe

destacar que el concepto operacional utilizado en

este estado es más amplio que el considerado en

el Estado de resultados.

128

VOLVER AL ÍNDICE

NOTA 3: CAMBIOS CONTABLES

NOTA 4: DEUDORES DE CORTO Y LARGO PLAZO

Durante el año terminado al 31 de diciembre de 2007, no se efectuaron cambios contables con respecto al ejercicio anterior.

El detalle de los deudores de corto y largo plazo es el siguiente:

Los deudores varios corresponden principalmente a anticipos a proveedores y cuentas por cobrar al personal por préstamos habitacionales, médico dental y

anticipos de remuneraciones.

El detalle de deudores por ventas, es el siguiente

DEUDORES DE CORTO Y LARGO PLAZO

Circulante

Hasta 90 dias Má s de 90 hasta 1 año Subtotal Total Circulante(neto) Total Largo Plazo

2007 2006 2007 2006 2007 2007 2006 2007 2006

Rubro MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Deudores por Ventas 977.067 667.255 306 532 977.373 977.073 667.487 - -

Est.deud.incobrables - - - - 300 - - - -

Doctos. por cobrar - - - - - - - - -

Est.deud.incobrables - - - - - - - - -

Deudores varios 99.073 55.984 815 2.972 99.888 99.888 58.956 27.250 23.893

Est.deud.incobrables - - - - - - - - -

Total deudores largo plazo 27.250 23.893

DEUDORES POR VENTAS

2007 2006

MUS$ % MUS$ %

Nacionales:

Distribuidores 794.225 81,28% 476.347 71,36%

Consumidores directos 53.807 5,51% 51.993 7,79%

Extranjeros:

Deudores extranjeros (1) 129.041 13,21% 139.147 20,85%

Totales 977.073 100,00% 667.487 100,00%

(1) Los deudores extranjeros corresponden a cuentas por cobrar, provenientes de exportaciones de productos.

NOTA 5: SALDOS Y TRANSACCIONES CON ENTIDADES RELACIONADAS

El parámetro de materialidad o significancia establecido por la Empresa para informar las transacciones con entidades relacionadas se determinó en un valor

total superior a MUS$500.

En los años terminados al 31 de diciembre de 2006 y 2007 la empresa no realizó transacciones significativas con A&C Pipeline Holding y Oleoducto Trasandino

Argentina S.A.

Los saldos y principales transacciones con empresas relacionadas se presentan en los siguientes cuadros:

ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS

129

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DOCUMENTOS Y CUENTAS POR COBRAR

Corto Plazo Largo Plazo

2007 2006 2007 2006

RUT Sociedad MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

96.694.400-5 GAS DE CHILE S.A. (4) - - 230 225

78.889.940-8 NORGAS S.A. (1) 1.298 888 - -

96.856.650-4 INNERGY HOLDING S.A. (4) 5 5 14.274 11.293

Extranjera PRIMAX S.A. (6) 22.919 16.732 - -

99.577.350-3 EMPRESA NACIONAL DE GEOTERMIA. (1) 527 55 - -

76.418.940-K GNL CHILE S.A. (4) 3.757 2.733 151 -

76.788.080-4 GNL QUINTERO S.A. (4) 73.289 - - -

99.519.820-7 ENERGIA CON CÓN S.A.(4) 11 - - -

99.519.820-7 PETROPOWER ENERGIA LTDA. (1) - 3 - - Totales 101.806 20.416 14.655 11.518

DOCUMENTOS Y CUENTAS POR PAGAR

Corto Plazo Largo Plazo

2007 2006 2007 2006

RUT Sociedad MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

96.668.110-1 CIA. LATINOAMERICANA PETROLERA S.A. (2) - - 4.720 4.406

99.519.810-K CIA. DE HIDRÓGENO DEL BÍO-BÍO S.A. (3) 2.123 1.988 38.511 40.722

78.335.760-7 PETROPOWER ENERGÍA LTDA. (5) 809 646 - -

96.913.550-7 ÉTERES Y ALCOHOLES S.A. (3) 1.766 1.519 24.287 26.052

96.969.000-4 PETROSUL S.A. (3) 1.717 1.606 27.241 28.959

99.548.320-3 PRODUCTORA DE DIESEL S.A. (3) 10.313 8.244 102.943 111.888

Extranjera PRIMAX S.A. - 1 - -

96.655.490-8 OLEODUCTO TRASANDINO CHILE S.A (1) - 90 - -

96.971.330-6 GEOTÉRMICA DEL NORTE S.A. (9) 949 - - -

Totales 17.677 14.094 197.702 212.027

(1) Los saldos por cobrar y pagar a corto plazo corresponden principalmente a operaciones comerciales, las cuales no generan interés ni reajuste.

(2) Corresponde a contratos de compraventa de divisas (dólares) efectuado entre las sociedades coligadas y ENAP.

(3) Los saldos por pagar a corto y largo plazo corresponden a deuda por compra de activos fijos a través de un contrato de leasing financiero, celebrado entre

Enap Refinerías S.A. con Eteres y Alcoholes S.A., Petrosul S.A., Productora de Diesel S.A. y Cía. de Hidrógeno del Bío Bío S.A., cuyos plazos de vencimientos

y condiciones en general se describen en notas 8 y 26.

(4) Los saldos por cobrar a corto y largo plazo corresponden en parte a futuros aportes de capital en las empresas relacionadas, los cuales no tienen plazo de

vencimiento. En el caso de GNL Quintero S.A. corresponde a traspaso de cta. cte. de los cuales una parte será capitalizada según el acuerdo de los accionistas

y el saldo será cobrado, una vez concluido el proceso de financiamiento del proyecto.

(5) Corresponde a Cuentas por pagar de corto plazo de Enap Refinerías S.A., por compra de servicios de energía eléctrica y vapor y servicios de procesamiento;

cuyo pago, según contrato, se realiza dentro de los 20 días contados de la fecha de emisión de la factura y pagos semestrales en los meses de febrero y agosto

de cada año, respectivamente.

130

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a. Transacciones

TRANSACCIONES

2007 2006

Natureleza MontoEfecto en resultados

(cargo)/abono) Monto Efecto en resultados

(cargo)/abono)

Sociedad RUT de la relación Descripción MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Eteres y Alcoholes S.A. 96.913.550-7 Coligada Pago de cuota leasing

Compras de servicios de proces

Venta de servicios de proces

5.635

550

550

(4.196)

(550)

550

5.636

550

550

(4.405)

(550)

550

Cía de Hidrógeno Del Bío BÍo S.A.

96.806.130-5 Coligada Pago cuota de leasing

Compra de servicios de procesa

Venta de servicios de procesa

4.718

1.210

1.210

(2.676)

(1.210)

1.210

4.718

1.210

1.210

(2.801)

(1.210)

1.210

Petrosul S.A. 96.969.000-4 Coligada Compra de servicios de proceso

Venta de servicios de procesa

Pago de cuota leasing

700

700

3.646

(700)

700

(2.087)

700

700

3.640

(700)

700

(2.192)

Primax S.A. Extranjera Coligada Venta de productos 304.266 14.029 234.565

2.456

Innergy Holding S.A.(7) 96.856.650-4 Coligada Compra de gas natural 10.600 - 16.409 -

Oleoducto Trasandino Chile S.A.

96.655.490-8

Coligada Compra de servicios 2.490 - 2.261 -

Productora de Diesel S.A. 99.548.320-3 Coligada Pago cuota leasing

Servicio de mantención

Compra de servicios de proceso

Reembolso gastos

12.012

2.614

2.614

2.929

(5.000)

2.614

2.614

-

11.705

2.614

2.614

-

(3.104)

2.614

(2.614)

-

GNL Quintero S.A.(8) 76.788.080-4 Coligada Venta de terreno

Prestamos otorgados

4.550

73.289

4.099

-

-

-

-

-

GNL Chile S.A. 76.418.940-K Coligada Prestamos otorgados 1.175 - - -

Norgas S.A. 78.889.940-8 Coligada Venta de productos

Compras varias

28.463

-

231

-

14.081

34

(42)

-

Petrpower Energia Ltda. 78.335.760-7 Coligada Compra de servicios

Compra de servicios de proceso

Otras ventas

40.390

-

-

-

-

-

11.146

25.575

808

-

-

-

(6) El saldo por cobrar a Primax S.A. (sociedad peruana), corresponde a ventas de productos (operaciones de tipo comercial) efectuadas por Manu Perú S.A.,

filial de Enap Refinerías S.A.. Las condiciones de venta son crédito de 30 días de la fecha de facturación.

(7) Las transacciones de Enap Refinerías S.A. con Innergy Holding S.A., corresponden a compras de gas natural cuyas condiciones de pago son de 10 días

contados de la fecha de recepción de la factura.

(8) Corresponde a la venta de terrenos a GNL Quintero S.A., ubicados en las comunas de Quintero y Puchuncaví, con el propósito de construir un terminal de

regasificación de gas natural licuado.

(9) Corresponde a aportes de capital por enterar en Geotérmica del Norte S.A. (Nota 10 (6)).

ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS

131

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NOTA 6: EXISTENCIAS

El detalle de las existencias es el siguiente:.

EXISTENCIAS

2007 2006

MUS$ MUS$

Petróleo crudo 404.878 175.789

Petróleo crudo en tránsito 281.440 104.962

Productos terminados 623.894 492.442

Productos terminados en tránsito 206.280 31.073

Materiales en bodega (neto) 72.081 56.593

Totales 1.588.573 860.859

Al 31 de diciembre de 2006 Enap Refinerías S.A. realizó un ajuste ascendente a MU$ 4.691 con el objeto de dejar valorizada la canasta de productos termina-

dos a sus respectivos precios de realización, en atención a que los precios de producción como de compras los excedían. El ajuste mencionado se presenta

aumentado los costos de explotación.

NOTA 7: IMPUESTOS DIFERIDOS E IMPUESTOS A LA RENTA

a. Impuestos diferidos

El detalle de los saldos acumulados por impuestos diferidos al 31 de diciembre de 2007 y 2006 es el siguiente:

IMPUESTOS DIFERIDOS

2007 2006 Activo Pasivo Activo Pasivo

Corto Plazo

Largo Plazo

Corto Plazo

Largo Plazo

Corto Plazo

Largo Plazo

Corto Plazo

Largo Plazo

Conceptos MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ Diferencias Temporarias Provisión cuentas incobrables 171 - - - 171 - - - Ingresos Anticipados 2.580 - - - 4.493 - - - Provisión de vacaciones 7.140 - - - 6.411 - - - Amortización intangibles - - - - - - - - Activos en leasing - - - 57 - - - - Gastos de fabricación - - 1.237 - - - 1.152 - Depreciación Activo Fijo - - - - - - - - Indemnización años de servicio - - - - - - - - Otros eventos - 1.548 - - - 1.666 395 - Utilidad no realizada venta de crudo 1.391 - - - 227 - - - Provisión obsolescencia materiales (1) - 4.899 - - - 5.919 - - Provisión retiro plataforma y normaliza - 32.483 - - - 30.229 - - Pérdidas tributarias 801 - - - 272 - - - Contratos leasing - 7.035 - - - 4.061 - 125 Gastos diferidos bonos - - - 4.766 - - - 5.568 Menor valor bono - - - 2.588 - - - 2.838 Gastos financieros diferidos - - - 2.404 - - - 3.444 Provisión valuación inversiones - 8.136 - - - 6.431 - - Activos fijos - 5.044 472 - - 5.673 186 - Gastos pagados por anticipado - - 529 - - - 560 - Provisión medio ambiente 85 - - - 85 - - - Provision Sobreestadia 25 - - - - - - - Recuperacion de impuesto - - 14.928 -

Total Impuestos Diferidos 12.193 59.145 17.166 9.815 11.659 53.979 2.293 11.975 Cuentas complementarias-neto de amortiza - 15.428 - - - 15.368 - 2 Provisión de valuación - 17.321 - 10.688 Totales 12.193 6.396 17.166 9.815 1.659 7.923 2.293 1.973

(1) El saldo de las cuentas complementarias relacionadas con provisión de obsolescencia de materiales y de retiro de platafor mas, es amortizado en función del reverso real de la respectiva diferencia temporal que le dio origen.

132

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b. Impuesto a la renta

El detalle del pasivo (activo) originado por concepto de impuesto a la renta es el siguiente:

Los impuestos devengados por operaciones en el exterior comprenden impuestos a la renta en Argentina, Ecuador, Uruguay, Inglaterra, Colombia (ex-sucursal)

y Perú, e impuestos a los ingresos brutos, de acuerdo a la normativa de cada país.

Enap Sipetrol S.A. presenta utilidad tributaria al 31 de diciembre de 2007 que asciende a MUS$15.410 (MUS$4.868 al 2006), que es compensada con los

creditos generados por agencias en el exterior.

(1) El D.L. N° 2.398 establece un impuesto con tasa de 40% respecto de los dividendos que la empresa reciba de las filiales sociedades anónimas y coligadas

directas. ENAP provisiona este impuesto sobre la base de las utilidades devengadas que se estima serán distribuidas.

La porción a largo plazo por pagar se encuentra en el rubro Provisiones largo plazo (Nota 17).

Al 31 de diciembre de 2007, este saldo incluye impuestos por recuperar del período de ERSA por MUS$ 85.186 e impuestos por pagar por ENAP y Enap Si-

petrol por MUS$ 35.088 y 4.693 respectivamente, a diciembre de 2006, el saldo presentan impuestos a la renta por recuperar de ERSA por MUS$ 52.600 e

impuestos por pagar por ENAP y Enap Sipetrol por MUS$ 125.246 y 18.155 respectivamente

IMPUESTO A LA RENTA

Provisión impuesto renta

Circulante A largo plazo

2007 2006 2007 2006

Provisiones de impuestos a la renta al 31 de diciembre: MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

- 17% de primera categoría 12.185 19.621 - -

- Impuesto único 1.288 4.275

- 40% DL-2.398 sobre utilidades de Enap 20.858 46.167 - -

- 40% DL-2.398 sobre dividendos coligadas (1) 4.764 1.914 - -

- 40% DL-2.398 sobre utilidades filiales (1) - - 11.914 -

- Impuestos provenientes del exterior 23.045 43.023 - -

Total cargos por impuestos del año 62.140 115.000 11.914 -

Traspaso al corto plazo 40% DL-2398 sobre utilidades filiales - 80.968 - (80.968)

Saldos de provisiones de impuestos del año anterior 3.351 - 114.445 195.413

Totales 65.491 195.968 126.359 114.445

Menos:

- Pagos provisionales del período (91.693) (76.927) - -

- Anticipo de impuestos del exterior (18.464) (27.636) - -

- Crédito de capacitación (739) (604) - -

Saldos netos (por recuperar) o pagar (2) (45.405) 90.801 126.359 114.445

ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS

133

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El detalle del Impuesto por Recuperar del Activo Circulante al 31 de diciembre de 2007 y 2006 es el siguiente:

2007 2006

MUS$ MUS$

Impuesto a la renta del período a recuperar 45.405 -

Crédito Fondo Estabilización del Petróleo Leyes 20063-20115-20197 (3) 101.624 13.853

Derechos de Aduana por recuperar 16.492 21.586

IVA por recuperar 85.393 57.383

Impuesto específico gasolinas y diesel 9.054 5.392

Beneficio Tributario por pérdidas tributarias - 12.300

Impto. por recuperar (Nota 21) 26.189 -

Otros impuestos por recuperar 22.362 980

Total 306.519 111.494

(3) Por Ord. Nº 1.272 del 28 de diciembre de 2007, el Ministerio de Hacienda aceptó compensar parte del traspaso pendiente de utilidades del año 2005 y

2006 a rentas generales de la Nación, contra el saldo del Fondo de Estabilización de precios de los combustibles a favor de ENAP, al 30 de junio de 2007, el

cual alcanza a MUS$38.044,2, para lo cual se dictará el decreto respectivo a principios del año 2008.

c. Gastos por impuesto a la renta

El detalle del cargo por impuesto a la renta se presenta es el siguiente:

GASTOS POR IMPUESTO A LA RENTA

2007 2006

Item MUS$ MUS$

Gasto tributario corriente (provisión impuesto) (51.009) (71.977)

Ajuste gasto tributario (ejercicio anterior) - -

Efecto por activos o pasivos por impuesto diferido del ejercicio (7.015) (12.302)

Beneficio tributario por perdidas tributarias - 12.300

Efecto por amortización de cuentas complementarias de activos y pasivos diferidos (62) 552

Efecto en activos o pasivos por impuesto diferido por cambios en la provisión de evaluación (6.633) 2.546

Otros cargos o abonos en la cuenta (23.045) (43.023)

Totales (87.764) (111.904)

El efecto en la utilidad por impuesto a la renta e impuesto diferido, considerando la tasa de impuesto de primera categoría establecida en la Ley de la Renta y

la tasa del impuesto a la renta incorporado en el artículo N°2 del D.L. N°2.398 es el siguiente

GASTOS POR IMPUESTO RENTA

2007 2006

MUS$ MUS$

Utilidad antes de impuesto a la renta e impuestos diferidos 137.404 162.674

Impuesto diferido 17% (3.164) (3.922)

Impuesto a la Renta 17% (12.185) (7.321)

Impuesto Unico (1.288) (4.275)

Impuestos provenientes del exterior (23.045) (43.023)

Utilidad antes de impuesto a la renta e impuestos diferidos según artículo Nº2 del D.L. Nº2.398 97.722 104.133

Impuesto diferido (tasa 40%) (10.546) (5.282)

Impuesto a la Renta (tasa 40%) (37.536) (48.081)

Utilidad antes de amortización mayor valor de inversiones e interés minoritario 49.640 50.770

134

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NOTA 8: ACTIVOS FIJOS

El detalle del activo fijo y sus respectivas depreciaciones acumuladas es el siguiente:

ACTIVOS FIJOS

2007 2006

Saldo brutoDepreciación acumulada Saldo neto Saldo bruto

Depreciación acumulada Saldo neto

MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Terrenos 16.154 16.154 16.902 - 16.902

Construcciones y obras de infraestructura 4.314.586 (2.872.484) 1.442.102 4.064.080 (2.739.503) 1.324.577

Maquinarias y equipos 70.666 (43.579) 27.087 60.646 (37.909) 22.737

Otros activos fijos 406.903 (86.820) 320.083 362.343 (59.969) 302.374

Totales 4.808.309 (3.002.883) 1.805.426 4.503.971 (2.837.381) 1.666.590

El detalle de Construcciones y obras de infraestructura es el siguiente:

CONSTRUCCIONES Y OBRAS DE INFRAESTRUCTURA

2007 2006

MUS$ MUS$

Campos petrolíferos 1.623.267 1.574.975

Plataformas petroleras 690.904 675.693

Proyectos inversión - exploración 109.750 73.239

Refinerías y plantas de gasolina 1.119.650 967.329

Oleoductos y gasoductos 296.066 295.527

Plantas de almacenamiento e instalaciones marítimas 50.061 48.082

Instalaciones de producción 12.459 12.287

Sistemas de reinyección 115.435 115.375

Edificios, poblaciones y campamentos 60.653 60.575

Obras en construcción 236.341 240.998

Total 4.314.586 4.064.080

Menos: Depreciación acumulada (2.872.484) (2.739.503)

Valores netos 1.442.102 1.324.577

PROVISION INVERSIONES CAMPOS PETROLÍFEROS

2007 2006

MUS$ MUS$

Impairment CAM 2A Sur – Argentina 8.258 15.156

Totales 8.258 15.156

Las inversiones en campos petrolíferos efectuadas por la filia Enap Sipetrol S.A. se presentan netas de las siguientes provisiones:

ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS

135

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El detalle de otros activos fijos es el siguiente:

OTROS ACTIVOS FIJOS

2007 2006

MUS$ MUS$

Muebles, útiles y enseres 4.622 3.681

Activos en leasing (1) 268.601 268.601

Materiales en bodega (2) 109.226 82.817

Softwares 7.163 7.022

Otros activos 17.291 222

Total 406.903 362.343

Menos: Depreciación acumulada (86.820) (59.969)

Valores netos 320.083 302.374

(1) En este rubro se incluyen las oficinas corporati-

vas adquiridas mediante un contrato de leasing con

opción de compra con el Banco Santander Chile.

Al 31 de diciembre de 2007 el valor neto asciende

a MUS$16.370 (MUS$ 15.994 en 2006). Este

contrato tiene vencimientos mensuales y finaliza

en agosto de 2018.

Con fecha 19 de julio de 1994, Enap Sipetrol S.A.

suscribió un contrato de arrendamiento con la

Compañía de Seguros de Vida Santander S.A., hoy

Metlife Chile Seguros de Vida S.A., sobre las ofici-

nas Nº401, Nº402 y Nº501, 5 bodegas y 27 esta-

cionamientos del edificio ubicado en calle Avenida

Tajamar Nº183, comuna de Las Condes en Santia-

go. La duración del contrato es de 240 meses con

fecha de término el 11 de julio de 2014.

La obligación por este contrato se incluye en el

pasivo circulante en obligaciones a largo plazo con

vencimiento dentro de un año por MUS$ 207

(MUS$ 117 en 2006). Y en el pasivo a largo plazo

en acreedores varios largo plazo por MUS$ 1.511

(MUS$ 1.498 año 2006).

Enap Refinerías S.A., incluye bajo este rubro las

plantas de Hidrocracking suave de Gas Oil (MHC -

Mild Hydrocracking), de Hidrógeno, las planta de

DIPE y las dos plantas de azufre, generando obliga-

ciones, las que se reflejan netas de intereses no

devengados, bajo el rubro Documentos y cuentas

por pagar a empresas relacionadas del pasivo circu-

lante y del pasivo a largo plazo. Los contratos sus-

critos tienen vigencia hasta el año 2017 con Eteres

y Alcoholes S.A., hasta el año 2019 con Petrosul

S.A., y hasta el año 2020 con Productora de Diesel

S.A. y Compañía de Hidrógeno del Bío Bío S.A.

(2) Los materiales en bodega para activo fijo se mues-

tran netos de provisión de obsolescencia ascendente

a MUS$11.088 en 2007 (MUS$ 11.180 en 2006).

El cargo a resultados por concepto de depreciación

del activo fijo incluido en los costos de explotación

y gastos de administración es el siguiente:

CARGO A RESULTADO POR CONCEPTO DE DEPRECIACION DEL ACTIVO FIJO

2007 2006

MUS$ MUS$

Costos de explotación 229.158 213.024

Gasto de administración 1.426 1.063

Totales 230.584 214.087

Durante el año 2006, se reasignaron activos fijos asociados a gastos de administración a centros de costos operativos.

El 28 de octubre de 2005, se suscribió un contrato de venta con pacto de retroarrendamiento financiero, por las oficinas del edificio corporativo por UF

498.165,17. Este contrato está pactado en UF, tiene un plazo de vencimiento de 154 meses y una tasa de interés de 3,6871% lineal anual.

La obligación por este contrato se incluye en el pasivo circulante en obligaciones a largo plazo con vencimiento dentro de un año por MUS$1.323 (MUS$1.112

año 2006) y en el pasivo a largo plazo en acreedores varios largo plazo por MUS$15.645 (MUS$14.799 año 2006).

NOTA 9: TRANSACCIONES DE VENTA CON RETROARRENDAMIENTO

136

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NOTA 10: INVERSIONES EN EMPRESAS RELACIONADAS

El detalle de las inversiones en empresas relacionadas es el siguiente:

INVERSIONES EN EMPRESAS RELACIONADAS

Porcentaje de participación

Patrimonio sociedades

Resultado del ejercicio

Patrimonio sociedades a

valor justo

Resultado del ejercicio a valor justo

Resultado devengado VP / VPP

Resultados no realizados

Valor contable de la inversión

RUT Sociedad Pais de origen

Moneda de control de la inversión

Nª de acciones

2007

%

2006

MUS$

2007

%

2006

MUS$

2007

%

2006

MUS$

2007

%

2006

MUS$

2007

%

2006

MUS$

2007

MUS$

2006

MUS$

2007

MUS$

2006

MUS$

2007

MUS$

2006

MUS$

2007

MUS$

2006

MUS$

Extranjera A&C Pipeline Holding (5) I.Cayman Us$ 326.250 36,25 18,25 467 415 - - - - - - - - 85 76 85 76

99.519.810-K Compañía de Hidrógeno Del Bío Bío S.A. (1) Chile Us$ 100.000 10,00 10,00 10.364 10.566 2.080 3.969 10.364 10.566 2.080 3.969 208 396 1.036 1.056 1.036 1.056

96.668.110-1 Compañía Latinoamericana Petrolera S.A. Chile Peso 44.224 40,00 40,00 12.137 11.412 -992 -207 - - - - -397 -82 4.855 4.567 4.855 4.567

99.577.350-3 Empresa Nacional De Geotermia S.A.(1) Chile Peso 1.539.865 49,00 49,00 3.152 81 -1.535 -1.711 3.152 81 -1.535 -1.711 -752 -839 1.545 39 1.545 39

99.519.820-7 Enercon S.A.(1) Chile Us$ 435.058 49,00 49,00 27.028 17.085 1.305 30 27.028 17.085 1.305 30 639 14 13.244 8.372 13.244 8.372

96.913.550-7 Éteres Y Alcoholes S.A. Chile Us$ 4.174 41,74 41,74 12.237 10.361 1.876 1.878 - - - - 784 784 5.108 4.324 5.108 4.324

76.932.370-8 Forenergy (1) Chile Peso 120 40,00 75 75 - 30 30 -

96.694.400-5 Gas de Chile S.A. Chile Peso 2.973.170 50,00 50,00 61 61 - -12 - - - - - -6 31 32 31 32

96.971.330-6 Geotérmica del Norte S.A. (6) Chile Peso 2.622.723.929 45,37 44,00 4.591 3.182 -1.704 -7 - - - - -772 -5 2.083 1.400 2.083 1.400

76.418.940-K GNL Chile S.A. (1) (2) Chile Peso 4.000.000 33,33 33,33 -3.439 -2.607 -830 -2.626 -3.439 -2.607 -830 -2.626 -277 -875 1 1 1 1

76.788.080-4 GNL Quintero S.A. (1) (3) Chile Us$ 200 20,00 16.000 -1.480 16.000 -1.480 -296 3.200 3.200 -

96.856.650-4 Innergy Holding S.A. Chile Peso 13.680.788 25,00 25,00 -18.259 -6.530 -24.730 -5.455 - - - - -6.183 -1.364 1 1 1 1

78.889.940-8 Norgas S.A. Chile Peso 420.000 42,00 42,00 7.378 6.220 2.713 1.790 - - - - 1.139 752 3.099 2.612 3.099 2.612

Extranjera Oleoducto Trasandino (Argentina) S.A. (5) Argentina Us$ 16.311.050 35,93 18,09 24.517 25.230 -713 -1.682 4.871 - - - -129 -304 5.304 4.564 - 5.304 4.564

96.655.490-8 Oleoducto Trasandino (Chile) S.A. (5) Chile Peso 6.225.293 35,83 18,04 9.512 9.008 -563 -257 24.766 - - - -102 -46 6.122 1.625 6.122 1.625

78.335.760-7 Petropower Energía Ltda Chile Us$ - 15,00 15,00 93.284 76.187 30.263 16.025 - - - - 4.540 2.404 13.992 11.428 13.992 11.428

96.969.000-4 Petrosul S.A. Chile Us$ 4.739 47,39 47,39 12.850 12.462 809 850 - - - - 384 402 6.090 5.906 6.090 5.906

Extranjera Primax S.A. (1) Perú Us$ 86.466.630 49,00 49,00 65.956 69.448 11.808 5.498 65.956 69.448 11.808 5.498 5.786 2.694 32.318 34.030 32.318 34.030

Extranjera Primax Holdings S.A. (Ecuador) (1) Ecuador Us$ 392 49,00 49,00 -1.385 -1.394 -374 -1.395 -1.385 -1.394 -374 -1.395 -183 -683 1 1 1 1

99.548.320-3 Productora Diesel S.A.(1) Chile Us$ 9.989.940 45,00 45,00 10.996 9.914 2.232 1.861 10.996 9.914 2.232 1.861 1.004 837 4.948 4.461 4.948 4.461

Extranjera Terminales Marítimas Patagónicas S.A. (4) Argentina Us$ - - - - - - - - - 468 - - - -

Extranjera Gasoducto Cayman Ltd. (4) - - - - - - - - -

Extranjera Gasoducto del Pacifico (Argentina) S.A. (4) - - - - - 426 - - -

96.762.250-8 Gasoducto del Pacifico (Chile) S.A. (4) - - - - - 616 - - -

96.889.570-2 Inversiones Electrogas S.A. (4) - - - - - 136 - - -

76.532.150-6 Sociedad de Exploracion de Explotación Petrolera S.A. (7)

- - - - - 4.046 - - -

81.095.400-0 Sociedad Nacional de Oleoductos S.A. (4) - - - - - 407 - - -

76.384.550-8 Sociedad Nacional Maritíma S.A. (4) - - - - - -149 - - -

Totales 103.093 84.495 - - 103.093 84.495

ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS

137

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INVERSIONES EN EMPRESAS RELACIONADAS

Porcentaje de participación

Patrimonio sociedades

Resultado del ejercicio

Patrimonio sociedades a

valor justo

Resultado del ejercicio a valor justo

Resultado devengado VP / VPP

Resultados no realizados

Valor contable de la inversión

RUT Sociedad Pais de origen

Moneda de control de la inversión

Nª de acciones

2007

%

2006

MUS$

2007

%

2006

MUS$

2007

%

2006

MUS$

2007

%

2006

MUS$

2007

%

2006

MUS$

2007

MUS$

2006

MUS$

2007

MUS$

2006

MUS$

2007

MUS$

2006

MUS$

2007

MUS$

2006

MUS$

Extranjera A&C Pipeline Holding (5) I.Cayman Us$ 326.250 36,25 18,25 467 415 - - - - - - - - 85 76 85 76

99.519.810-K Compañía de Hidrógeno Del Bío Bío S.A. (1) Chile Us$ 100.000 10,00 10,00 10.364 10.566 2.080 3.969 10.364 10.566 2.080 3.969 208 396 1.036 1.056 1.036 1.056

96.668.110-1 Compañía Latinoamericana Petrolera S.A. Chile Peso 44.224 40,00 40,00 12.137 11.412 -992 -207 - - - - -397 -82 4.855 4.567 4.855 4.567

99.577.350-3 Empresa Nacional De Geotermia S.A.(1) Chile Peso 1.539.865 49,00 49,00 3.152 81 -1.535 -1.711 3.152 81 -1.535 -1.711 -752 -839 1.545 39 1.545 39

99.519.820-7 Enercon S.A.(1) Chile Us$ 435.058 49,00 49,00 27.028 17.085 1.305 30 27.028 17.085 1.305 30 639 14 13.244 8.372 13.244 8.372

96.913.550-7 Éteres Y Alcoholes S.A. Chile Us$ 4.174 41,74 41,74 12.237 10.361 1.876 1.878 - - - - 784 784 5.108 4.324 5.108 4.324

76.932.370-8 Forenergy (1) Chile Peso 120 40,00 75 75 - 30 30 -

96.694.400-5 Gas de Chile S.A. Chile Peso 2.973.170 50,00 50,00 61 61 - -12 - - - - - -6 31 32 31 32

96.971.330-6 Geotérmica del Norte S.A. (6) Chile Peso 2.622.723.929 45,37 44,00 4.591 3.182 -1.704 -7 - - - - -772 -5 2.083 1.400 2.083 1.400

76.418.940-K GNL Chile S.A. (1) (2) Chile Peso 4.000.000 33,33 33,33 -3.439 -2.607 -830 -2.626 -3.439 -2.607 -830 -2.626 -277 -875 1 1 1 1

76.788.080-4 GNL Quintero S.A. (1) (3) Chile Us$ 200 20,00 16.000 -1.480 16.000 -1.480 -296 3.200 3.200 -

96.856.650-4 Innergy Holding S.A. Chile Peso 13.680.788 25,00 25,00 -18.259 -6.530 -24.730 -5.455 - - - - -6.183 -1.364 1 1 1 1

78.889.940-8 Norgas S.A. Chile Peso 420.000 42,00 42,00 7.378 6.220 2.713 1.790 - - - - 1.139 752 3.099 2.612 3.099 2.612

Extranjera Oleoducto Trasandino (Argentina) S.A. (5) Argentina Us$ 16.311.050 35,93 18,09 24.517 25.230 -713 -1.682 4.871 - - - -129 -304 5.304 4.564 - 5.304 4.564

96.655.490-8 Oleoducto Trasandino (Chile) S.A. (5) Chile Peso 6.225.293 35,83 18,04 9.512 9.008 -563 -257 24.766 - - - -102 -46 6.122 1.625 6.122 1.625

78.335.760-7 Petropower Energía Ltda Chile Us$ - 15,00 15,00 93.284 76.187 30.263 16.025 - - - - 4.540 2.404 13.992 11.428 13.992 11.428

96.969.000-4 Petrosul S.A. Chile Us$ 4.739 47,39 47,39 12.850 12.462 809 850 - - - - 384 402 6.090 5.906 6.090 5.906

Extranjera Primax S.A. (1) Perú Us$ 86.466.630 49,00 49,00 65.956 69.448 11.808 5.498 65.956 69.448 11.808 5.498 5.786 2.694 32.318 34.030 32.318 34.030

Extranjera Primax Holdings S.A. (Ecuador) (1) Ecuador Us$ 392 49,00 49,00 -1.385 -1.394 -374 -1.395 -1.385 -1.394 -374 -1.395 -183 -683 1 1 1 1

99.548.320-3 Productora Diesel S.A.(1) Chile Us$ 9.989.940 45,00 45,00 10.996 9.914 2.232 1.861 10.996 9.914 2.232 1.861 1.004 837 4.948 4.461 4.948 4.461

Extranjera Terminales Marítimas Patagónicas S.A. (4) Argentina Us$ - - - - - - - - - 468 - - - -

Extranjera Gasoducto Cayman Ltd. (4) - - - - - - - - -

Extranjera Gasoducto del Pacifico (Argentina) S.A. (4) - - - - - 426 - - -

96.762.250-8 Gasoducto del Pacifico (Chile) S.A. (4) - - - - - 616 - - -

96.889.570-2 Inversiones Electrogas S.A. (4) - - - - - 136 - - -

76.532.150-6 Sociedad de Exploracion de Explotación Petrolera S.A. (7)

- - - - - 4.046 - - -

81.095.400-0 Sociedad Nacional de Oleoductos S.A. (4) - - - - - 407 - - -

76.384.550-8 Sociedad Nacional Maritíma S.A. (4) - - - - - -149 - - -

Totales 103.093 84.495 - - 103.093 84.495

138

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(1) Los activos y pasivos de las Sociedades Primax

S.A., Primax Holding S.A., Energía Concón S.A.,

Productora de Diesel S.A., Cía. de Hidrógeno del

Bío Bío, Empresa Nacional de Geotermia, GNL

Chile S.A., GNL Quintero S.A. y Forenergy S.A.,

fueron valorizadas a sus valores justos, de acuerdo

a la metodología establecida en el Boletín Técnico

Nº72, emitida por el Colegio de Contadores de

Chile A.G. y Circular Nº1.697 y Nº1.699 emitida por

la Superintendencia de Valores y Seguros. Dicha

valorización no presentó diferencias significativas

con sus respectivos valores libros.

(2)Con fecha 16 de noviembre de 2005 se constitu-

yó la sociedad Gestora del Proyecto GNL S.A.,

aportando ENAP el 23,27% (2.327.076 pesos). Con

fecha 10 de marzo de 2006 se protocolizó el cambio

de nombre de la sociedad por el de "GNL Chile S.A.".

El 15 de junio de 2006 ENAP compró 639.529 ac-

ciones de Colbún S.A. y 366.726 acciones de AES

Gener S.A., aumentando su participación a un

33,3333%. En Junta Extraordinaria de Accionistas,

de fecha 02 de agosto de 2006, GNL Chile S.A.

aumentó su patrimonio en 2.000.000 de acciones,

equivalentes a 2.000.000 de pesos; Empresa Na-

cional del Petróleo suscribe y paga en abril de 2007,

666.667 acciones, manteniendo su participación de

33,33333%.

(3)Con fecha 09 de marzo de 2007 se constituyó

la sociedad GNL Quintero S.A., en la cual ENAP

suscribe y paga 200 acciones que representan un

20% del capital de dicha sociedad.

(4)Durante el mes de mayo de 2006 la empresa

reclasificó desde Inversiones en empresas relacio-

nadas a Inversiones en otras sociedades, de acuer-

do a lo señalado en el Boletín Técnico Nº72 del

Colegio de Contadores, las siguientes inversiones:

Gasoducto del Pacífico (Chile) S.A., Gasoducto del

Pacífico (Argentina)S.A., Gasoducto Cayman Ltd.,

Sociedad Nacional de Oleoducto S.A., Sociedad

Nacional Marítima S.A., Inversiones Electrogas

S.A., Electrogas S.A. y en septiembre de 2006

Terminales Marítimas Patagónicas S.A., debido a

que no tiene influencia significativa.

(5) Con fecha 10 de diciembre de 2007 Empresa

Nacional del Petróleo compró acciones de Oleo-

ducto Trasandino (Chile) S.A., Oleoducto Trasandi-

no (Argentina) S.A. y A&C Pipeline Holding, au-

mentando su participación a 35,83%, 35,93% y

36,25%, respectivamente.

Estas compras fueron valorizadas a su valor justo, de

acuerdo a la metodología establecida en el Boletín

Técnico Nº72, emitida por el Colegio de Contadores

de Chile A.G. y Circular Nº1.697 y Nº1.699 emitida

por la Superintendencia de Valores y Seguros.

(6) En Sexta Junta Extraordinaria de Accionistas

de Geotérmica del Norte S.A., se aumentó el capi-

tal de dicha sociedad, suscribiendo ENAP

671.555.929 acciones de la Serie A u ordinarias,

representativas del aumento del capital acordado

en la presente junta, en un precio total de

731.728.333 pesos

(7) El 03 de abril de 2006 se dividió la sociedad Enap

Sipetrol S.A., producto de lo cual se creó la sociedad

"Sociedad de Exploración y Explotación Petrolera

S.A." (SEEP S.A.), manteniéndose, al igual que en

Enap Sipetrol S.A., los mismos accionistas y sus

correspondientes participaciones, ENAP con un

99,5% y Enap Refinerías S.A. con un 0,5%.

Con fecha 06 de julio de 2006 SEEP S.A. se vendió

a la empresa canadiense Pacific Stratus Energy en

MMUS$61,8, generando una utilidad neta de

MMUS$15,2 (Nota 21).

INFORMACION SOBRE INVERSIONES EN EL

EXTERIOR:

Para las inversiones en el exterior que mantiene la

Empresa y sus filiales al 31 de diciembre de 2007

y 2006, no existen dividendos acordados por las

utilidades potencialmente remesables al 30 de di-

ciembre de 2007 y 2006.

Durante los ejercicios 2007 y 2006 la Empresa y

sus filiales no han contraído pasivos como cober-

tura de estas inversiones en el exterior.

ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS

139

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NOTA 11: INVERSIONES EN OTRAS SOCIEDADES

Durante el mes de mayo de 2006 la empresa reclasificó desde Inversiones en empresas relacionadas a Inversiones en otras sociedades, de acuerdo a lo señalado

en el Boletín Técnico Nº72 del Colegio de Contadores de Chile A.G., las siguientes inversiones: Gasoducto del Pacífico (Chile) S.A., Gasoducto del Pacífico (Ar-

gentina) S.A., Gasoducto Cayman Ltd., Sociedad Nacional de Oleoducto S.A., Sociedad Nacional Marítima S.A., Inversiones Electrogas S.A. y Electrogas S.A..

INVERSIONES EN OTRAS SOCIEDADES

RUT Sociedad Nª de

Acciones

Porcentaje de participación

%

Valor contable

2007

MUS$

2006

MUS$

96.806.130-5 Electrogas S.A. 30 0,01 2 2

Extranjera Gasoducto Cayman Ltd. 9.100 18,20 5 5

Extranjera Gasoducto Del Pacifico (Argentina) S.A. 15.900.586 18,20 14.051 14.051

96.762.250-8 Gasoducto Del Pacifico (Chile) S.A. 38.592.313 18,20 20.217 20.217

96.889.570-2 Inversiones Electrogas S.A. 150 15,00 5.130 5.130

81.095.400-0 Sociedad Nacional De Oleoductos S.A. 10.061.279 10,06 12.705 12.705

76.384.550-8 Sociedad Nacional Maritima S.A. 12.965.340 12,97 1.668 1.668

70.036.600-6 Asociacion Gremial De Industriales Quimicos A.G. 69 - 8 7

Extranjera Terminales Marítimas Patagonicas S.A. 198.025 13,79 7.664 7.664

Totales 61.450 61.449

NOTA 12: MENOR Y MAYOR VALOR DE INVERSIONES

MENOR VALOR DE INVERSIONES

2007 2006

Monto amortizado en el período

Saldo menor valor

Monto amortizado en el período

Saldo menor valor

RUT Sociedad MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Extranjera TERMINALES MARITIMAS PATAGÓNICAS S.A. - - 203 -

Extranjera PRIMAX S.A. 1.154 4.582 1.154 3.462

Totales 1.154 4.582 1.357 3.462

El detalle del menor valor de inversiones es el siguiente

El menor valor de inversiones en la sociedad Terminales Marítimas Patagónicas S.A., empresa relacionada de la filial Enap Sipetrol S.A., corresponde a la di-

ferencia entre el valor de adquisición de acciones y el valor patrimonial proporcional a la fecha de compra. El plazo de amortización es de 5 años. A contar del

30 de septiembre de 2006 esta inversión se reclasificó a Inversiones en otras sociedades, de acuerdo a los señalado en el Boletín Técnico Nª 72 del Colegio

de Contadores, debido a que Enap Sipetrol S.A. no tiene influencia significativa en la sociedad.

El menor valor de inversiones en la sociedad Primax S.A., empresa relacionada de la filial Enap Refinerías S.A., corresponde a la diferencia entre el valor de

adquisición de acciones y el valor justo a la fecha de la compra. El plazo de amortización se determina considerando el tiempo esperado de retorno de la inver-

sión. El plazo de amortización determinado es de 8 años en el 2007 (5 años en el 2006).

140

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El detalle de obligaciones con bancos e instituciones financieras de corto plazo y a largo plazo con vencimiento en el corto plazo se incluye en el siguiente

NOTA 14: OBLIGACIONES CON BANCOS E INSTITUCIONES FINANCIERAS CORTO PLAZO

OBLIGACIONES CON BANCO E INSTITUCIONES FINANCIERAS LARGO PLAZO-PORCION CORTO PLAZO

OBLIGACIONES CORTO PLAZO

Tipo de monedas e indices de reajustable

Dólares Totales

RUT BANCO O INSTITUCIÓN FINANCIERA

2007

MUS$

2006

MUS$

2007

MUS$

2006

MUS$

Extranjero BBVA BANCO FRANCES S.A. 40.529 - 40.529 -

Totales 40.529 - 42.536 -

Monto capital adeudado 40.000

Tasa Int Prom Anual 7,45%

NOTA 13: OTROS (ACTIVOS)

El detalle de los otros activos de largo plazo es el siguiente:

OTROS ACTIVOS DE LARGO PLAZO

2007 2006

MUS$ MUS$

Gastos asociados a la obtención de préstamos 2.397 4.220

Gastos en emisión de bonos y descuento en colocación (Nota 23) 10.366 12.338

Materiales de operación de baja rotación (1) 7.569 2.194

Pérdida diferida contratos operaciones Swap WTI - -

Derechos contratos swap tasa interés - 344

Pérdida diferida por contratos swap tasa interés (Nota 23) 17.342 -

Derechos cross currency swap leasing (Nota 25) 3.741 1.902

Derechos cross currency swap bonos (Nota 25) 58.324 40.508

Otros 350 502

Totales 100.089 62.008

(1) Los materiales de operación con baja rotación se presentan netos de provisión de obsolescencia por un monto ascendente a MUS$1.976 (MUS$ 7.351 en 2006).

ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS

141

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OBLIGACIONES LARGO PLAZO PORCIÓN CORTO PLAZO

Tipo de monedas e indices de reajustable

Dólares Totales

RUT BANCO O INSTITUCIÓN FINANCIERA2007

MUS$2006

MUS$2007

MUS$2006

MUS$

Extranjero JP MORGAN CHASE BANK (1) 4.132 4.025 4.132 4.025

Extranjero CALYON N.Y BRANCH (2) 383 392 383 392

Extranjero JP MORGAN CHASE BANK (3) 21.044 22.595 21.044 22.595

Totales 25.176 27.012 25.176 27.012

Monto capital adeudado 21000 27012

Tasa int prom anual 5.74% 5.69%

Porcentaje obligaciones moneda extranjera (%) 100,00%

(1) JP Morgan Chase Bank:

El 15 de junio de 2006, se realizó el cierre de una

operación de refinanciamiento por un monto de

220 millones de dólares de los Estados Unidos de

América del crédito Sindicado existente y que se

hizo efectivo a partir del 5 de septiembre de 2006

( "Effective Date"), por parte de ENAP.

Mediante esta operación, ENAP ha suscrito con

quince bancos internacionales un contrato bajo la

ley de Nueva York denominado "Second Amended

and Restated Term Loan Agreement", que modifica

el contrato de crédito de fecha 31 de agosto de

2004, que con dicha fecha modificaba un contrato

de crédito anterior, de fecha 29 de Agosto de 2003.

La actual modificación se refiere a: (i) la consolida-

ción en un solo crédito de los vencimientos del año

2007 al 2009 del principal, de los dos tramos exis-

tentes en el crédito vigente (Tramo 1 y Tramo 2), y

(ii) la modificación del plazo de vencimiento de las

cuotas de principal para llevarlo a un solo pago

("bullet") a 7 años plazo, es decir con vencimiento

en septiembre de 2013.

La tasa de interés aplicable a esta nueva operación

fue de LIBOR+0,20% para los cuatro primeros

años, LIBOR+0,225 para el quinto y sexto año y

LIBOR+0,25% para el séptimo año.

El cambio en el plazo de crédito, que original-

mente tenía amortizaciones en los años 2006 a

2009, significó liberar fondos para el financia-

miento de las inversiones de ENAP para los

próximos años. El spread sobre la tasa de interés

permanece prácticamente inalterado respecto al

crédito original (LIBOR+0,20% entre 2006 y

2008 y LIBOR+0,225% en 2009). Dado que se

trata de un refinanciamiento de pasivos, esta

transacción no tuvo impacto en el nivel de pasi-

vos de ENAP.

(2)CALYON New York Branch:

En diciembre de 2006, la Empresa obtuvo un

c r é d i t o s i n d i c a d o p o r u n m o n t o d e

US$150.000.000, otorgado por un grupo de ban-

cos, actuando como agente el Banco Calyon

New York Branch.

Mediante esta operación, ENAP ha suscrito un

contrato de crédito sindicado bajo la ley de Nueva

York (denominado "Term Loan Agreement"), con

142

VOLVER AL ÍNDICE

un grupo de 12 bancos internacionales. El préstamo tiene un plazo de 7 años, y se pagará en 6 amortizaciones iguales, cancelando la primera cuota el 14

de junio 2011.

La tasa de interés anual aplicable a esta operación es de LIBOR + 0,175% para los primeros tres años, LIBOR + 0,20% para el cuarto y quinto año y LIBOR +

0,225% para el sexto y séptimo año.

(3)JP Morgan Chase Bank Agenciado:

Con fecha 18 de diciembre de 2003, Enap Sipetrol Argentina S.A. obtuvo un préstamo sindicado por US$125.000.000, a 5 años plazo, con pago de capital e

intereses mensuales. Se garantizó con las exportaciones de petróleo y gas de la Cuenca Austral y con una garantía contingente de ENAP. Este préstamo fue

sindicado por el JP Morgan Chase Bank, en él participaron 10 bancos extranjeros. La tasa de interés pactada es LIBOR más un spread anual de 0,75%.

(4) BBVA Banco Francés S.A.:

Con fecha 16 de julio y 31 de agosto de 2007, Enap Sipetrol Argentina S.A. obtuvo préstamos por MUS$30.000 y MUS$10.000, respectivamente a 1 año

plazo, con pagos de capital e intereses al vencimiento el día 15 de julio de 2008 y 30 de agosto de 2008, respectivamente. No se entregaron garantías. La tasa

de interés aplicada es 7,45% nominal anual.

El detalle y vencimientos de las obligaciones con bancos e instituciones financieras a largo plazo es el siguiente:

NOTA 15: OBLIGACIONES CON BANCOS E INSTITUCIONES FINANCIERAS LARGO PLAZO

OBLIGACIONES CON BANCOS E INSTITUCIONES FINANCIERAS LARGO PLAZO

Años de vencimiento 2007 2006

RUT Banco o Institución Financiera

Moneda Indice de reajuste

Más de 1 hasta 2

Más de 2 hasta 3

Más de 3 hasta 5

Más de 5 hasta 10

Total largo plazo

Tasa de interés anual

promedio Total

largo plazo

MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ %

Extranjero JP MORGAN CHASE BANK (1) Dólares - - - 220.000

220.000 5,63% 220.000

Extranjero CALYON N.Y. BRANCH (2) Dólares - - 100.000

50.000 150.000 5,34% 150.000

Extranjero JP MORGAN CHASE BANK (3) Dólares - - - - - 21.000

Totales - - 100.000 270.000 370.000 391.000

Porcentaje obligaciones moneda extranjera (%) 100%

Porcentaje obligaciones moneda nacional (%) 0.00%

Ver explicación en Nota 14 de (1),(2) y (3) señalados en el cuadro

ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS

143

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NOTA 16: OBLIGACIONES CON EL PÚBLICO CORTO Y LARGO PLAZO (BONOS)

El detalle y vencimientos de las obligaciones con el público se presentan a continuación:

OBLIGACIONES CON EL PÚBLICO CORTO Y LARGO PLAZO (BONOS)

Nº de inscripcion o identificacion del instrumento Serie

Monto nominalcolocado vigente

Unidad dereajuste

del bono Tasa de interés

Plazo final Final

Periodicidad Valor par Colocación en Chile o

en el extranjero

Pago de

intereses Pago de

amortizaciones

2007 2006

MUS$ MUS$

Bonos largo plazo - porción corto plazo

Nº 303 A-1 1.000.000 UF 4.25% 01/10/2012 Semestra Al Venc 429 362 Nacional

Nº 303 A-2 2.250.000 UF 4.25% 01/10/2012 Semestra Al Venc 965 815 Nacional

TIPO 144-A Única 290.000.000 US$ 6.75% 15/11/2012 Semestra Al Venc 2.528 2.447 Extranjera

TIPO 144-A Única 150.000.000 US$ 4.875% 15/03/2014 Semestra Al Venc 2.161 2.133 Extranjera

Total - porción corto plazo 6.083 5.757

Bonos largo plazo

Nº 303 A-1 1.000.000 UF 4.25% 01/10/2012 Semestra Al Venc 39.491 34.442 Nacional

Nº 303 A-2 2.250.000 UF 4.25% 01/10/2012 Semestra Al Venc 88.855 77.493 Nacional

TIPO 144-A Única 290.000.000 US$ 6.75% 15/11/2012 Semestra Al Venc 290.000 290.000 Extranjera

TIPO 144-A Única 150.000.000 US$ 4.875% 15/03/2014 Semestra Al Venc 150.000 150.000 Extranjera

Total largo plazo 568.346 551.935

a) Bonos ENAP I-2002 Serie A Subseries A-1 y A-2:

Con fecha 4 de octubre de 2002, la Empresa ins-

cribió en el Registro de Valores de la Superinten-

dencia de Valores y Seguros bajo el Nº303, la

emisión de bonos reajustables en unidad de fo-

mento (U.F.), en el mercado local, la cual se efec-

tuó con fecha 22 de octubre de 2002. Esta coloca-

ción se efectuó en dos subseries A-1 y A-2, cuyas

características son las siguientes:

La colocación de bonos en el mercado local fue por

UF 3.250.000. El plazo de vencimiento es de 10

años, los pagos de intereses son semestrales, la

tasa de interés es de un 4,25% anual y la amorti-

zación del capital es al final del plazo.

b) Bonos Internacionales:

Con fecha 5 de noviembre de 2002, la Empresa efec-

túo la emisión y colocación de bonos del tipo 144 A

en el mercado estadounidense, a una tasa de interés

de 6,75% anual, por un monto de US$290 millones.

Con fecha 16 de marzo de 2004, la Empresa 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 US$150 millones.

El plazo de vencimiento de ambas colocaciones es

de 10 años. Los pagos de intereses son semestra-

les y la amortización del capital corresponde a una

sola cuota al término del período.

c) Descuento y costos en colocación de bonos:

Los descuentos en las colocaciones de bonos, han

sido diferidos en los mismos períodos de las corres-

pondientes emisiones. El saldo se presenta en

Otros activos circulantes corto y largo plazo, inclui-

dos los gastos de la emisión.

144

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NOTA 17: PROVISIONES Y CASTIGOS

El detalle de las provisiones es el siguiente:

PROVISIONES Y CASTIGOS

2007 2006

MUS$ MUS$

Corto plazo:

Vacaciones 21.323 20.251

Compensaciones y beneficios del personal 22.274 16.634

Indemnización años de servicio 3.761 1.822

Provisión carena barcaza y remolcadores 623 485

Provisión inversión patrimonio negativo 5.713 2.504

Provisión medio ambiental 500 -

Otros 4.122 2.120

Totales 58.316 43.816

Largo plazo:

Indemnización años de servicio 153.202 135.807

Impuesto a la Renta (Nota 7) 126.359 114.445

Provisión retiro de plataformas, normalización de pozos y yacimientos y remediación medio ambiental (1) 65.953 59.366

Provisión valuación inversiones 14.274 11.282

Otras provisiones a largo plazo 588 1.052

Totales 360.376 321.952

(1) Provisión para cubrir los gastos estimados en los cuales deberá incurrir la Empresa en el retiro de plataformas del Estrecho de Magallanes, normalización de

pozos en tierra y remediación medio ambiental.

Castigos - Al 31 de diciembre de 2007, se registraron castigos de exploraciones en Enap Sipetrol S.A. por un monto de MUS$6.395 (MUS$4.803 en 2006),

los cuales corresponden a activos relacionados con yacimientos petroleros en el exterior. Durante los mismos años 2007 y 2006, ENAP y Enap Refinerías S.A.

no efectuaron castigos.

NOTA 18: INDEMNIZACIONES AL PERSONAL POR AÑOS DE SERVICIO

El movimiento de la provisión que cubre el beneficio de indemnización al personal por años de servicio es el siguiente:

INDEMNIZACIONES AL PERSONAL POR AÑOS DE SERVICIOS

2007 2006

MUS$ MUS$

Saldo inicial al 1° de enero 137.629 141.225

Incremento de provisión 11.721 13.384

Disminución - (29)

Pagos del período (2.374) (12.700)

Diferencia de cambio 9.987 (4.251)

Totales 156.963 137.629

ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS

145

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NOTA 19: INTERÉS MINORITARIO

El interés minoritario corresponde a la participación de accionistas minoritarios de Enap Refinerías S.A.

INTERES MINORITARIO

2007 2006

Patrimoniofilial

Participación minoritaria

Efectos en resultados

(cargo) / abonoPatrimonio

filialParticipación minoritaria

Efectos en resultados

(cargo) / abono

MUS$ % MUS$ MUS$ MUS$ % MUS$ MUS$

Enap Refinerías S.A. 659.463 0,04 264 8 638.555 0,04 254 (29)

NOTA 20: PATRIMONIO

a. Cambios en el patrimonio:

El movimiento del patrimonio registrado entre el 1º de enero y el 31 de diciembre de 2007 y 2006, es el siguiente:

PATRIMONIO

Capital pagado Otras reservas

Resultados Acumulados

Resultado del Ejercicio Total MUS$

Saldo al 1 de enero de 2006 791.471 (68.432) (1.646) 197.844 919.237

Distribución resultado año 2005 - - 197.844 (197.844)

Traspasos utilidades al Fisco - - (56.361) - (56.361)

Capitalización reservas y/o utilidades 85.230 - (85.230) -

Cambios patrimoniales netos - (719) - - (719)

Traspaso retasación técnica Activo Fijo coligada - (16) 16 -

Ingresos por aplicación Decreto Hacienda Nº 390 - - 25.927 - 25.927

Resultado del ejercicio - - - 50.799 50.799

Saldo al 31 de diciembre de 2006 876.701 (69.167) 80.550 50.799 938.883

Saldo al 1 enero de 2007 876.701 (69.167) 80.550 50.799 938.883

Distribución resultado ejerc. anterior - - 50.799 (50.799)

Dividendo definitivo ejerc. anterior - - - -

Aumento del capital con emisión de acciones de pago - - - -

Capitalización reservas y/o utilidades 55.999 - (55.999) -

Déficit acumulado período de desarrollo - - - -

Cambios patrimoniales netos - 1.058 - - 1.058

Traspaso retasación técnica Activo Fijo coligada - - - -

Ingresos por aplicación Decreto Hacienda Nº 390 - - - -

Revalorización capital propio - - - -

Resultado del ejercicio - - - 49.632 49.632

Dividendos provisorios - - - -

Saldo al 31 de diciembre de 2007 932.700 (68.109) 75.350 49.632 989.573

146

VOLVER AL ÍNDICE

-Al 31 de marzo de 2006, se registró en utilidades

acumuladas, ingresos por MUS$25.927 provenien-

tes de la cobertura contratada, (opción tipo call

spread con J.P.Morgan) para estabilizar el precio

del diesel, netos de costos incurridos por ENAP

durante el período enero a marzo de 2006, con

motivo de la estabilización de precios del diesel,

gasolina y kerosene.

-El Fisco de Chile, a través del Ministerio de Ha-

cienda ordenó mediante el Decreto Nº370 del 28

de marzo de 2006, posteriormente, reemplazado

por el Decreto Nº667 del 13 de junio de 2006, el

traspaso a rentas generales de la Nación, de parte

de las utilidades del año 2005 por MUS$56.361

(equivalentes a M$30.123.000), ingresadas a la

Tesorería General de la República durante los

meses de Mar zo a Mayo en cuotas de

M$10.041.000 cada una.

-Mediante Ord. Nº883 de 30 de diciembre de 2005,

el Ministerio de Hacienda autorizó la capitalización

de MU$17.185 de las utilidades del ejercicio 2005.

Esta capitalización se registró en el período 2006.

-Mediante Ord.Nº243 de 28 de marzo de 2006, el

Ministerio de Hacienda autorizó la capitalización de

MUS$68.045 de las utilidades del ejercicio 2005.

-Por Decreto Nº545 de 20 de abril de 2007, el Mi-

nisterio de Hacienda fijó el programa de traspaso

a rentas generales de la Nación de parte de las

utilidades del año 2005 y 2006 por MUS$40.035

(equivalentes a M$21.619.278) y MUS$5.321

(equivalentes a M$2.873.340), respectivamente.

Posteriormente, el decreto Nº686 del 18 de di-

ciembre del 2007, del Ministerio de Hacienda, dejó

sin efecto lo dispuesto en el decreto anterior.

-El 14 de mayo de 2007, el Ministerio de Hacienda

mediante Ord.Nº430 autorizó la capitalización de

MUS$50.799 correspondiente a las utilidades fi-

nancieras del ejercicio 2006.

-Por Ord. Nº1.272 del 28 de diciembre de 2007,

el Ministerio de Hacienda suspendió transitoria-

mente por el período 2007, la política de traspaso

de utilidades de ENAP al Fisco. Al mismo tiempo,

dejó sin efecto, transitoriamente para dicho año,

el traspaso de utilidades a todo evento, para com-

pletar el 14% de rentabilidad sobre el patrimonio

con utilidades retenidas de períodos anteriores.

En relación con los traspasos al Fisco programa-

dos para diciembre 2007 de MUS$45.356, el

Ministerio de Hacienda aceptó, a fin de evitar un

mayor endeudamiento de la empresa, compensar

dichos recursos con el saldo acumulado al 30 de

junio de 2007 del Fondo de estabilización de pre-

cios de los combustibles a favor de ENAP, el cual

alcanza a MUS$38.044,2, para lo cual se dictará

el decreto respectivo a principios de año 2008, de

acuerdo a las normas legales vigentes al respecto.

Asimismo, autorizó la capitalización de utilidades

por MUS$5.200 para el financiamiento del Ga-

soducto Pecket Esperanza, lo que había sido aco-

gido previamente mediante Ord. Nº915 de 3 de

octubre de 2007, en atención a su rentabilidad

social. La diferencia, esto es MUS$2.111,8, se

mantendrá como saldo a favor del Fisco.

El detalle del movimiento en otras reservas es el

siguiente:

Ajuste acumulado por diferencia de conversión de filiales en el extranjero

En este rubro se incluye la reserva por el ajuste de conversión proveniente de las filiales extranjeras originadas por las variaciones en la inversión en el exterior

y por la valuación de los respectivos pasivos contraídos para adquirir esta inversión, hasta diciembre de 2004

MOVIMIENTOS OTRAS RESERVAS

2007 2006

MUS$ MUS$

Ajuste acumulado por diferencia de conversión de filiales en el extranjero (76.029) (76.029)

Cambios patrimoniales netos 3.795 2.737

Otras reservas 4.125 4.125

Totales (68.109) (69.167)

AJUSTE ACUMULADO POR DIFERENCIA DE CONVERSION DE FILIALES

Saldos al 01.01.2007

Variación neta del ejercicio Saldos al

Inversión Pasivo 2007 2006MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Enap Sipetrol S.A. (72.666) - - (72.666) (72.666)

Otras sociedades relacionadas (3.363) - - (3.363) (3.363)

Totales (76.029) - - (76.029) (76.029)

ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS

147

VOLVER AL ÍNDICE

Cambios patrimoniales netos

A partir de enero de 2005 las variaciones patrimoniales de las empresas coligadas que llevan la contabilidad en moneda nacional, se registran en la línea cam-

bios patrimoniales netos. El movimiento del ejercicio es el siguiente:

CAMBIOS PATRIMONIALES NETOS

Saldos al 01.01.2007

Variación neta del ejercicio Saldos al

Inversión Pasivo 2007 2006

MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Cía. Latinoamericana Petrolera S.A. 31 614 - 645 31

Electrogas S.A. 1 - - 1 1

Empresa Nacional de Geotermia S.A. 40 230 - 270 40

Enercon S.A. 261 - - 261 261

Gas de Chile S.A. 3 - - 3 3

Geotérmica del Norte S.A. 109 (47) - 62 109

GNL Chile S.A. - (114) - (114) -

Innergy Holding S.A. 183 (26) - 157 183

Inversiones Electrogas S.A. 231 - - 231 231

Norgas S.A. 162 269 - 431 162

Oleoducto Trasandino (Chile) S.A. 74 132 - 206 74

Petrosul S.A. 696 - - 696 696

Sociedad Nacional de Oleoductos S.A. 893 - - 893 893

Sociedad Nacional Marítima S.A. 53 - - 53 53

Totales 2.737 1.058 - 3.795 2.737

b. Otras reservas

El saldo de Otras reservas es el siguiente:

OTRAS RESERVAS

Saldos al 01.01.2007

Variación neta del ejercicio Saldos al

Inversión Pasivo 2007 2006

MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Retasación técnica Activo Fijo de coligada SONACOL S.A. 4.125 - - 4.125 4.125

Totales 4.125 - - 4.125 4.125

148

VOLVER AL ÍNDICE

El detalle de los otros ingresos y egresos fuera de la explotación es el siguiente:

NOTA 21:OTROS INGRESOS Y EGRESOS FUERA DE LA EXPLOTACIÓN

OTROS INGRESOS Y EGRESOS FUERA DE LA EXPLOTACIÓN

2007 2006

a. Otros ingresos: MUS$ MUS$

Resultado en venta de activo fijo 27.476 2.836

Ingresos por servicios varios 6.515 9.025

Dividendos percibidos de Otras Sociedades 11.626 3.403

Ingresos netos de inversiones - 271

Utilidad en venta de inversiones - 15.215

Recuperacion de Impuestos 26.189 -

Otros ingresos 2.927 5.657

Totales 74.733 36.407

b. Otros egresos :

Provisión valuación de inversiones (2.981) (1.208)

Seguro opción por commodity - (4.590)

Pérdida en venta de inversiones - (4)

Bajas de activo fijo y materiales (47) (194)

Provisión plan desvinculación (374) (238)

Costo venta de servicios varios (387) (3.796)

Otros egresos (3.878) (4.002)

Totales (7.667) (14.032)

ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS

149

VOLVER AL ÍNDICE

NOTA 22: DIFERENCIAS DE CAMBIO

El detalle de las diferencias de cambio abonada (debitada) a resultados se presenta en el siguiente cuadro:

DIFERENCIAS DE CAMBIO

2007 2006

Moneda MUS$ MUS$

Activos (cargos) / abonos

Disponible Pesos chilenos 1.262 81

Pesos argentinos (176) (164)

Deudores por venta Pesos chilenos 55.881 (20.731)

Pesos argentinos 110 247

Deudores varios Pesos chilenos 4.064 (831)

Pesos argentinos 173 0

Documentos y cuentas por cobrar a empresas relacionadas corto plazo Pesos chilenos 284 64

Pesos argentinos 23 0

Libras esterlinas (361) 0

Impuestos por recuperar Pesos chilenos 12.369 12.617

Pesos argentinos 0 0

Gastos pagados por anticipado Pesos argentinos (183) 0

Otros activos circulantes Pesos chilenos 13.135 (14.863)

Pesos argentinos 0 184

Deudores largo plazo Pesos chilenos 64 (72)

Documentos y cuentas por cobrar a empresas relacionadas largo plazo Pesos chilenos 1.729 0

Pesos argentinos (358) 0

Otros activos largo plazo Pesos chilenos 789 1.560

Pesos argentinos 287 (230)

Otros de otros activos Pesos chilenos 0 (125)

Activo fijo Pesos argentinos (1.027) 0

Total (Cargos) Abonos 88.065 (22.263)

Pasivos (cargos) / abonos

Cuentas por pagar Pesos chilenos (24.089) 4.595

Pesos argentinos (160) (95)

Documentos y cuentas por pagar a empresas relacionadas corto plazo Pesos chilenos (146) 353

Pesos argentinos (88) (37)

Libras esterlinas 0 117

Provisiones corto plazo Pesos chilenos (2.366) 1.754

Pesos argentinos (3) 2

Otros pasivos circulantes Pesos chilenos (29.108) 215

Pesos argentinos 0 (598)

Documentos y cuentas por pagar a empresas relacionadas largo plazo Pesos chilenos (157) 83

Provisiones largo plazo Pesos chilenos (10.005) 4.981

Otros pasivos largo plazo Pesos chilenos (19.006) 2.200

Pesos argentinos 54 0

Total (Cargos) Abonos (85.074) 13.570

(Perdida) Utilidad por diferencias de cambio 2.991 (8.693)

En la columna moneda se señala pesos chilenos, ya que desde enero de 2005 ENAP lleva contabilidad en dólares, de acuerdo a Nota 2 c).

150

VOLVER AL ÍNDICE

NOTA 23: GASTOS DE EMISIÓN Y COLOCACIÓN DE TÍTULOS ACCIONARIOS Y DE TÍTULOS DE DEUDA

El detalle de los gastos por emisión de bonos presentados en Otros activos circulantes y Otros de otros activos, es el siguiente:

GASTOS Y MAYOR TASA DE DESCUENTO EN EMISIÓN DE BONOS

Corto Plazo Largo Plazo2007 2006 2007 2006

MUS$ MUS$ MUS$ MUS$Desembolso por emisión de colocación bonos - local 254 222 957 1.059

Mayor tasa de descuento por colocación bonos - local 658 574 2.471 2.730 Desembolso por emisión de colocación bonos - internacional 1.340 1.340 5.808 7.147 Mayor tasa de descuento por colocación bonos - internacional 273 273 1.130 1.402

Totales 2.525 2.409 10.366 12.338

NOTA 24: ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO

EFECTIVO Y EFECTIVO EQUIVALENTE

2007 2006

MUS$ MUS$

Disponible 96.979 54.702

Depósitos a plazo 18.858 14.333

Valores negociables 17.119 16.915

Saldo final de efectivo y efectivo equivalente 132.956 85.950

El detalle del efectivo y efectivo equivalente es el siguiente:

OTROS INGRESOS DE INVERSION

2007 2006

MUS$ MUS$

Devolución capital coligadas - 16.611

Devolución capital inversiones en otras sociedades 5.824

Recuperación de préstamos del personal corto y largo plazo 2.513 947

Totales 2.513 23.382

Flujos futuros comprometidos por la filial Enap Sipetrol S.A. en contratos de asociación

De acuerdo a lo establecido en los contratos de operación petrolera, en asociación con gobiernos y/o socios, existen compromisos suscritos a desarrollar para

los próximos años.

Estas actividades contemplan la perforación de pozos de exploración, realización de sísmicas 3D y arriendo de equipos para perforar en Argentina y Egipto,

todo esto por un monto total de MUS$25.608.

ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS

151

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NOTA 25: CONTRATO DE DERIVADOS

Desde octubre de 2002 ENAP mantiene un Cross Currency Swap UF/USD con vencimiento a 10 años por un monto equivalente a US$66,5 millones como ins-

trumento de cobertura mitigante al riesgo UF/USD. Este instrumento cubre un 91% de la deuda en UF asumida con la emisión de bonos en el mercado local.

En el mes de mayo de 2004 ENAP completó la cobertura de riesgo UF/USD para el Bono en UF del mercado local, contratando un Cross Currency Swap UF/USD

con vencimiento el año 2012 por un monto equivalente a US$ 7,7 millones.

En el mes de julio de 2005 ENAP suscribió un cross currency swap para cubrirse del riesgo de fluctuaciones de la paridad UF - dólar y dejar los flujos del leasing

hipotecario del inmueble de la casa matriz en dólares.

Al 31 de diciembre de 2007, la utilidad neta resultante de la valorización de mercado de estos instrumentos financieros, se difiere de acuerdo lo descrito en Nota 2 t.

Con el fin de mitigar los riesgos provenientes de las fluctuaciones en la tasa de interés de los préstamos bancarios, ENAP suscribió en los años 2003, 2004, 2005

y 2006 contratos de swap de tasa de interés y opciones zero cost collar.

Con el objetivo de cubrir los riesgos provenientes de las fluctuaciones en la tasa de interés Libor de 3 meses en las cuentas por pagar de corto plazo, ENAP sus-

cribió durante el año 2005 contratos de swap de tasa de interés.

ENAP, por mandato de Enap Refinerías S.A., ha suscrito contratos de cobertura de tipo de cambio (Peso/Dólar) con el fin de cubrir el riesgo por fluctuaciones del

valor del dólar en los flujos provenientes de sus deudores por ventas.

ENAP, por mandato de ENAP Refinerías S.A., ha suscrito contratos de cobertura del tipo zero-cost collar con el fin de cubrir el riesgo de variación del valor del

petróleo crudo importado entre la fecha de embarque de éste y la fecha estimada de fijación del precio de venta de los productos refinados.

El detalle de los contratos de derivados se presenta en cuadro adjunto.

152

VOLVER AL ÍNDICE

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89

- 1

89

ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS

153

VOLVER AL ÍNDICE

NOTA 26: CONTINGENCIA Y

RESTRICCIONES

a. Juicios:

Actualmente la Empresa mantiene 17 juicios labo-

rales por un monto aproximado de MUS$5.004 (6

de estos juicios por cuantía indeterminada), este

monto incluye MUS$336 correspondiente a juicios

por término injustificado de contrato laboral, en el

cual se demanda a ENAP por su responsabilidad

subsidiaria. No se ha constituido provisión para tal

efecto, dado que la Administración y Fiscalía de

ENAP estiman que es improbable que se genere

algún egreso significativo para la Empresa.

La empresa ha sido demandada en 1 juicio por

acción de reparación de medio ambiente y regula-

rización de servidumbres, en forma conjunta con

acciones de indemnización de perjuicios, por un

monto aproximado de MUS$25.358 (6 de estos

juicios por cuantía indeterminada). Estas causas se

encuentran en etapas de sentencia definitiva de

primera instancia, lo que sumado a la imprevisibili-

dad del resultado de cualquier litigio, impide a la

Empresa hacer un pronóstico preciso de su viabili-

dad. Sin embargo, la Administración y Fiscalía de

ENAP estiman que es improbable que se genere

algún egreso significativo para la Empresa, toda

vez que parte de los montos demandados asume

la eventual compensación de perjuicios en forma

retroactiva y por un período de 50 años, período

que excede los plazos de prescripción aplicables.

Por la misma razón, no se ha constituido provisión

contable para dichos efectos.

La empresa ha sido demandada adicionalmente en

2 juicios civiles por supuesto incumplimiento de

contrato, por un monto aproximado de MUS$

3.363, en uno se dicta sentencia definitiva de pri-

mera instancia que rechaza en todo las acciones

deducidas, pendientes apelación deducida por

demandante, y, en el otro, se dictó sentencia, la

que fue apelada por ambas partes y se encuentra

pendiente la vista y fallo de recurso de apelación.

No se ha constituido provisión para tal efecto, dado

que la Administración y Fiscalía de ENAP estiman

que es improbable que se genere algún egreso

significativo para la Empresa.

La Empresa ha sido demandada en 2 juicios, uno

precario de cuantía indeterminada y el otro de pres-

cripción de acción hipotecaria y demás obligacio-

nes por una cuantía ascendente a MUS$13. No se

ha constituido provisión para tal efecto, dado que

la Administración y Fiscalía de ENAP estiman que

es improbable que se genere algún egreso signi-

ficativo para la Empresa.

La Empresa ha sido demandada ante el Tribunal de

Defensa de la Libre Competencia por la empresa

Micom S.A., por supuestas prácticas discriminato-

rias y por atentados contra la libre competencia. No

se ha constituido provisión para tal efecto, dado

que la Administración y Fiscalía de ENAP estiman

que es improbable que se genere algún egreso

significativo para la Empresa.

ENAP es parte en un litigio en el que demanda el

cumplimiento forzado del contrato, relacionado con

la venta de algunos activos de su filial Petro Servicio

Corp. S.A. a Missano Inc. Al 31 de diciembre de

2007 el saldo por cobrar asciende a MUS$1.000.

Por este concepto no se ha constituido provisión,

dado que la Administración y Fiscalía de ENAP es-

timan que su pérdida es poco probable, por cuanto

con fecha 22 de enero de 2008, se ve y alega causa

en recurso de casación interpuesto por ENAP ante

la I. Corte Suprema, a fin de que se ordene el pago

de intereses. Fallo queda en acuerdo.

Se mantienen juicios relativos a materias de cons-

titución y ejercicio de servidumbres del oleoducto

Concón - Maipú, cuya operación corresponde a la

Sociedad Nacional de Oleoductos. ENAP, ya sea

actuando como demandante o demandada, no se

verá afectada desde el punto de vista económico,

toda vez que, de acuerdo a los convenios suscritos

con la sociedad mencionada, le corresponde a ella

efectuar los eventuales pagos.

Como consecuencia del incidente de derrame de

petróleo en la Bahía de San Vicente, ocurrido el 25

de mayo de 2007, en el terminal B de la Refinería

Bío Bío, perteneciente a Enap Refinerías S.A., se

han notificado a ENAP, en los meses de diciembre

2007 y enero 2008, vía exhorto, dos demandas

(roles 4-2007; 17-2007) por indemnización de per-

juicios por responsabilidad extracontractual. Estas

demandas se ventilan ante ministros de la I. Corte

de Apelaciones de Concepción, las cuales se en-

cuentran pendientes de acumulación de autos y

posterior contestación de la demanda, en la cual

ENAP alegará falta de legitimación pasiva fundada

en que el ducto e instalaciones implicadas en el

derrame son de propiedad de Enap Refinerías S.A.,

compañía esta última, que se encuentra tramitando

de manera directa estas demandas.

a.2 De la filial Enap Refinerías S.A. (ERSA):

La filial Enap Refinerías S.A. mantiene los siguientes

juicios u otras acciones legales, que en opinión de

la administración en ningún caso, representan indi-

vidualmente o en su conjunto una contingencia de

pérdida de valores significativos para la sociedad.

Demandada por juicios laborales: 27 causas, de

los cuales 14 de ellos corresponden a responsa-

bilidad subsidiaria y/o solidaria por una cuantía

ascendente a MUS$1.184 (6 de ellas indetermi-

nadas); 3 por simulación ascendente a MUS$923

(1 de ellas indeterminada); 9 por indemnización

por accidente del trabajo ascendente a MUS$1.017

y 1 por nulidad del despido y despido injustificado

por MUS$20.

Demandada por juicios civiles: 5 causas, una por

indemnización de perjuicios por derrame ascen-

dente a MUS$4.146, respecto del cual existen

seguros comprometidos; una por indemnización

por perjuicios por muerte por una cuantía de

MUS$967; una por indemnización de perjuicios

contractuales por MUS$141 y una indeterminada

por fuero maternal.

Demandante por juicio criminal: 1 causa por delito

de estafa ascendente a MUS$383.

Reclamante por juicio tributario: Responsabilidad

tributaria por Empresa Almacenadora de Combus-

tibles S.A. (EMALCO), sociedad fusionada con

Enap Refinerías S.A., por diferencias afectas a tasa

de 35% como gasto rechazado ascendente a

MUS$122.

Otras contingencias de la filial Enap Refinerías

S.A. (ERSA)

El 25 de Mayo de 2007, se produjo un derrame de

petróleo crudo en la Bahía de San Vicente, VIII

Región, durante la descarga de petróleo de la nave

"New Constellation" al Terminal B de la Refinería

Bio Bio, perteneciente a Enap Refinerias S.A.

154

VOLVER AL ÍNDICE

Período fiscal observado MontoMUS$ Fecha de oficio Fecha recurso de apelación

Octubre 1997 a diciembre 1998 640,4 27 de diciembre de 2002 20 de febrero de 2003

Junio a diciembre de 1999 33,6 27 de diciembre de 2004 21 de febrero de 2005

Enero a diciembre de 2000 58,7 28 de diciembre de 2005 17 de febrero de 2006

Enero a diciembre de 2001 152,6 16 de diciembre de 2006 14 de febrero de 2007

Enero 2002 a diciembre de 2004 1.264,30 18 de diciembre de 2007 13 de febrero de 2008

Como consecuencia del siniestro se han notificado,

al 31 de diciembre de 2007, 11 demandas por in-

demnización de perjuicios en contra de ERSA, cuya

cuantía asciende a un equivalente de MUS$85.168.

Las demandas, salvo la del Consejo de Defensa del

Estado, son de pescadores y recolectores de algas

y mariscos; los procesos respectivos roles 4, 6, 7,

25, 28, 33, 37, 38 y 39, todos del año 2007, se ven-

tilan conforme al procedimiento establecido en el

DL. 2.222 ante ministros de la I. Corte de Apelación

de Concepción. Hay dos causas en los Juzgados de

Letras de Talcahuano, una iniciada por la I. Munici-

palidad de Talcahuano Rol 3020, cuya cuantía es

indeterminada y otra demanda civil indemnizatoria

interpuesta por algunos dueños de restaurantes de

Caleta Lenga, Rol 2099.

El valor de MUS$85.168 se descompone, aproxi-

madamente, en un 17% por concepto de daño

moral, un 14% por daño emergente, un 40% por

lucro cesante o pérdidas de gananciales y un 28%

por daño ecológico.

La empresa ha calificado a estos juicios como he-

chos no esenciales, porque cuenta con argumen-

tos jurídicos y antecedentes suficientes para esti-

mar, razonablemente, que enervará las acciones

judiciales deducidas en su contra, mediante la de-

mostración de la existencia de los siguientes he-

chos: a) Falta de legitimación activa de parte im-

portante de los demandantes; b) Atribución al

siniestro de efectos ecológicos inexistentes por

parte de los actores; c) Inexactitud respecto de la

causa del incidente invocada por los actores; d)

Falta de relación de causalidad entre los daños in-

vocados y el incidente: tal como lo señalan diver-

sos estudios, la contaminación denunciada por los

demandantes es previa al incidente; e) Exclusión

legal de una parte importante de los daños invoca-

dos por los demandantes: el régimen jurídico apli-

cable (Ley de Navegación) sólo contempla como

posibles objeto de indemnización el lucro cesante

y las medidas razonables de restauración del medio

ambiente y f) Falta de consistencia entre la magni-

tud de las cantidades demandadas y la significa-

ción o tamaño económico de las actividades su-

puestamente afectadas, pues se arguye que los

daños totales ascienden a un equivalente aproxi-

mado de 85 millones de dólares, respecto de una

industria económica cuyos ingresos anuales no

exceden los 500 mil dólares.

En relación con los juicios cabe consignar que la

I. Corte de Concepción por sentencia de 14.11.07,

confirmada por la E.Corte Suprema el 18.12.07

rechazó todos los recursos de protección inter-

puestos en contra de ERSA con motivo del sinies-

tro, dejando constancia que “no puede achacarse

a las recurridas la comisión de un acto u omisión

arbitraria, vale decir, producto de su solo querer o

mero capricho, ya que según se ha explicitado,

consta que las líneas o ductos submarinos eran

supervisados y controlados previos a operar en

labores de trasvasije...” y “... que el supuesto

escenario de ausencia de medidas concretas de

frente a la emergencia ambiental que han dejado

entrever los recurrentes, no es tal... tanto es así

que la línea o ducto fracturado fue reemplazado y

por ello fue autorizada su operación...”, conside-

rando éste que debe relacionarse con el undéci-

mo, en que la I.Corte da por cumplido por la em-

presa el “Plan de Contingencia para el Control de

Derrames de Hidrocarburos, LPG y Productos

Químicos”.

ERSA cuenta con seguros de responsabilidad civil

que han sido activados y que cubrirían esta even-

tual contingencia.

Al mejor entender de la administración la eventual

contingencia podría corresponder a una posible

multa o sanción pecuniaria impuesta por la autoridad

competente, la cual por su carácter sancionatorio no

se encuentra cubierta por seguro alguno, pero de

ser así en ningún caso su monto modificaría en for-

ma significativa la situación patrimonial que la em-

presa exhibe en sus estados financieros.

a.3. De la filial Enap Sipetrol

De la filial Enap Sipetrol S.A, al 31 de diciembre de

2007, mantiene las siguientes contingencias:

a.3.1.Juicios de Enap Sipetrol S.A. (Matriz)

Juicio ordinario laboral ante el 9º Juzgado Laboral

de Santiago, Rol Nº2142-2006. Se demanda in-

demnización por años de servicios y otras presta-

ciones por M$35.000 (MUS$70,4) aproximada-

mente. Se dictó sentencia en primera instancia

que reconoció la postura y monto ofrecido por la

Sociedad en el finiquito de M$5.000 (MUS$10,1)

aproximadamente y rechazó el resto demandado.

La demandante apeló ante la Corte de Apelacio-

nes de Santiago y Fiscalía prevé que la sentencia

será confirmada en los términos expuestos. En

consecuencia, no se estima necesario hacer pro-

visión alguna.

a.3.2.De Enap Sipetrol Argentina S.A.

- Proceso de determinación de impuestos adeuda-

dos (IVA)

La Sociedad Enap Sipetrol Argentina S.A. ha sido

notificada por la Administración Federal de Ingre-

sos Públicos (AFIP), de un proceso de determina-

ción de oficio del Impuesto al Valor Agregado (IVA)

por los siguientes períodos fiscales:

ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS

155

VOLVER AL ÍNDICE

Como la anterior, la Unión Transitoria de Empresas, UTE Area Magallanes (Enap Sipetrol Argentina S.A. y YPF S.A.- Unión Transitoria de Empresas) también

ha sido notificada por la Administración Federal de Ingresos Públicos (AFIP) del proceso de determinación de oficio del Impuesto al Valor Agregado (IVA), por

los siguientes períodos fiscales:

Período fiscal observado MontoMUS$ Fecha de oficio Fecha recurso de apelación

Junio a diciembre 1999 477,3 27 de diciembre de 2004 21 de febrero de 2005

Enero a diciembre de 2000 1.903,80 28 de diciembre de 2005 17 de febrero de 2006

Enero a diciembre de 2001 651,9 16 de diciembre de 2006 14 de febrero de 2007

Enero 2002 a diciembre de 2004 1.119,7 18 de diciembre de 2007 13 de febrero de 2008

Asimismo, la Unión Transitoria de Empresas CAM

2/A Sur (Sipetrol Argentina S.A. - YPF S.A.- Unión

Transitoria de Empresas CAM 2/A Sur) ha sido

notificada por la Administración Federal de Ingre-

sos Públicos (AFIP) de un proceso de determina-

ción de oficio del Impuesto al Valor Agregado (IVA),

por el período fiscal de enero del 2003 a diciembre

de 2004. El ajuste propuesto no fue aceptado por

Enap Sipetrol Argentina S.A., motivo por el cual

con fecha 27 de julio de 2007, se inició el proceso

de determinación de oficio, el cual fue contestado

por Enap Sipetrol Argentina S.A. con fecha 10 de

septiembre de 2007.

Estos procesos de determinación de IVA discuten

la interpretación que, la Ley del Gravamen, han

hecho todas las empresas petroleras operadoras

en Argentina en cuanto a no aplicar IVA respecto

de la construcción de plataformas en el mar terri-

torial argentino. Dicho espacio marítimo no resulta

territorio aduanero y por ende, no se configuraría

el hecho imponible definido en la dicha ley como

"importación definitiva de bienes". La AFIP ha sos-

tenido lo contrario en ciertos Decretos del Poder

Ejecutivo Nacional, Resoluciones y Dictámenes

emitidos, lo cual refleja la amplitud de la labor in-

terpretativa que se viene aplicando a la industria

petrolera en ese país.

De acuerdo a lo señalado por los asesores legales

y tributarios, la Sociedad considera que existen

altas probabilidades de obtener una resolución fa-

vorable sobre estas contingencias en cuanto a

desvirtuar el fondo de la cuestión discutida y no se

ha constituido provisión para tal efecto dado que la

administración y fiscalía estiman que es improba-

ble que se genere algún egreso significativo para

la empresa.

a.3.3.De Sociedad Internacional Petrolera Enap

Ecuador S.A. (SIPEC)

- Juicio iniciado contra el Servicio de Rentas Inter-

nas (SRI) por impuesto a la renta de 2000

En el año 2000, SIPEC era socio de los Bloque 7 y

21, operados por Kerr Mc.Gee (hoy Perenco). El

Servicio de Rentas Internas (SRI) inició a todos los

socios una fiscalización. En el caso de SIPEC se

levantó un acta que fue parcialmente aceptada por

SIPEC, lo cual implicó un pago adicional de aproxi-

madamente MUS$36,0. Sin embargo, todos los

socios del Bloque 7, incluido SIPEC, presentaron

reclamo administrativo en contra de las actas. El

SRI, desconociendo el contrato del Bloque 7, pre-

tende que para determinar el ingreso bruto sujeto

a impuesto a la renta, se debía hacer una compa-

ración mensual entre los precios de venta de crudo

con el precio de referencia que es aquel fijado por

PETROECUADOR para sus propias ventas. El ope-

rador del bloque 7 hizo comparaciones anuales y

el resultado de ello arrojó un ingreso mayor que fue

distribuido entre los socios, para que cada uno

haga su declaración de impuesto a la renta.

El SRI negó el reclamo y eso obligó a SIPEC a ini-

ciar un juicio la Segunda Sala del Tribunal Fiscal,

juicio Nº23652. Actualmente se han presentado las

pruebas correspondientes. Adicionalmente, SIPEC

solicitó la realización de una inspección contable.

El informe ha sido presentado ante el tribunal el 27

de julio de 2006.

Este litigio presenta una potencial contingencia de

MUS$ 96,0 más intereses. Considerando lo impre-

visible del resultado de cualquier litigio, la empresa

no está en condiciones de hacer un pronóstico

preciso de este juicio y no se ha constituido provi-

sión para tal efecto, dado que la administración y

fiscalía estiman que es improbable que se genere

algún egreso significativo para la empresa.

- Juicio laboral en contra de las subcontratistas

URAZUL, ARB, SAE y a SIPEC como contratante,

en el que reclama indemnizaciones por el valor de

MUS$ 170,0 que según el actor incluye indemni-

zación por despido intempestivo, desahucio, 15%

utilidades de los años 2003, 2004, 2005, 2006 y

2007 y pago de horas suplementarias. SIPEC con-

sidera que no tiene ninguna obligación contractual

con el demandante.

- Juicio laboral en contra de SIPEC, en el que recla-

ma indemnizaciones por el valor de MUS$ 33,6, que

según el actor incluye indemnización y 15% utilida-

des del año 2006. SIPEC considera que no tiene

ninguna obligación contractual con el demandante.

156

VOLVER AL ÍNDICE

b. Garantías Directas.

GARANTIAS DIRECTAS ENAP

DeudorActivos

comprometidos

Saldos pendientes de pago a la fecha 31 de diciembre Liberación de garantías

Acreedor de la garantía Nombre Relación DescripciónTipo de Garantía Tipo

Valor contable 2007 2006 2008

Acti-vos

2009 y siguientes Activos

Dirección Regional de Vialidad, Región de Magallanes y Antártica Chilena.

Empresa Nacional del Petróleo

Matriz Garantiza la Correcta ejecución de las obras "Proyecto Paralelismo", en Punta Arenas, con vencimiento en noviembre de 2008 por UF 4.202.

Boleta de Garantía Bancaria

MUS$166

Dirección Regional de Vialidad, Región de Magallanes y Antártica Chilena.

Empresa Nacional del Petróleo

Matriz Garantiza la Correcta aplicación de señalización en las obras "Proyecto Paralelis-mo", en Punta Arenas, con vencimiento en noviembre de 2008 por UF 1.142.

Boleta de Garantía Bancaria

MUS$45

Dirección Regional de Vialidad, Región de Magallanes y Antártica Chilena.

Empresa Nacional del Petróleo

Matriz Garantiza Daños a terceros en las obras "Contrucción Acceso Ruta CH 255" en Punta Arenas, vencimiento en noviembre de 2008 por UF 2.000.

Boleta de Garantía Bancaria

MUS$79

Dirección Regional de Vialidad, Región de Magallanes y Antártica Chilena.

Empresa Nacional del Petróleo

Matriz Garantiza la Correcta aplicación de la señalización de las obras "Contrucción Acceso Ruta CH 255" en Punta Arenas, vencimiento en noviembre de 2008 por UF 50.

Boleta de Garantía Bancaria

MUS$2

Dirección General de Aeronáutica Civil

Empresa Nacional del Petróleo

Matriz Garantiza concesión en "Aeropuerto Mataveri" en Isla de Pascua", con vencimiento el 31 de diciembre de 2008 por UF1.452.

Boleta de Garantía Bancaria

MUS$57

Considerando lo imprevisible del resultado de cual-

quier litigio, la empresa no está en condiciones de

hacer un pronóstico preciso para estos juicios y no

se ha constituido provisión para tal efecto, dado que

la administración y fiscalía estiman que es improba-

ble que se genere algún egreso significativo para la

empresa.

- En el mes de febrero de 2002, SIPEC vendió sus

derechos en el Bloque 7 y 21. El SRI inició una

auditoria de los bloque 7 y 21. En este caso en

particular, el SRI considera que a partir de ese año

los consorcios debían presentar una declaración

unificada de impuesto a la renta, lo cual no fue

hecho por los socios, quienes siguieron presentan-

do declaraciones individuales.

Un acta de determinación fue notificada a PEREN-

CO (actual operador) en diciembre de 2006. PE-

RENCO demandó ante el Tribunal Fiscal la impro-

cedencia del acta de determinación. Se incluyeron

los argumentos sobre gastos propios de SIPEC.

Considerando lo imprevisible del resultado de la

contingencia descrita, la empresa no está en con-

diciones de hacer un pronóstico preciso del resul-

tado de ésta y no se ha constituido provisión para

tal efecto, dado que la administración y fiscalía

estiman que es improbable que se genere algún

egreso significativo para la empresa.

a.3.4.De Egipto

Apelación en juicio por rescisión de contrato de

arrendamiento, devolución de oficinas y cobro de

rentas ante Corte de Apelaciones de El Cairo por

sentencia dictada en causa Nº379/2006. Se de-

manda a la compañía el pago de 90 millones de

libras egipcias, que ascienden a MUS$15,0. Si

bien la empresa no está en condiciones de hacer

un pronóstico del resultado del juicio, no se ha

constituido provisión para tal efecto, dado que la

administración y fiscalía estiman que es improba-

ble que se condene al pago de la suma demanda-

da y por tanto, se genere algún egreso significati-

vo para la empresa.

ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS

157

VOLVER AL ÍNDICE

GARANTÍAS DIRECTAS FILIALES

Activos comprometidos

Saldos Pendientes de Pago a la fecha de diciembre Liberación de garantías

Acreedor de la Garantía DescripciónTipo de Garantía Tipo

Valor Contable 2007 2006 2008 Activos

2009 y siguientes Activos

Enap Refinerías S.A.

Chilquinta Energía S.A.

Con fecha 2 de junio de 2005, la Sociedad ha otorgado a Chilquinta Energía S.A., boleta de garantía en moneda extranjera, ascendente a MUS$ 11.000, luego ampliada en MUS$534 y MUS$279, todas válidas hasta el 30 de abril de 2008, para garantizar el fiel, íntegro y oportuno pago de todas las obligaciones asumidas por Enap Refinerías S.A. en el contrato de suministro de energía y potencia eléctrica de fecha 29 de abril de 2005.

Boleta de Garantía Bancaria

MUS$11.813

Dirección General del Territorio Marítimo y de Marina Mercante

Garantiza el costo de retiro de las obras o construcciones adheridas al suelo concesio-nado, cuyo pago se encuentre pendiente, conforme al Art. 19 del Reglamento sobre Concesiones Marítimas; válida hasta el 24 de abril de 2008 por M$ 37.500.

Boleta de Garantía Bancaria

MUS$75

Dirección General del Territorio Marítimo y de Marina Mercante

Garantiza el costo de retiro de las obras o construcciones adheridas al suelo concesio-nado, conforme a D.S.(M) Nº 297 de 2007, válida hasta el 15 de septiembre de 2008 por M$197.500.

Boleta de Garantía Bancaria

MUS$397

Cataleasco Inc sede Illinois-USA

Garantiza la compra de platino - catalizador VOPR-264, con Cataleasco inc sede Illinois-USA, válida hasta el 30 de septiembre de 2008 por MUS$8.316.

Boleta de Garantía Bancaria

MUS$8.316

CODELCO Garantiza la seriedad de la oferta Nª3 LIC-003/2007, con CODELCO, válida hasta el 6 de marzo de 2008 por UF 9.375.

Boleta de Garantía Bancaria

MUS$370

(*) La liberación de estas garanatías está asociada al cumplimiento de los contratos que le dan origen.

158

VOLVER AL ÍNDICE

c. Garantías Indirectas.

GARANTÍAS INDIRECTAS

DeudorActivos

comprometidos

Saldos Pendientes de Pago a la

fecha de diciembre Liberación de garantías

Acreedor de

la garantía Nombre Relación DescripciónTipo de Garantía Tipo

Valor contable 2007 2006 2008 Activos

2009 y siguientes Activos

Methanex Enap Sipetrol Argentina S.A.

Filial Garantiza cumplimiento de las obligaciones de Sipetrol en Contrato Venta de Gas entre Sipetrol/YPF- Methanex (equivalentes al 30% del contrato). La obligación remanente asciende a 2.357.250.000 SCM(9300 Kcal/m3), a un precio base de 0,75 US$/MMBtu (escala con el precio del metanol) y con una vigencia máxima de hasta el 08.08.2016.

Solidaria (*)

Petropower Energía Ltda.

Enap Refinerías S.A. Filial Garantiza las obligaciones de Enap Refinerías S.A. en el Contrato de Procesamiento suscrito con Petropower, con vigencia hasta el año 2018. La obligación garantizada consiste en el pago de servicios de procesamiento por un valor anual de aproximadamente MUS$18.000

Solidaria (*)

Petropower Energía Ltda.

Enap Refinerías S.A. Filial Garantiza las obligaciones de Enap Refinerías S.A. en los diversos contratos suscritos en el marco del proyecto Petropower ( (i) Contrato de Contribuciones de Capital en la sociedad (15% de participación), (ii) Contrato de Usufructo del terreno para el proyecto y (iii) Contrato de indemnización en caso de acciones u omisiones dolosas y negligente de Enap Refinerías S.A.). La obligación de efectuar aporte de capital ya esta cumplida, las demás obligaciones no son avaluables en dinero en forma anticipada. La vigencia de las garantías es hasta el año 2018.

Solidaria (*)

YPF y Panamerican

Innergy Holding S.A.

Coligada Garantiza (en un 25%) cumplimiento de las obligaciones de Innergy en Contrato Compra de Gas con YPF- Bridas - Pluspetrol. La obligación contractual total nace el año 2004 y rige hasta el año 2019. El 25% a que podría ascender la garantía equivale a MUS$6.000 al 2004, reajustándose anualmente hasta MUS$12.750 el 2019; que está sujeta al envío efectivo del gas por parte de los acreedores de la garantía.

Solidaria (*)

Gasoducto del Pacífico S.A.

Innergy Holding S.A.

Coligada Garantiza (en un 25%) cumplimiento de las obligaciones de Innergy en Contrato de Transporte de Gas con Gasoducto del Pacífico. La obligación contractual rige desde el año 1999 y hasta el 2019. El 25% a que podría ascender la garantía equivale a aproximadamente MUS$8.000 el año 2002, reajustándose anualmente hasta MUS$15.000 el año 2019.

Solidaria (*)

Banco KfW Eteres y Alcoholes S.A. (Etalsa)

Coligada Prenda de las acciones de Etalsa S.A de propiedad de ENAP, en garantía del pago del crédito obtenido para el financiamiento del proyecto, cuya vigencia es hasta el año 2012.

Prenda comercial de acciones

2.087 acciones de Etalsa

MUS$2.554 (*) 2.087 acciones de Etalsa

Eteres y Alcoholes S.A. (Etalsa)

Enap Refinerías S.A. Filial Garantiza las obligaciones de Enap Refinerías S.A. estipuladas en el Contrato de Servicios de Procesamiento (PSA), cuyo vigencia es hasta 2017.

Solidaria (*)

ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS

159

VOLVER AL ÍNDICE

GARANTIAS INDIRECTAS

DeudorActivos

comprometidos

Saldos Pendientes de Pago a la

fecha de diciembre Liberación de garantías

Acreedor de la garantía Nombre Relación Descripción

Tipo de Garantía Tipo

Valor contable 2007 2006 2008 Activos

2009 y siguientes Activos

Banco KfW Petrosul S.A. Coligada Prenda de las acciones de Petrosul S.A de propiedad de ENAP, en garantía del pago del crédito obtenido para el financiamiento del proyecto, cuya vigencia es hasta el año 2012.

Prenda comercial de

acciones

1.579 acciones de Petrosul S.A.

MUS$2.029 (*) 1.579 acciones de Petrosul S.A.

Petrosul S.A. Enap Refinerías S.A.

Filial Garantiza las obligaciones de Enap Refinerías S.A. estipuladas en el Contrato de Servicios de Procesamiento (PSA), cuyo vigencia es hasta 2018.

Solidaria (*)

Banco BNP Paribas

Productora de Diesel S.A.

Coligada Prenda de las acciones de Productora de Diesel S.A. De propiedad de ENAP, en garantía del pago del crédito obtenido para el financiamiento del proyecto, cuya vigencia es hasta el año 2016.

Prenda comercial

de acciones

2.219.987 acciones de

Productora de Diesel S.A.

MUS$1.100 (*) 2.219.987 acciones de Productora de

Diesel S.A.

Productora de Diesel S.A.

Enap Refinerías S.A.

Filial Garantiza las obligaciones de Enap Refinerías S.A. estipuladas en el Contrato de Procesamiento (PSA), cuya vigencia es hasta 2020.

Solidaria (*)

Compañía de Hidrógeno del Bio Bio S.A.

Enap Refinerías S.A.

Filial Garantiza las obligaciones de Enap Refinerías S.A. estipuladas en el Contrato de Procesamiento (PSA), cuya vigencia es hasta el año 2015.

Solidaria (*)

Société Généralé

Compañía de Hidrógeno del Bío Bío S.A.

Coligada Prenda de las acciones de Compañía de Hidrogeno del Bío Bío S.A. de propiedad de ENAP Refinerías S.A., en garantía del pago del crédito obtenido para el financiamiento del proyecto, cuya vigencia es hasta el año 2015

Prenda comercial

de acciones

50.000 acciones de

Compañía de Hidrogeno del Bío Bío S.A.

MUS$518 (*) 50.000 acciones de Compañía de

Hidrogeno del Bío Bío S.A.

Energía Concón S.A.

Enap Refinerías S.A.

Filial Garantiza las obligaciones de Enap Refinerías S.A. estipuladas en el Contrato de Procesamiento (PSA). La obligación nace una vez que se produzca la aceptación de la planta (estimada Octubre de 2008) y se extingue el año 2020.

Solidaria (*)

Banco BNP Paribas

Energía Concón S.A.

Coligada Prenda de las acciones de Energía Concón S.A. de propiedad de ENAP, en garantía del pago del crédito obtenido para el financiamiento del proyecto, cuya vigencia es hasta el año 2020.

Prenda comercial

de acciones

155.377 acciones de

Energía Concón S.A.

MUS$4.730 (*) 155.377 acciones de Energía Concón S.A.

Chicago Bridge & Iron Company

GNL Quintero S.A.

Coligada Garantiza las obligaciones de pago contraidas por GNL Quintero S.A. a prorrata de la participación accionaria de la ENAP en dicha sociedad, bajo los contratos de ingeniería, suministro de equipos y materiales y construcción ("Engineering Contract", "Procurement Contract" y "Construction Contract") firmados el 30 de abril 2007 para la construcción del proyecto GNL, hasta por un monto mensual máximo ascendente a US$ 26,15 millones.

Solidaria (*)

(*) La liberación de estas garanatías está asociada al cumplimiento de los contratos que le dan origen.

160

VOLVER AL ÍNDICE

GARANTÍAS INDIRECTAS ENAP SIPETROL

DeudorActivos

comprometidos

Saldos Pendientes de Pago a la fecha de diciembre Liberación de garantías

Acreedor de la garantía Nombre Relación DescripciónTipo de Garantía Tipo

Valor contable 2007 2006 2008 Activos

2009 y siguientes Activos

OMV (Irán) Onshore Exploration GmgH

Garantizar el cabal cumplimiento de las obligaciones contraídas por el contrato de servicios para la exploración y explotación del Bloque Mehr en Irán (MUS$8.500)

Fianza solidaria

Indirecta MUS$8.500

Petroecuador Garantía Seriedad de la oferta por licitación de Campos Marginales en Ecuador (MUS$25), con vencimiento el 25 de enero de 2008

Stand By Indirecta MUS$25 MUS$25

EGAS Garantía por compromiso mínimo exploratorio por el Bloque 2 - Romanna en Egipto, con vencimiento el 30 de diciembre de 2010

Stand By Indirecta MUS$10.000 MUS$10.000

EGAS

Garantía por compromiso mínimo exploratorio por el Bloque 8 - Side ABD El Rahaman en Egipto, con vencimiento el 15 de febrero de 2011

Stand By Indirecta MUS$11.700 MUS$11.700

(*) La liberación de estas garanatías está asociada al cumplimiento de los contratos que le dan origen

Además de las garantías destalladas en las planillas adjuntas, hay otras garantías otorgadas o recibidas por el giro normal del negocio, tanto para ENAP como

para sus filiales.

GARANTIAS INDIRECTAS ENAP REFINERÍAS S.A.

Deudor Activos comprometidos

Saldos Pendientes de Pago a la fecha de diciembre Liberación de garantías

Acreedor de la garantía Nombre Relación Descripción

Tipo de Garantía Tipo

Valor contable 2007 2006 2008 Activos

2009 y siguientes Activos

Banco KfW Petrosul S.A. Coligada Prenda de las acciones de Petrosul S.A de propiedad de Enap Refinerías S.A., en garantía del pago del crédito obtenido para el financiamiento del proyecto, cuya vigencia es hasta el año 2012 .

Prenda comercial de

acciones

3.160 acciones de Petrosul S.A.

MUS$4.060 (*) 3.160 acciones de Petrosul S.A.

Banco KfW Eteres y Alcoholes S.A.

Coligada Prenda de las acciones de Etalsa S.A de propiedad de Enap Refinerías S.A., en garantía del crédito obtenido para el financiamiento del proyecto, cuya vigencia es hasta el año 2012.

Prenda comercial de

acciones

2.087 acciones de Etalsa

MUS$2.554 (*) 2.087 acciones de Etalsa

Banco BNP Paribas

Productora de Diesel S.A.

Coligada Prenda de las acciones de Productora de Diesel S.A. de propiedad de Enap Refinerías S.A., en garantía del crédito obtenido para el financiamiento del proyecto, cuya vigencia es hasta el año 2016.

Prenda comercial de

acciones

7.769.953 acciones de Prodisa

MUS$3.849 (*) 7.769.953 acciones de Prodisa

Banco BNP Paribas

Energía Concón S.A.

Coligada Prenda de las acciones de Energía Concón S.A. de propiedad de ENAP Refinerías S.A., en garantía del pago del crédito obtenido para el financiamiento del proyecto, cuya vigencia es hasta el año 2020.

Prenda comercial de

acciones

279.679 acciones de Energía Concón S.A.

MUS$8.514 (*) 279.679 acciones de Energía Concón S.A.

Société Généralé

Compañía de Hidrogeno del Bío Bío S.A.

Coligada Prenda de las acciones de Compañía de Hidrogeno del Bío Bío S.A. de propiedad de ENAP Refinerías S.A., en garantía del pago del crédito obtenido para el financiamiento del proyecto, cuya vigencia es hasta el año 2015

Prenda comercial de

acciones

50.000 acciones de Compañía de Hidrógeno del Bío Bío S.A.

MUS$518 (*) 50.000 acciones de Compañía de Hidrogeno

del Bío Bío S.A.

(*) La liberación de estas garanatías está asociada al cumplimiento de los contratos que le dan origen

ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS

161

VOLVER AL ÍNDICE

d. Compromisos Comerciales:

La Empresa mantiene los siguientes compromisos

comerciales en relación al desarrollo de sus

operaciones:

(1) PETROPOWER

La Empresa, a través de su filial Enap Refinerías

S.A., firmó en 1994 un contrato con Petropower

donde se compromete a pagar una tarifa de proce-

samiento anual de aproximadamente US$17,4

millones, a cambio del derecho de operar su planta

de coquización e hidrotratamiento, además de pa-

gar una tarifa anual de aproximadamente US$9,9

millones por el abastecimiento de ciertos produc-

tos energéticos. Este acuerdo está sujeto a esca-

lamiento anual hasta el vencimiento del contrato

en el año 2018.

Otras condiciones de los acuerdos obligan a que, en

caso de una reducción en los ingresos anuales de-

finida 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 y su filial Enap Refinerías S.A., contribu-

yan con el 50% del saldo y Foster Wheeler con el

otro 50% del saldo de dicha reducción, que de ocu-

rrir no debería exceder los US$1,4 millones al año.

Adicionalmente, Enap Refinerías S.A. adquirió la

obligación de comprar y programar la venta de los

activos de Petropower Energía Ltda. por no menos

de US$43 millones en la fecha de término progra-

mada del respectivo contrato (año 2018) o en cual-

quier otra fecha que sea acordada mutuamente

entre las partes.

ENAP garantiza las obligaciones de Enap Refinerías

S . A . ba jo e l C ont ra to de Ser v ic ios de

Procesamiento.

(2) PLANTA DE HIDROGENO EN REFINERIA BIO BIO

ENAP y su filial Enap Refinerías S.A., en conjunto

con otros accionistas, han invertido US$32 millo-

nes, en la construcción de una planta de Hidrógeno

en la Refinería de Bío Bío en Talcahuano, la cual

entró en operación en enero de 2005. Todo el hi-

drógeno producido por la planta es utilizado por

Enap Refinerías S.A. en sus instalaciones. De esta

manera, existe un Contrato de Servicios de Proce-

samiento entre la Compañía de Hidrógeno del Bío

Bío S.A. y Enap Refinerías S.A. por un período de

15 años de operación extensible hasta por un año

adicional en los casos que en el propio contrato se

especifican, bajo lo cual la Sociedad paga una tarifa

neta anual de operación de la planta por un monto

de US$4,7 millones. Después de este período,

Enap Refinerías S.A. adquirirá la planta a su valor

residual. A la fecha de entrega de la planta, la filial

Enap Refinerías S.A., registró esta transacción en

forma similar a la compra de un activo fijo (leasing).

ENAP garantiza las obligaciones de Enap Refinerías

S . A . ba jo e l C ont ra to de Ser v ic ios de

Procesamiento.

(3) INNERGY HOLDING S.A.

ENAP se ha comprometido a aportar del orden de

los US$38,25 millones como participación en el

capital de la coligada Innergy Holding S.A., de los

cuales ya se encuentran enterados al 31 de diciem-

bre de 2007 US$36,85 millones.

Innergy Holding S.A. y sus filiales presentan una

situación patrimonial, resultado operacional y del

ejercicio, negativos. Al respecto los accionistas se

encuentran estudiando nuevas alternativas de ne-

gocios que permitan asegurar la continuidad ope-

racional de la compañía.

(4) ETALSA

La Empresa, a través de su filial Enap Refinerías

S.A., ha suscrito un contrato con Eteres y Alcoho-

les S.A., por el pago de una tarifa anual de opera-

ción de la planta de di-iso-propil éter, por montos

de entre US$ 4,7 millones y US$ 5,7 millones. Este

contrato vence el 2017. Al vencimiento del contra-

to, la filial podrá ejercer la opción de compra de la

planta por un valor aproximado de US$ 2,6 millo-

nes. A la fecha de entrega de la planta (septiembre

de 2002), la filial Enap Refinerías S.A., registró esta

transacción en forma similar a la compra de un

activo fijo (leasing). ENAP garantiza las obligacio-

nes de Enap Refinerías S.A. bajo el Contrato de

Servicios de Procesamiento.

(5) PETROSUL

ENAP y su filial Enap Refinerías S.A., en conjunto

con otros accionistas, han invertido US$27,0 millo-

nes, en la construcción de dos plantas de azufre.

Estas plantas entraron en operación el último tri-

mestre del año 2003. Ambas Refinerías deberán

pagar una tarifa de operación anual entre US$3,9

millones y US$4,6 millones. Este contrato de ope-

ración vence el año 2018 y a su vencimiento la filial

está obligada a comprar las plantas por el valor

nominal del contrato. A la fecha de entrega de las

plantas, la filial registró esta transacción en forma

similar a la compra de un activo fijo (leasing). ENAP

garantiza las obligaciones de Enap Refinerías S.A.

bajo el Contrato de Servicios de Procesamiento.

(6) PLANTA DE HIDROGENO EN REFINERIA

ACONCAGUA

La filial Enap Refinerías S.A. ha suscrito un con-

trato con AGA Chile S.A., filial de la empresa

alemana productora de gases del aire Linde AG,

por el suministro de hidrógeno de alta pureza,

desde junio del 2006 y durante un plazo de 15

años. El hidrógeno es utilizado en la planta de hi-

drotratamiento de diesel en la refinería Aconca-

gua. Para llevar a cabo el suministro, AGA cons-

truyó una planta en terrenos de la refinería

entregados en comodato por el plazo contractual

del suministro. Al vencimiento del contrato, no

hay obligación de compra alguna sobre las insta-

laciones de producción de hidrógeno, ni sobre la

renovación del contrato de suministro. El pago

anual estimado para el inicio del suministro es de

US$21,8 millones, el que sufrirá un escalamiento

de acuerdo a la evolución de los precios de los

162

VOLVER AL ÍNDICE

insumos utilizados, entre los cuales se cuenta

principalmente el gas natural.

(7) PRODISA

ENAP y su filial Enap Refinerías S.A., en conjunto

con otros accionistas, han invertido US$110 millo-

nes, en la construcción de una planta de Hidrocrac-

king Suave de Gas Oil (MHC - Mild Hydrocracking)

en la Refinería de Bío Bío en Talcahuano, la cual

entró en operación en enero de 2005.

La planta es operada y mantenida por Enap Refi-

nerías S.A., Refinerías Bío Bío. Existe un Contrato

de Servicios de Procesamiento entre Prodisa y

Enap Refinerías S.A. por un período de 15 años

de operación. Después de este período, Enap

Refinerías S.A. adquirirá la planta a su valor resi-

dual, bajo lo cual la Sociedad paga una tarifa neta

anual de operación de la planta por un monto de

US$13,3 millones. A la fecha de entrega de la

planta, la filial Enap Refinerías S.A., registró esta

transacción en forma similar a la compra de un

activo fijo (leasing). ENAP garantiza las obligacio-

nes de Enap Refinerías S.A., bajo el Contrato de

Servicios y Procesamiento.

(8) ENERGIA CONCON S.A.

La filial Enap Refinerías S.A. y Enap han suscrito

los contratos con el grupo formado por las empre-

sas Foster Wheeler Iberia S.A. de España, Man

Ferrostaal A.G. de Alemania y Técnicas Reunidas

S.A. de España, para el financiamiento, construc-

ción y operación de una planta de coquización

retardada en la Refinería ubicada en Concón, pro-

yecto que representa una inversión total aproxi-

mada de US$430 millones. La sociedad propieta-

ria del señalado proyecto es una sociedad anónima

constituida bajo las leyes de Chile bajo la razónso-

cialdeEnergíaConcón S.A. - ENERCON.

La planta así desarrollada será operada y mante-

nida por Enap Refinerías S.A., Refinería Aconca-

gua. Existe un contrato de servicios de procesa-

miento celebrado entre Enap Refinerías S.A. y

Energía Concón S.A. por un plazo de 20 años de

operación. Después de este período, Enap Refi-

nerías S.A. adquirirá la planta a su valor residual.

ENAP garantizó las obligaciones de Enap Refine-

rías S.A. bajo el contrato de Servicios de

Procesamiento.

Esta planta esta siendo construida por el consorcio

formado por una Unión Temporal de Empresas

(UTE) conformado por Foster Wheeler Iberia, Ini-

tec Plantas Industriales y Man Ferrostaal y la em-

presa chilena Construcción e Ingeniería FIM Chile

Ltda., la cual iniciará sus operaciones durante el

primer semestre del año 2008.

El financiamiento del proyecto corresponde a

aportes de capital de los socios y a un crédito

sindicado por los bancos BNP Paribas, Citigroup

y Calyon. Enap Refinerías S.A. en conjunto con su

Sociedad Matriz ENAP, participan con un 49% en

el capital de la empresa siendo el 51% restante

propiedad de Técnicas Reunidas S.A., Man Fe-

rrostaal A.G. y Foster Wheeler Iberia S.A., en

partes iguales.

(9) GNL QUINTERO S.A.

ENAP garantiza en forma solidaria las obligacio-

nes de pago contraídas por GNL Quintero S.A. a

prorrata de la participación accionaria de ENAP

en dicha sociedad (20%), bajo los contratos de

ingeniería (“Engineering Contract”), suministro

de equipos y materiales (“Procurement Con-

tract”) y construcción (“Construction Contract”)

firmados con CB&I UK Limited, con Southern

Tropic Material Supply Company Limited y con

CBI Montajes de Chile Limitada, respectivamen-

te, con fecha 30 de abril de 2007 para la cons-

trucción del proyecto GNL. La garantía asciende

a un monto mensual máximo de US$ 26,15

millones.

(10) GNL CHILE S.A.

Con fecha 31 de mayo de 2007, la filial Enap Refi-

nerías S.A. suscribió un contrato de compraventa

de gas natural con la sociedad GNL Chile S.A. que

le permitirá garantizar la seguridad de suministro

necesario para la operación de su Refinería Acon-

cagua en la comuna de Concón.

Dicho contrato es un contrato bajo la modalidad

“delivery or pay” por un período de 21 años y por

una cantidad contractual anual máxima de gas

natural equivalente a un tercio de 1.7 millones de

toneladas por año de GNL, lo que significa para

Enap Refinerías S.A. un suministro de 2.2 millo-

nes de metros cúbicos de gas natural por día. Se

estima que el inicio del suministro de gas natural

tenga lugar durante el segundo trimestre de 2009.

ENAP garantiza las obligaciones contraídas por su

filial Enap Refinerías S.A. bajo el contrato de com-

praventa de gas natural.

La referida compraventa 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 ubicará en las

comunas de Quintero y Puchuncaví de la V Re-

gión del país y suministro de gas natural a la zona

central del país.

En Nota 32 se resumen los principales contratos

de operación petrolera.

e) Restricciones:

e.1) La Matriz

En el mes de noviembre de 2007 fueron levantadas

las restricciones estipuladas como covenants en

los préstamos sindicados.

Al 31 de diciembre de 2007, la Empresa y sus filia-

les no mantienen restricciones y cumplimientos de

covenants con sus bancos acreedores y bonos con

el público.

e.2) De 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, has-

ta que dicha reserva alcance el 20% del capital

social ajustado.

ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS

163

VOLVER AL ÍNDICE

f. Otras contingencias:

f.1) De Enap Sipetrol Argentina S.A.

f.1).1 Sumario Cambiario - Banco Central de la

República Argentina

El Banco Central de la República Argentina (BCRA),

ha imputado violaciones a la Ley del Régimen Pe-

nal Cambiario, consistentes en:

(1) Supuesta omisión de ingresar y de negociar el

70% de los cobros de exportaciones de hidrocar-

buros, durante el período entre el 19 de enero de

2002 y el 10 de diciembre de 2002.

(2) Presuntos ingresos tardíos con mínimas demo-

ras de dos (2) y siete (7) días respectivamente,

respecto de dos exportaciones cuyos vencimien-

tos fueron el 11 de noviembre de 2002 y el 10 de

diciembre de 2002.

Con fecha 21 de septiembre de 2007, el BCRA

notificó a la Sociedad del cierre del período pro-

batorio y la Sociedad presentó los alegatos sobre

la prueba.

De acuerdo a la opinión de los asesores legales,

la Sociedad considera la probabilidad de una ab-

solución de culpa y cargos, ya que existen normas

legales y reglamentarias que avalan el operar de

la Sociedad.

f.1).2 Aplicación de Derechos de Exportación

Sobre Area Aduanera Especial.

Con fecha 10 de octubre de 2006, el Ministerio

de Economía y Producción argentino, mediante

Resolución Nº 776, estableció que debía aplicarse

el derecho de exportación creado por la Ley Nº

25.561 y sus normas complementarias a las ex-

portaciones de gas, petróleo y sus derivados, que

se realicen desde el Área Aduanera Especial de la

Provincia de Tierra del Fuego, Antártica e Islas del

Atlántico Sur. Asimismo, instruyó a la Dirección

General de Aduanas para que aplique las alícuotas

correspondientes a las exportaciones de petróleo

crudo, gas y sus derivados. Como consecuencia,

la Dirección General de Aduanas en Nota Externa

Nº56/06, de fecha 18 de octubre de 2006, instru-

yó a la Aduana para que formulara cargos por di-

cho concepto a las empresas exportadoras de

mercaderías incluidas en determinadas posicio-

nes arancelarias, a partir de la entrada en vigencia

de los Decretos números 310 /02, 809/02 y

645/04 y sus normas complementarias, según

corresponda.

Con fecha 16 de noviembre de 2006, Enap Sipetrol

Argentina S.A. presentó ante el Ministerio de Eco-

nomía y Producción, un Reclamo Impropio contra

la Resolución Nº 776 del Ministerio de Economía y

Producción y la Nota Externa Nº 56 de la Dirección

General de Aduanas, solicitando se decrete la sus-

pensión de las medidas cuestionadas y oportuna-

mente se revoquen las mismas.

No obstante, el Reclamo Impropio interpuesto por

la Sociedad, con posterioridad al mismo, con fecha

16 de enero de 2007, fue publicada en el Boletín

Oficial la Ley Nº 26.217 por la cual se prorroga la

vigencia del derecho de exportación de hidrocarbu-

ros creado por el art. 6 de la Ley N025.561, aclarán-

dose que dichos derechos también resultan de

aplicación para las exportaciones que se realicen

desde el área aduanera especial creada por la Ley

N019.640. Cabe señalar que los preceptos de la

nueva normativa tornaron abstractos los argumen-

tos esgrimidos en el Reclamo Impropio. Sin embar-

go, la Sociedad ha insistido en su aplicación.

Según estimaciones de la Sociedad, un eventual

reclamo retroactivo sobre las operaciones de

exportación realizadas desde el año 2002, alcan-

zaría aproximadamente MU$S5.800 al 31 de

diciembre de 2006.

Dado lo descrito precedentemente, el marco legal

y la ausencia de un reclamo específico al cierre de

los presentes estados financieros, la Sociedad no

ha considerado necesario contabilizar provisión al

respecto.

f.1).3 Mediante Resolución Nº 1781/2006, la Secre-

taría de Energía argentina notificó a Enap Sipetrol

Argentina S.A. la aplicación de una multa a la empre-

sa titular de la Concesión de Explotación Hidrocarbu-

rífera del Área Magallanes, YPF S.A., por incumpli-

miento de las obligaciones emergentes de los

Artículos 31 y 69 inc. a) y d) de la Ley 17.319 y las

Resoluciones Nº 105/92, 189/80, 24/04 y 342/93.

La Sociedad y sus filiales, sus directores o adminis-

tradores, no han recibido sanciones algunas por parte

de entidades reguladoras y/o administrativas.

f.2) De Sociedad Internacional Petrolera Enap

Ecuador S.A. (SIPEC)

f.2).1 Reclamo contra el Servicio de Rentas Inter-

nas (SRI) por impuesto a la renta 2001.

En el mes de febrero de 2002, SIPEC vendió sus

derechos en el Bloque 7 y 21. El SRI inició una

auditoria de los bloque 7 y 21. En este caso en

particular, el SRI considera que a partir de ese año

los consorcios debían presentar una declaración

unificada de impuesto a la renta, lo cual no fue

hecho por los socios, quienes siguieron presentan-

do declaraciones individuales.

Un acta de determinación fue notificada a PEREN-

CO (actual operador) en diciembre de 2006. PE-

RENCO demando ante el Tribunal Fiscal la impro-

cedencia del acta de determinación. Se incluyeron

los argumentos sobre gastos propios de SIPEC.

Considerando la imprevisibilidad del resultado de

la contingencia descrita, la empresa no esta en

condiciones de hacer un pronóstico preciso del

resultado de ésta y no se ha constituido provisión

para tal efecto, dado que la administración y fiscalía

estiman que es improbable que se genere algún

egreso significativo para la empresa.

f.2).2 Auditoría Dirección Nacional de Hidrocarbu-

ros (DNH)

Al año 2006, la Dirección Nacional de Hidrocarbu-

ros, inició un proceso de auditoría especial a las

inversiones, costos y gastos de la Sucursal en el

Ecuador por los años 2002, 2003 y 2004. Esta

auditoría concluyó que existen gastos no deduci-

bles, según el siguiente detalle:

164

VOLVER AL ÍNDICE

Período

Monto

MUS$

2002 Exceso de amortización Inversiones de producción 698

2003 Exceso de amortización Inversiones de producción 481

2004 Exceso de amortización Inversiones de producción 1.502

2004 Exceso de costos de operación honorarios 1.914

2004 Exceso de costos de operación Side Track 2.492

Totales 7.087

SIPEC ha presentado sus objeciones ante el Director Nacional de Hidrocarburos, quien las ha negado. Ante esta negativa, se presentarán las objeciones ante el Mi-

nistro de Energía y Minas siendo ésta la última instancia administrativa. De la decisión del Ministro, se podrá apelar al Tribunal de lo Contencioso Administrativo.

Cabe señalar que el Ministerio de Energía y Minas no puede imponer correctivos tributarios, por lo que sus informes y conclusiones serán referenciales para

cualquier acción que inicie el Servicio de Rentas Internas (SRI). A la fecha, el SRI no ha iniciado ningún proceso de determinación por los conceptos mencionados

anteriormente. No se ha constituido provisión para el efecto, dado que la administración y fiscalía estiman que es improbable que se genere algún egreso signifi-

cativo para la empresa.

Concepto Monto MUS$

Exceso de gastos financieros por intereses 1.743

Exceso de registro del Impuesto Renta 191

Exceso de cálculo de las amortizaciones de producción 959

licencia software Petrel 61

Totales 2.954

f.2).3 Auditoría Dirección Nacional de Hidrocarburos ejercicio 2005

En 2007, la Dirección Nacional de Hidrocarburos (DNH), inició un proceso de auditoria especial a las inversiones costos y gastos de Operación y Tasa de Ser-

vicios de la Sucursal de Enap Sipetrol S.A., por el año 2005.

De esta auditoria y a pesar de los argumentos de SIPEC que fueron aceptados en parte, la DNH concluyó que existen gastos no deducibles, de acuerdo al

siguiente detalle:

ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS

165

VOLVER AL ÍNDICE

SIPEC ha presentado sus objeciones ante la DNH,

quien las ha negado y las presentará nuevamente

ante el Ministro de Energía y Minas, quien es la

última instancia administrativa. De la decisión del

Ministro se podrá apelar al Tribunal de lo Conten-

cioso Administrativo.

El Ministerio de Energía y Minas no puede imponer

correcciones tributarias, por lo que sus informes y

conclusiones serán referenciales para cualquier

acción que inicia el Servicio de Rentas Internas,

SRI. El SRI no ha iniciado, hasta el momento, nin-

gún proceso de determinación por los conceptos

mencionados en este acápite.

Considerando la imprevisibilidad del resultado de

la contingencia descrita, la empresa no está en

condiciones de hacer un pronóstico preciso del

resultado de ésta y no se ha constituido provisión

para tal efecto, dado que la administración y fiscalía

estiman que es improbable que se genere algún

egreso significativo para la empresa.

Al 31 de diciembre de 2007, ENAP ha recibido boletas en garantías de proveedores o contratista para garantizar el cumplimiento de los contratos de prestación

de servicios y construcciones, por un importe total de MUS$10.893.

Metrogas S.A., emitió dos boletas en garantías en favor de ENAP por un importe de MUS$ 6.237, para garantizar el cumplimiento de las obligaciones finan-

cieras adquiridas por Metrogas S.A., como accionista de la sociedad GNL Quintero S.A.

Enap Sipetrol S.A. ha recibido de los distintos proveedores y contratistas, una serie de garantías por un importe total de aproximadamente MUS$711.

NOTA 27: CAUCIONES OBTENIDAS DE TERCEROS

f.2).4 Pago auditorías Dirección Nacional de

Hidrocarburos

La Dirección Nacional de Hidrocarburos (DNH) ha

enviado comunicaciones a SIPEC reclamando

pago de MUS$60,0 por año por concepto de au-

ditorias. Está pendiente definición del tema, ya

que SIPEC considera no aplicables tales valores

para los contratos de MDC y PBH.

Considerando la imprevisibilidad del resultado de

la contingencia descrita, la empresa no está en

condiciones de hacer un pronóstico preciso del

resultado de ésta y no se ha constituido provisión

para tal efecto, dado que la administración y fis-

calía estiman que es improbable que se genere

algún egreso significativo para la empresa.

f.2).5 Reclamo Municipio de Quito, Impuesto 1,5

por mil de los activos totales.

El Municipio de Quito ha iniciado procesos de

determinación del impuesto del 1,5 por mil a los

activos totales por los años 2004 = US$20.900;

2005 = US$56.729 y 2006 = US$124.019. Las

ordenes de determinación no fueron oportuna-

mente notificadas a SIPEC se han presentado

excepciones a los juicios coactivos. Se encuentra

en proceso la respuesta de la administración, im-

pugnando el reclamo del Municipio de Quito por

no corresponder, dado que la totalidad del im-

puesto ya ha sido pagado en las Municipalidades

de Orellana y Joya de los Sachas, donde se en-

cuentran los principales activos y la producción.

Para el caso del Municipio de Quito no correspon-

de, ya que sólo se encuentran nuestras oficinas

administrativas.

Vista la debilidad de los argumentos expuestos por

el Municipio de Quito, nuestros asesores legales

en el Ecuador ven una a alta probabilidad de obte-

ner una absolución para la empresa, en este pro-

ceso de determinación de impuesto.

No existen otras contingencias relevantes a infor-

mar al 31 de diciembre de 2007.

166

VOLVER AL ÍNDICE

NOTA 28: MONEDA NACIONAL Y EXTRANJERA

Los activos y pasivos en moneda extranjera y aquellos cuya reajustabilidad se encuentra expresada en dólares estadounidenses al 31 de diciembre de 2007

y 2006, se presentan en los siguientes cuadros adjuntos.

ACTIVOSMonto

2007 2006

Rubro Moneda MUS$ MUS$

Activos circulantes

Disponible Dólares 11.739 8.736

$ No reajustablee 85.240 44.262

$ Argentinos - 1.704

Deposito a plazo Dólares 18.858 13.658

$ Argentinos - 675

Valores negociables $ Reajustables 17.119 16.915

$ No reajustablee - -

Deudores por venta Dólares 128.037 139.261

$ No reajustablee 849.036 528.226

Deudores varios Dólares 38.074 29.782

$ No reajustablee 60.539 29.174

$ Reajustables 1.247 -

UF 28 -

$ Argentinos - -

Doctos y ctas por cobrar emp. Relacionadas Dólares 100.709 20.003

$ No reajustablee 1.097 413

Existencia Dólares 1.577.983 860.859

$ Reajustables 10.590 -

Impuestos por recuperar Dólares 104.859 39.808

$ No reajustable 50.234 20.491

$ Reajustables 151.426 51.118

$ Argentinos - 77

Gastos pagados por anticipado Dólares 22.189 20.299

$ No reajustable 180 175

$ Argentinos - 98

Impuestos diferidos Dólares - 9.366

$ Reajustables - -

Otros activos circulantes Dólares 73.806 30.232

$ No reajustable 3.449 9.735

UF 916 573

Activo fijo

Activo fijo neto Dólares 1.805.426 1.666.590

Otros activos

Inversiones en empresas relacionadas Dólares 102.822 84.495

$ Reajustables 271 -

Inversiones en otras sociedades Dólares 61.442 61.442

$ Reajustables 8 7

Menor valor inversiones Dólares 4.582 3.462

Doctos y ctas por cobrar empresas relacionadas Dólares 14.655 11.518

Impuestos diferidos Dólares 16.581 15.950

Deudores largo plazo Dólares 1.410 408

$ Reajustables 25.840 23.485

Otros Dólares 96.654 56.023

$ Reajustables - 2.194

UF 3.435 2.719

$ Argentinos - 2

$ No reajustable 1.070

Total activos Dólares 4.179.826 3.071.892

$ No reajustable 1.049.775 633.546

$ Argentinos - 2.556

$ Reajustables 206.501 93.719

UF 4.379 3.292

ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS

167

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PASIVOS CIRCULANTES

Hasta 90 días 90 días a 1 año

2007 2006 2007 2006

Rubro Moneda Monto MUS$

Tasa Interés

Promedio Anual

% Monto MUS$

Tasa Interés

Promedio Anual

%

Monto MUS$

to MUS$

Tasa Interés

Promedio Anual

%

Monto MUS$

to MUS$

Tasa Interés

Promedio Anual

%

Obligaciones con baco e inst. Financieras c/p $ No reajustables - - 40.529 -

Obligaciones con bcos e ints. Financ l/p porción c/p Dólares 9.426 5,74% 5.720 5,42% 16.133 5.73% 21.292

UF - - - -

Obligaciones con el público Dólares 2.161 4,87% 4.580 5,81% 2.525 4.87% -

UF - 1.177 3,7% 1.397 -

Obligaciones largo plazo con venc dentro de un año UF 533 5,70% 319 7,70% 997 3.7% 960

Cuentas por pagar Dólares 2.260.292 5.83% 835.910 125.319 111.517

$ No reajustables 84.600 40.855 - 600

$ Argentino - 44 - -

Documentos por pagar Dólares 145.221 5,16% 51.289 5,68% -

Acreedores varios $ No reajustables 5.540 1.522 - -

Dólares 926 14.326 75 -

Doctos y cuentas por pagar emr. Relacionadas Dólares 949 5.96% 1.682 6,43% - -

Dólares 721 650 - 1.519 16,11%

Dólares 1.403 16.11% - 363 16.11% 7,58%

Dólares 601 7.58% 686 7,58% 136 7.58% - 10,01%

Dólares 760 10.01% 920 10,01% 220 10.01% 393 6,43%

Dólares 1.715 4,27% - 496 6.43% 2.625 4,27%

$ No reajustables - - - -

Dólares 6.026 4.27% 5.619 4,27% 4.287 -

Provisiones Dólares 12.628 9.792 5.880 2.927

$ No reajustables 15.333 5.104 3.172 10.185

$ Argentino - 3 - -

$ Reajustable 21.302 15.805 - -

Retenciones Dólares 7.326 27.894 - -

$ No reajustables 35.628 11.003 - -

$ Reajustable 305 19.228 - -

$ Argentino - 89 - -

Impuesto renta Dólares - 18.154 - 72.647

Ingresos percibidos por adelantado $ No reajustables 71 150 - -

Impuestos diferidos Dólares - - 4.973 -

Otros pasivos circulantes Dólares 32.974 28.226 - -

Total pasivos circulantes Dólares 2.483.129 1.005.448 160.407 212.920

UF 533 1.496 2.394 960

$ No reajustables 141.172 58.634 43.701 10.785

$ Argentino - 136 - -

$ Reajustable 21.607 35.033 - -

168

VOLVER AL ÍNDICE

PASIVOS LARGO PLAZO PERÍODO ACTUAL 31/12/2007

1 a 3 años 3 a 5 años 5 a 10 años más de 10 años

Monto

Tasa Interés Promedio

Anual Monto

Tasa Interés Promedio

Anual Monto

Tasa Interés Promedio

Anual Monto

Tasa Interés Promedio

Anual

Rubro Moneda MUS$ % MUS$ % MUS$ % MUS$ %

Obligaciones con bancos e instituciones financieras

Dólares - 100.000 5,48% 270.000 5,48% -

Obligaciones con el público largo plazo

Dólares - 290.000 6.75% 150.000 4,875% -

UF - 128.346 4.25% - -

Documentos por pagar largo plazo

Dólares 649 Libor 180 + 1,5% 433 Libor 180 + 1,5% 1.082 Libor 180 + 1,5% 1.281 Libor 180 + 1,5%

Acreedores varios largo plazo UF 5.501 5,70% 3.858 5,70% 8.167 5,70% -

$ No reajustables 329 - - -

Documentos y ctas por pagar Dólares 7.896 16,11% 3.210 16,11% 17.901 16,11% -

empresas relacionadas Dólares 1.980 7,58% 1.810 7,58% 4.959 7,58% 3.192 7,58%

Dólares 2.532 10,01% 2.340 10,01% 6.210 10,01% 4.218 10,01%

Dólares 5.396 6,43% 5.433 6,43% 15.925 6,43% 11.757 6,43%

Dólares 19.748 4,27% 21.677 4,27% 48.808 4,27% 12.710 4,27%

Provisiones largo plazo Dólares 126.359 - - 78.868

$ Reajustable 12.994 11.392 42.749 88.014

Otros pasivos largo plazo Dólares 79.549 142 285 -

Total pasivos a largo plazo Dólares 244.109 425.045 515.170 112.026

UF 5.501 132.204 8.167 -

$ Reajustable 12.994 11.392 42.749 88.014

$ No reajustable 329 - - -

ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS

169

VOLVER AL ÍNDICE

PASIVOS LARGO PLAZO PERÍODO ANTERIOR 31/12/2006

1 a 3 años 3 a 5 años 5 a 10 años más de 10 años

Monto

Tasa Interés Promedio

Anual Monto

Tasa Interés Promedio

Anual Monto

Tasa Interés Promedio

Anual Monto

Tasa Interés Promedio

Anual

Rubro Moneda MUS$ % MUS$ % % MUS$ %

Obligaciones con bancos e instituciones financieras

Dólares 21.000 5,78% 50.000 320.000 5,58% -

Obligaciones con el público largo plazo Dólares - - 440.000 5,81% -

UF - - 111.935 4,25% -

Documentos por pagar largo plazo Dólares 649 Libor 180 + 1,5% 432 Libor 180 + 1,5% 1.082 Libor 180 + 1,5% 1.499 Libor + 1,5%

Acreedores varios largo plazo UF 3.414 3,70% 2.276 3,70% 5.690 3,70% 3.414

UF 375 7,70% 443 7,70% 680 7,70% -

Doctos y tcas por pagar Dólares 4.406 - - -

empresa relacionada l/p Dólares 4.998 16,11% 4.998 16,11% 7.787 16,11% 8.269 16,11%

Dólares 1.884 7,58% 1.732 7,58% 4.158 7,58% 4.904 7,58%

Dólares 2.422 10,01% 2.256 10,01% 5.284 10,01% 6.319 10,01%

Dólares 5.138 6,43% 5.100 6,43% 15.336 6,43% 15.148 6,43%

Dólares 18.714 4,27% 20.560 4,27% 57.098 4,27% 15.516 4,27%

Dólares - - - -

Provisiones largo plazo Dólares 590 60 167.628 17.867

$ Reajustables

6.451 10.812 40.526 78.018

Otros pasivos largo plazo Dólares 42.895 142 356 -

Acreedores varios largo plazo UF 135 - - -

Total pasivos a largo plazo Dólares 102.696 85.280 1.018.729 69.522

UF 3.924 2.719 118.305 3.414

$ Reajustables

6.451 10.812 40.526 78.018

170

VOLVER AL ÍNDICE

NOTA 29: SANCIONES

NOTA 31: MEDIO AMBIENTE

NOTA 30: HECHOS POSTERIORES

En los años terminado al 31 de diciembre de 2007 y 2006, la Empresa, sus directores o administradores no han recibido sanción alguna por parte de la Super-

intendencia de Valores y Seguros, ni de otras autoridades administrativas.

La filial Enap Sipetrol S.A., con fecha 21 de Enero, recibió ofertas por la venta del Bloque North Bahariya en Egipto. De acuerdo a los montos ofertados y las

condiciones exigidas por cada una de las compañías la filial Enap Sipetrol S.A. procedió a realizar una clasificación para ser presentada a Directorio, la que

considera no sólo el monto ofrecido sino también, condiciones de pago, aceptación de garantías, presentación de certificado de financiamiento y requerimiento

de auditorias tanto técnicas como financieras.

El Directorio aprobó la negociación exclusiva con el mejor oferente y la firma del SPA en un plazo breve para posteriormente proceder a la firma de los instru-

mentos legales necesarios para materializar la transferencia.

Con fecha 16 y 24 de enero de 2008, Enap Sipetrol Argentina S.A. acordó con el BBVA Banco Francés S.A. dos préstamo (prefinanciación de exportaciones)

por MUS$5.000 y MUS$6.000, pagaderos a 180 días con tasa fija anual de 6,45% y 6,00%, respectivamente. Adicionalmente, con fecha 25 de enero de

2008, Enap Sipetrol Argentina S.A. acordó otro préstamo por el mismo concepto con el ABN AMRO BANK NV por MUS$10.000, pagaderos a 180 días con

una tasa variable de LIBOR + 1,25%.

Entre el 1 de enero de 2008 y la fecha de emisión de estos estados financieros, no han ocurrido otros hechos posteriores que puedan afectar significativamente

a los mismos.

Durante el año terminado al 31 de diciembre de 2007, Enap y sus filiales han efectuado desembolsos relacionados con medio ambiente conforme se detalla

en los siguientes cuadros:

ENAP

2007

MUS$

Proyectos de impacto ambiental, mitigaciones y monitoreo de compromisos ambientales. 3.103

Aprobación Ambiental de Proyectos del SEIA y estudios específicos asociados. 249

Sistema de tratamiento y disposición de efluentes líquidos 780

Sistema de manejo y tratamiento residuos sólidos 35

Sistema para mitigación de incidentes ambientales 22

Otros gastos proyectos medioambientales 89 Totales 4.278

ENAP SIPETROL S.A.

2007

MUS$

Inversiones medioambientales relacionadas con proyectos 1.052

Gasto operativo de unidad gestión ambiental 495

Gastos medio ambientales unidades operativas 985

Totales 2.532

ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS

171

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ENAP REFINERIAS S.A.

2007

MUS$

a) Inversiones relacionadas con proyectos:

Producción Diesel bajo azufre 20.902

Nueva Unidad de Alquilación 709

Patio almacenamiento residuos sólidos y productos químicos 173

Mejora Sistema Tratamiento de Aguas Aceite 2.091

Desulfur. Gasolina de cracking 22.006

Mitigación impacto ambiental por operación 1.452

Mitigación de ruidos 389

Disminución generación de slop 515

Disminución de emisión de riles 239

Disminución de material particulado 195

Control de emisiones 97Subtotal 48.768

b) Gastos operativos Unidad Medio Ambiental:

Unidad Medio Ambiente 3.569

Disposición residuos y otros similares 1.747 Subtotal 5.316

c) Gastos medio ambientales unidades operativas:

Planta de azufre 3.818

Planta Desulfurización de Gasolina 3.283

Planta Desulfurización de Diesel 2.082

Planta de ácido 557

Striper de aguas ácidas (SWS) 675

Tratamientos efluentes 609 Subtotal 11.024

Total 65.108

NOTA 32: CONTRATOS DE OPERACIÓN PETROLERA

La filial Enap Sipetrol S.A. tiene vigente varios contratos de explotación y exploración dentro del marco de sus actividades en el exterior, los que se detallan

a continuación:

a. Explotación

El detalle de los proyectos de explotación de Enap Sipetrol S.A. es el siguiente:

CONTRATOS DE OPERACIÓN PETROLERA - EXPLOTACIÓN

Porcentaje de participación Enap Sipetrol S.A.

2007 2006

Proyecto País Operador % %

Area Magallanes Argentina Enap Sipetrol Argentina S.A. ( a ) 50,00 50,00

Campamento Central Cañadón Perdido Argentina Repsol - YPF ( b ) 50,00 50,00

Pampa el Castillo Argentina Enap Sipetrol Argentina S.A. ( c ) 100,00 100,00

Cam 2A Sur Argentina Enap Sipetrol Argentina S.A. ( d ) 50,00 50,00

North Bahariya Egipto NORPETCO ( Joint Venture Company) ( e ) 50,00 50,00

El Diyur Egipto DIPETCO ( Joint Venture Company) ( f ) - 41,00

East Rast Qattara Egipto Petroshahd ( Joint Venture Company) ( g ) 50,50 -

Paraíso, Biguno, Huachito Ecuador Enap Sipetrol S.A.- Sucursal Ecuador ( h ) - -

Mauro, Davalos, Cordero Ecuador Enap Sipetrol S.A.- Sucursal Ecuador ( h ) - -

172

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(a) Area Magallanes

Con fecha 4 de enero de 1991, Enap Sipetrol Ar-

gentina S.A. y Yacimientos Petrolíferos Fiscales

S.A. celebraron un contrato de Unión Transitoria de

Empresas (UTE), con el objeto de ejecutar trabajos

de desarrollo y explotación de hidrocarburos en

Area Magallanes, bloque ubicado en la boca orien-

tal del Estrecho de Magallanes, Argentina.

Enap Sipetrol Argentina S.A. como operador de

este contrato, es responsable de ejecutar todas las

operaciones y actividades en esta área.

(b) Campamento Central - Cañadón Perdido

En diciembre de 2000, Enap Sipetrol S.A. firmó

con YPF S.A. un acuerdo a través del cual este

último cede y transfiere a Enap Sipetrol Argentina

S.A. el 50% de la concesión que YPF S.A. es titular

para la explotación de hidrocarburos sobre las

áreas denominadas Campamento Central - Caña-

dón Perdido, correspondiente al área de la Cuenca

Golfo San Jorge Campamento Central Cañadón

Perdido, en la provincia de Chubut, Argentina, que

se rige por la Ley N024.145 y sus normas comple-

mentarias y reglamentarias. Siendo YPF S.A. quien

realiza las labores de operador.

(c) Pampa el Castillo

Con fecha 25 de septiembre de 2001, Pecom Ener-

gía S.A. cedió a Enap Sipetrol Argentina S.A. el

100% de los derechos de la concesión de explota-

ción del área hidrocarburífera denominada Pampa

del Castillo - La Guitarra, localizada en la provincia

de Chubut, Argentina.

(d) Cam 2A Sur

En decisión administrativa Nº14 del 29 de enero de

1999, se adjudicó en favor de YPF y Enap Sipetrol

Argentina S.A. el permiso de exploración sobre el

Area CAM 2A SUR. Con fecha 7 de octubre de

2002, Enap Sipetrol Argentina S.A. e YPF S.A.

celebraron un Acuerdo de Unión Transitoria de

Empresas (UTE), ubicada en las Provincias de Tie-

rra del Fuego.

(e) North Bahariya

Con fecha 1 de junio de 2004 se aprobó el "Plan de

Desarrollo", lo que significó que con fecha 1 de sep-

tiembre se diera inicio a la producción, dando paso

a la fase de explotación. Mediante un Concession

Agreement se creó la compañía operadora Norpet-

co, 50% propiedad de Egyptian General Petroleum

Corporation (EGPC) y el 50% restante del consorcio

Sipetrol International S.A., IPR e INA.

En sesión de Directorio Nº 214 de fecha 28 de

agosto de 2007, se autorizó iniciar proceso de ven-

ta del proyecto North Bahariya.

Con fecha octubre de 2007 se inició el proceso de

oferta del activo en el mercado. En caso de obte-

nerse una propuesta favorable se procederá a

vender el total de la participación de Sipetrol Inter-

national S.A. en este Bloque. A la fecha de los

estados financieros nos encontramos en la etapa

de búsqueda de inversionista y recepción de ofer-

ta. Esta inversión se encuentra clasificada dentro

del activo circulante en Activos para la venta. A la

fecha de emisión la filial Enap Sipetrol S.A. recibió

ofertas por la venta de este bloque (ver Nota 30).

(f) El Diyur

Con fecha 6 de julio de 2005 se aprobó el "Plan de

Desarrollo", lo que significó que con fecha 15 de

agosto de 2005 se diera inicio a la producción,

dando paso a la fase de explotación. Mediante un

Concession Agreement se creó la compañía ope-

radora DIPETCO, 50% propiedad de Egyptian

General Petroleum Corporation (EGPC) y el 50%

restante del consorcio APACHE, Sipetrol Interna-

tional S.A. e IPR.

En junio de 2007, Sipetrol International S.A. dio

inicio a un proceso de venta de su participación en

este bloque. En septiembre de 2007, se suscribió

Sale and Purchase Agreement con el socio Apache

para la adquisición del total de participación de

Sipetrol International S.A. (41%).Con fecha 1 de

diciembre de 2007, el Ministro del Petróleo de

Egipto suscribió la escritura de cesión de la partici-

pación de Sipetrol International S.A. en favor de

Apache, con lo que dio por autorizada la cesión y,

en consecuencia, cerrada la transferencia.

(g) 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 diver-

sos bloques en Western Desert, la filial Sipetrol

Internacional S.A., en conjunto con la empresa

australiana Oil Search Ltd., se adjudicó con fecha

16 de abri l de 2003, el bloque East Rast

Qattara.

El contrato definitivo (contrato de concesión), se

firmó el 30 de marzo de 2004 ante el Ministro de

Petróleo Egipcio, con una participación de Sipetrol

Internacional S.A., sucursal Egipto, 50,5% (opera-

dor) y de Oil Search Ltd., 49,5%.

En diciembre de 2007, se reclasificó el proyecto de

exploración a explotación dado que se dio inicio a

este último proceso.

(h) Paraíso, Biguno, Huachito y Mauro, Davalos,

Cordero

Con fecha 7 de octubre de 2002, se firmó un con-

trato con la Empresa de Petróleos del Ecuador -

PetroEcuador y su filial la Empresa Estatal de

Exploración y Producción de Petróleos del Ecua-

dor- 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 de-

sarrollo de los campos por un valor estimado de

MMUS$90, que consideraban la perforación de

16 pozos (9 en PBH y 7 en MDC), la construcción

de una estación de producción en MDC, adecua-

ción de facilidades y un campamento. A la vez,

adquirió el derecho de explotación y operación,

asumiendo el 100% de los costos de operación y

administración de los campos.

Con fecha 08 de agosto de 2006, se suscribió un

contrato modificatorio al contrato del campo

MDC, celebrado con PETROECUADOR, mediante

el cual ENAP SIPEC se comprometió a ampliar el

programa de inversiones que contempla la perfo-

ración de 7 pozos y ampliar la facilidad de produc-

ción. Con estos nuevos pozos se certificarán re-

servas adicionales que permitirán incrementar las

reservas actuales de 31.6 a 57.0 millones de bbl

de petróleo crudo.

ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS

173

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b. Exploracion:

CONTRATOS DE OPERACIÓN PETROLERA - EXPLORACIÓN

Enap Sipetrol S.A.

2007 2006

Proyecto País Operador % %

CAM 3 Argentina Enap Sipetrol Argentina ( a ) 33,33 33,33

CAM 1 Argentina Enap Sipetrol Argentina ( a ) 33,33 33,33

La Invernada Argentina Wintershall Energía S.A. ( b ) 50,00 50,00

East Rast Qattara Egipto Sipetrol International S.A. - 50,50

Bloque 2 – Romana Egipto Sipetrol International ( c ) 40,00 40,00

Bloque 8 - Sidi Abd El Rahman Egipto Edison International SPA ( d ) 30,00 30,00

Bloque Mehr Irán OMV (Irán) Onshore Exploration Gmg ( e ) 33,00 33,00

(a) CAM 3 y CAM 1

El Area CAM-1 (Cuenca Austral Marina 1) fue ad-

judicada 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 Ministe-

rio de Planificación Federal, Inversión Pública y

Servicios, quien aceptó la oferta realizada por las

empresas durante el Concurso Público Internacio-

nal convocado para esta licitación.

El área se encuentra ubicada en el océano Atlántico

en la zona austral de Argentina y es contigua a otras

concesiones donde actualmente Enap Sipetrol

Argentina S.A. explora y produce hidrocarburos

(Área Magallanes, CAM 2A Sur y CAM 3).

Enap Sipetrol Argentina S.A. y Repsol-YPF han con-

formado una Unión Transitoria de Empresas (UTE),

destinada a realizar exploraciones de hidrocarburos

en esta área y proceder a su explotación comercial

en caso de que las exploraciones sean exitosas.

Durante el mes de octubre de 2005 la Compañía

recibió una comunicación de la Secretaría de Ener-

gía, mediante la cual comunica a Enap Sipetrol

Argentina S.A. que el área de explotación CAM-1

sería registrada a nombre ENARSA (empresa pro-

piedad del Estado Nacional). Esto último sustenta-

do 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 aprobara.

Con fecha 26 de septiembre de 2006, se suscribió

un convenio de asociación entre ENARSA, Enap

Sipetrol Argentina S.A. e YPF S.A. mediante el cual

las partes acuerdan suscribir un contrato de UTE,

cuya participación es de un 33,33% de cada una

de las partes, encontrándose en etapa de negocia-

ciones. 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 Secre-

taría de Energía para su posterior adjudicación por

parte de ésta al nuevo consorcio.

En el marco del convenio celebrado entre ENAR-

SA, YPF S.A. y Enap Sipetrol Argentina S.A. para

la exploración, desarrollo y eventual exploración

conjunta de la nueva área E2, la Secretaría de Ener-

gía aceptó transferir a ENARSA el área CAM-3 la

cual junto con la ex área CAM-1 integra la mencio-

nada área E2 objeto del convenio. Asimismo, la

Secretaría de Energía aceptó compensar las inver-

siones pendientes comprometidas en el área

CAM-3 con el compromiso de perforar un segundo

pozo de exploración dentro de la nueva área E2.

Cabe mencionar que actualmente las partes se

encuentran negociando un Contrato de Unión Tran-

sitoria de Empresas para la Exploración y Explota-

ción de Hidrocarburos en el área E2 a fin de regular

los derechos y obligaciones entre Enap Sipetrol

Argentina S.A., YPF S.A. y ENARSA en su calidad

de socios y copartícipes en la exploración y explo-

tación del área E2, conforme lo acordado básica-

mente con el Convenio de Asociación.

(b) La Invernada

Bloque licitado por la Dirección de Hidrocarburos

de la Provincia de Neuquén el 9 de junio de 2003

y adjudicado a Wintershall Energía S.A. (WIAR)

con fecha efectiva 29 de octubre del 2003. El con-

trato de exploración se firmó entre WIAR y la Di-

rección de Hidrocarburos el día 11 de noviembre

de 2003. La Sociedad, luego de evaluar el potencial

exploratorio de este bloque, suscribió con WIAR

un Joint Study and Bidding Agreement, para obte-

ner una opción de entrada por un 50% de partici-

pación en condiciones "ground floor". Con fecha 21

de diciembre de 2004 mediante Decreto de la Pro-

vincia de Neuquén 2949, se aprobó la cesión del

50% de la participación de Wintershall Energía

S.A. en el Contrato y Permiso de Exploración a

favor de Enap Sipetrol Argentina S.A.

Con fecha 29 de marzo de 2005 se celebró el Con-

trato de Unión Transitoria de Empresas el cual se

encuentra inscripto ante la Inspección General de

Justicia bajo el Nº74, Libro 01 de fecha 10 de mayo

de 2005.

174

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(c) Bloque 2 - Romana

Enap Sipetrol a través de su filial Sipetrol Interna-

tional S.A. se adjudicó en Egipto a fines de diciem-

bre 2006 dos contratos de exploración, sujeto a los

términos, procedimientos y aprobaciones necesa-

rias por parte de las autoridades egipcias.

El Bloque 2 en tierra será operado por Sipetrol In-

ternational S.A. con una participación de 40% en

el consorcio conformado con PTT Exploration and

Production Public Company Limited ("PTTEP") y

Centrica con un 30% cada una. Esta área está lo-

calizada en el norte del SINAB y tiene una superfi-

cie de 6.200 kms2.

Con fecha 18 de septiembre de 2007 se firmó el

Concession Agreement por el bloque comenzando

así la etapa de exploración

(d) Bloque 8 - Sidi Abd El Rahman

El Bloque 8, costa afuera, será operado por Edison

International SPA con una participación de 40%

en el consorcio conformado junto a PTT Explora-

tion and Production Public Company Limited

( "PTTEP" ) y Sipetrol Internacional S.A. con un

30% cada una. Esta área está ubicada en el no-

reste de Egipto, Mar Mediterráneo, con una su-

perficie de 4.294 kms2.

Con fecha 18 de septiembre de 2007 se firmó el

Concession Agreement por el bloque, comenzan-

do así la etapa de exploración.

El bloque está bajo un contrato de producción com-

partida con EGAS, el compromiso de trabajo mínimo

durante los 3 primeros años contempla la adquisi-

ción y procesamiento de información sísmica 2D y

3D y la perforación de 5 pozos exploratorios en el

Bloque 2 y 2 pozos exploratorios en el Bloque 8.

(e) Bloque Mehr

Enap Sipetrol S.A., a través de su filial Sipetrol Inter-

national S.A., posee el 33% de participación en el

Bloque Mehr en sociedad con Repsol YPF y OMV,

siendo este último su operador. El bloque se localiza

en una de las provincias con mayores reservas de

petróleos del mundo, adyacente al gigantesco cam-

po Arwaz. Desde la obtención de la concesión en el

2001, el bloque se encuentra en su etapa de explo-

ración, habiéndose realizado un descubrimiento.

Con fecha 30 de junio 2007, la NIOC declaró la

comercialidad del Bloque.

Actualmente la empresa está en búsqueda de una

compañía interesada en adquirir nuestra participa-

ción en el Bloque Mehr.

ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS

175

VOLVER AL ÍNDICE

Cambio Ministro de Minería

Con fecha 11 de enero de 2008 de acuerdo con

lo dispuesto en el artículo 68 de la Ley Nº18.045

del Mercado de Valores, se informa la designa-

ción de don Santiago González Larraín, como

Ministro de Minería el día 8 de enero de 2008, en

virtud de lo dispuesto en el artículo tercero de la

Ley Nº9.618, que crea la Empresa Nacional del

Petróleo, el señor González Larraín tiene, a partir

de esa fecha, la calidad de Presidente del Direc-

torio de esta Empresa, en reemplazo de la señora

Karen Poniachik Pollak.

Traspasos al Fisco

Con fecha 10 de enero de 2008 ENAP recibió un

oficio del Ministerio de Hacienda, a través del cual

se autorizó algunas medidas de orden financiero,

como una señal de apoyo del Estado de Chile a

ENAP, las medidas fueron las siguientes:

a. Suspender temporalmente la política de traspa-

sos del 100% de los dividendos anuales de las fi-

liales a ENAP, para el ejercicio financiero 2006 y

2007.

b. Suspender transitoriamente, por el período 2007,

la política de traspaso de utilidades de ENAP al

Fisco. Al mismo tiempo, dejar sin efecto, transito-

riamente para dicho año, el traspaso de utilidades

a todo evento, para completar el 14% de rentabili-

dad sobre el patrimonio con utilidades retenidas de

períodos anteriores.

c. En relación con los traspasos al Fisco programa-

dos para diciembre de 2007 de MUS$45.356 se

acepta la propuesta de suspender dicho traspaso.

Además, a fin de evitar el endeudamiento de la

empresa, se acepta la petición de compensar di-

chos recursos con el saldo FEPC a su favor, el cual

alcanza a MUS$38.044,2 al 30 de junio de 2007,

para lo cual se dictará el decreto respectivo a prin-

cipios del año 2008, de acuerdo a las normas lega-

les vigentes al respecto.

Además, se autoriza la capitalización de utilidades por

MUS$5.200 para el financiamiento del Gasoducto

Pecket-Esperanza, lo que había sido acogido previamen-

te mediante Ord. Nº915 de 03.10.2007 del Ministerio de

Hacienda, en atención a su rentabilidad social.

La diferencia, esto es MUS$ 2.111,8 se mantendrá

como saldo a favor del Fisco

Clasificación de Riesgo ENAP

En virtud de los dispuesto en los artículos 9 y 10 in-

ciso 2 de la ley Nº18.045 de Mercado de Valores y

debidamente facultado, informo a ustedes que con

fecha 27 de septiembre de 2007, la clasificadora de

riesgo internacional Moddy's confirmó el rating de

moneda extranjera de Empresa Nacional del Petró-

leo en A2 y cambio la perspectiva de riesgo (Out-

look) de estable a negativa, señalando que ello refle-

jaba la preocupación de Moddy's con respecto a los

relativamente bajos niveles de rentabilidad de la

compañía y al incremento del endeudamiento.

En parte del informe, conforme a traducción libre

efectuada por ENAP, Moddy's señala que histórica-

mente ENAP ha sido capaz de generar márgenes

operacionales más altos que sus pares de la Costa

del Golfo de Estados Unidos, en parte debido a que

contaba con importaciones de gas natural y petróleo

crudo desde Argentina. El informe indica además

que sin embargo, recientemente la empresa ha en-

frentado márgenes operacionales más bajos en re-

lación a sus pares, a pesar del robusto escenario en

el mercado global de refinación del último par de

años, debido a que Argentina ha reducido al mínimo

sus exportaciones de gas natural y petróleo crudo a

Chile, y ciertas tarifas de importación se han reduci-

do (las relativas a Costa del Golfo). Plantea Moddy's

que como resultado, ENAP ha experimentado au-

mentos en sus costos asociados a un incremento en

los niveles de importación de diesel desde la Costa

del Golfo y de petróleo crudo desde el Oeste de

Africa, que la compañía no ha podido traspasar a los

usuarios finales

Moddy's señala que la confirmación del rating refleja

los esfuerzo que la Administración de ENAP está

realizando para incrementar los niveles de rentabili-

dad de ENAP y además de una visión relativamente

sana respecto al sector refinador en el corto plazo.

Los planes de inversión de capital de ENAP que in-

cluyen esfuerzos para incrementar su capacidad de

destilación y de conversión de crudo y mejorar la

oferta de gas natural de Chile, deberían permitir a la

empresa reducir sus necesidades de importación de

diesel y procesar mayores cantidades de crudos más

pesados y más baratos provenientes de

Latinoamérica

Suscripción de contrato del Proyecto GNL

Con fecha 1 de junio de 2007, mediante carta

Nº1194, se informó que con fecha 31 de mayo de

2007, se efectuó el cierre de los acuerdos definitivos

del proyecto GNL a través de la suscripción de todos

los contratos comerciales necesarios para su com-

pleta ejecución, entre los cuales se destaca el con-

trato de suministro de Gas Natural Licuado (GNL), el

contrato relativo al uso de la Planta de Regasificación

de GNL, los contratos de compra venta de gas natu-

ral suscrito por los offtakers y los pactos de accionis-

tas de las sociedades a través de las cuales se eje-

cutará el proyecto.

El Proyecto GNL tiene por objeto la compra de gas

natural licuado (GNL) proveniente del exterior, su

almacenamiento y regasificación en la Planta de

Regasificación que se ubicará en las comunas de

Quintero y Puchuncaví de la V Región de país y el

suministro de gas natural a la zona central del país.

Dicho proyecto, contribuirá en forma significativa

a la diversificación de la matriz energética de Chile,

complementando las fuentes energéticas actual-

mente existentes. Específicamente respecto de

ENAP, el citado proyecto permitirá garantizar la

seguridad de suministro de gas natural necesario

para la operación de la Refinería Aconcagua de

propiedad de su filial Enap Refinerías S.A.

HECHOS RELEVANTES

176

VOLVER AL ÍNDICE

Enap participa en el citado Proyecto bajo las siguien-

tes calidades principales:

i) Accionista de la sociedad denominada "GNL Quin-

tero S.A." con un 20% de participación en el respec-

tivo capital social. Dicha entidad construirá y operará

el terminal de regasificación y su respectivo muelle

que se ubicará en la bahía de Quintero, V Región. Los

restantes accionistas en dicha sociedad son las si-

guientes tres empresas: Endesa (20%), Metrogas

(20%) e Inversiones BG (Chile) Limitada (40%), esta

última filial de BG Group ("BG").

ii) Accionista de la sociedad denominada " GNL Chile

S.A.", con un tercio de participación en el respectivo

capital social. Dicha entidad tiene por objeto adquirir

el GNL, contratar su regasificación con la sociedad

dueña del terminal y comercializar el producto rega-

sificado. En esta sociedad, ENAP participa junto a

Endesa y Metrogas, correspondiéndole a cada uno

de los accionistas un tercio de la participación en el

capital social. BG tiene la opción de incorporarse

como accionista de GNL Chile S.A. en la medida que

adquiera la calidad de comprador de gas natural

iii) Garante de determinadas obligaciones contraídas

por su filial Enap Refinerías S.A. en el contrato de

compraventa de gas natural celebrado con GNL Chi-

le S.A. y garante de determinadas obligaciones

contraídas por GNL Quintero S.A. bajo los contratos

de ingeniería, construcción y suministro de materia-

les y equipos (contratos EPC) celebrados con la

empresa contratista CB&I y sus filiales.

Considerando el costo de los citados contratos EPC

y los demás costos del proyecto, se estima que la

inversión total en el proyecto GNL relativa a la cons-

trucción y puesta en marcha de la planta de regasi-

ficación y el respectivo muelle podría alcanzar hasta

los US$ 940 millones correspondiendo a ENAP., en

su calidad de accionista de la sociedad GNL Quintero

S.A., un 20% de dicha inversión. El proyecto se en-

cuentra estructurado de manera tal de obtener en el

más breve plazo un financiamiento bancario bajo

modalidad de project finance. Para este último efec-

to, se procedió a la contratación del banco HSBC

como asesor financiero.

El contrato de compraventa de gas natural que per-

mitirá garantizar la seguridad de suministro necesa-

rio para la operación de la Refinería Aconcagua, es

un contrato bajo la modalidad "delivery or pay" por un

período de 21 años y por una cantidad contractual

anual máxima de gas natural equivalente a un tercio

de 1.7 millones de toneladas por año de GNL, lo que

significa un suministro para Refinería Aconcagua de

2,2 millones de metros cúbicos de gas por día. Se

estima que el inicio del suministro de gas natural

tenga lugar durante el segundo trimestre del 2009.

El terminal de regasificación tendrá una capacidad

inicial de producción en base continua de 10 millones

de metros cúbicos de gas natural por día, pudiendo

llegar hasta 15 millones de gas natural por día. La

capacidad total de almacenamiento de la planta será

de 334.000 metros cúbicos de GNL (equivalentes a

206 millones de metros cúbicos de gas), obtenidos

con dos estanques de 160.000 metros cúbicos cada

uno y un estanque de 14.000 metros cúbicos, los

que entrarán en operaciones secuencialmente. El

muelle tendrá una longitud de 1.600 metros y per-

mitirá recibir barcos de GNL de hasta 180.000 me-

tros cúbicos de capacidad.

Contrato compra venta de gas con GNL Chile

Con fecha, 1 de junio de 2007, mediante carta

Nº1016, la filial Enap Refinerías S.A. informó que con

fecha 31 de mayo de 2007, Enap Refinerías S.A.,

suscribió un contrato de compraventa de gas natural

con la sociedad GNL Chile S.A., que le permitirá

garantizar la seguridad de suministro necesario para

la operación de su Refinería Aconcagua.

Dicho contrato es un contrato bajo la modalidad "de-

livery or pay" por un período de 21 años y por una

cantidad contractual anual máxima de gas natural

equivalente a un tercio de 1.7 millones de toneladas

por año de GNL, lo que significa para Enap Refinerías

S.A. un suministro de 2,2 millones de metros cúbi-

cos de gas natural por día. Se estima que el inicio del

suministro de gas natural tenga lugar el segundo

trimestre de 2009. Las obligaciones contraídas por

Enap Refinerías S.A. bajo el contrato de compraven-

ta de gas natural, han sido garantizadas por su matriz

Empresa Nacional del Petróleo.

La referida compraventa es parte de un conjunto de

contratos comerciales del Proyecto GNL, cuyo cie-

rre definitivo tuvo lugar el día 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 ubicará en las comunas de

Quintero y Puchuncaví de la V Región del país y

suministro de gas natural a la zona central de país.

La Empresa Nacional del Petróleo participa en dicho

proyecto en calidad de accionistas de la sociedad

GNL Quintero S.A., entidad que tiene a su cargo la

construcción y operación del terminal de regasifi-

cación de GNL, y en calidad de accionista de la

sociedad GNL Chile S.A., entidad que tiene por

objeto adquirir el GNL, contratar su regasificación

con la sociedad dueña del terminal y comercializar

el producto regasificado.

Designación nuevo Gerente General de Enap

Refinerias S.A.

Con fecha 1 de febrero de 2007, mediante carta

Nº33223, la filial Enap Refinerías S.A., comunicó que

el Directorio de la Sociedad en Sesión celebrada el

31 de enero de 2007, acordó lo siguiente:

Designar como Gerente General de Enap Refinerías

S.A. a don Sergio Arévalo Espinoza, en reemplazo

de don Carlos Cabezas Faúndez, quien asume las

funciones de Gerente de Operaciones, Refinería y

Logística, de cuyo cargo dependerá el área de pro-

ducción de los establecimientos de Refinación y

Departamento de Almacenamiento y Oleoductos.

ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS

177

VOLVER AL ÍNDICE

ANALISIS RAZONADO EMPRESA NACIONAL DEL PETROLEO Y FILIALES

A continuación se analizan los estados financieros consolidados de Empresa Nacional del Petróleo y filiales correspondientes al ejercicio terminado el 31 de

diciembre de 2007 explicando las principales variaciones ocurridas respecto a igual período del año anterior.

Los principales rubros de activos y pasivos al 31 de diciembre de 2007 y 2006 son los siguientes:

2007 2006

MMUS$ MMUS$

Activo Circulante 3.307,4 1.875,6

Activo Fijo Neto 1.805,4 1.666,6

Otros Activos 327,7 262,8

Total Activos 5.440,5 3.805,0

2007 2006

MMUS$ MMUS$

Pasivo Circulante 2.852,9 1.325,5

Pasivo Largo Plazo 1.597,7 1.540,4

Total Pasivo Exigible 4.450,6 2.865,9

Interés Minoritario 0,3 0,2

Patrimonio 986,6 938,9

Total Pasivos y Patrimonio 5.440,5 3.805,0

Activos

Los activos totales a diciembre 2007 respecto a

igual período del año anterior se incrementaron en

US$1.635,5 millones, lo que representa un aumen-

to de 43,0%. Este crecimiento se explica funda-

mentalmente por el alza de los activos circulantes,

los cuales subieron en US$1.431,8 millones, es

decir, un 76,3%.

El incremento en los activos circulantes es resultado

principalmente del aumento en US$728 millones

(84,5%) en las existencias, que pasaron de US$861

millones en 2006 a US$1.589 millones en 2007, lo

cual es producto de un mayor volumen de compras

y stocks, particularmente diesel, comercializado por

ENAP en el año 2007 como resultado de la crisis

energética del país, y del importante aumento en los

precios promedio internacionales de los hidrocarbu-

ros entre un año y otro. El incremento de los activos

circulantes también se debió a un aumento en los

deudores por venta de US$310 millones (46,4%), los

que llegaron a US$977 millones a diciembre de 2007,

aumento que también se origina por el mayor volu-

men mensual requerido en el país de combustibles

y en la escalada internacional de precios de los hidro-

carburos en el 2007. Adicionalmente, los impuestos

por recuperar se incrementaron en US$196 millones

(176,6%), lo que se explica principalmente por el

mayor crédito del Fondo de Estabilización del Petró-

leo y por el Impuesto a la Renta por recuperar de Enap

Refinerías S.A. ( ERSA ). Otra partida importante que

explica este incremento en el nivel de activos circu-

lantes, es el aumento de US$ 82 en la partida docu-

mentos y cuentas por cobrar a empresas relaciona-

das, lo cual también tiene su origen en el mayor nivel

de actividades de la empresa durante el año 2007.

El aumento de los activos fijos en US$139 millones

se explica principalmente por mayores construccio-

nes y obras de infraestructura (US$251 millones)

que representa un incremento de 6,2%, llegando a

US$4.315 millones en diciembre de 2007. Esta alza

refleja la ejecución del plan de inversiones del año.

Lo anterior fue parcialmente compensado por los

US$166 millones de mayor depreciación (5,9%).

Por otra parte, los otros activos se incrementaron

en US$65 millones (24,7%), llegando a US$328

millones a diciembre de 2007. Este incremento se

explica principalmente por un aumento en las in-

versiones en empresas relacionadas por US$19

millones, como resultado del aumento patrimonial

de las empresas, nuevos aportes y aumento de

participación en las inversiones existentes.

Pasivos

El total de pasivos exigibles se incrementó en US$1.585

millones (55,3%) pasando a US$4.451 millones en di-

ciembre de 2007. Dicho aumento se explica principal-

mente por los mayores pasivos circulantes que aumen-

taron en US$1.527 millones (115,2%).

El aumento en los pasivos circulantes por un monto

total de US$1.527 millones, tiene su origen princi-

palmente en el incremento en las cuentas por pa-

gar (US$1.481 millones) y el aumento de los docu-

mentos por pagar (US$94 millones. Este aumento

se debe al incremento de las operaciones de la

compañía y las mayores necesidades de capital de

trabajo, como consecuencia de la mayor demanda

generada por la crisis energética y el aumento en

el precio de los hidrocarburos.

Lo anterior fue parcialmente compensado por una

disminución de impuesto a la renta (US$91 millo-

nes) como resultado del pago de PPM efectuado

por ERSA durante el año 2007 y que se refleja

como impuesto por recuperar.

178

VOLVER AL ÍNDICE

INDICADORES DE LIQUIDEZ, ENDEUDAMIENTO Y ACTIVIDAD

Los principales indicadores financieros del balance consolidado relativos a liquidez y endeudamiento son los siguientes:

2007 2006

Liquidez

Liquidez corriente 1,16 1,42

Razón ácida (1) 0,59 0,75

Endeudamiento

Deuda Corto Plazo/Deuda Total (%) 64,10% 46,30%

Deuda Largo Plazo/Deuda Total (%) 35,90% 53,70%

Razón de endeudamiento 4,5 3,05

Cobertura gastos financieros (2) 3,53 4,49

Actividad

Total Activos (MMUS$) 5.440 3.805

Rotación de inventarios 7,13 8,64

Permanencia de inventarios 50,51 41,67

(1) Corresponde al total de activos circulantes, menos las existencias y menos los gastos pagados por anticipado, dividido por el pasivo circulante.

(2) La cobertura de gastos financieros se calcula como R.A.I.I.D.A.I.E sobre el total de gastos financieros.

El índice de liquidez disminuyó respecto a diciem-

bre de 2006, pasando de 1,42 veces a 1,16 veces

en diciembre de 2007, reflejando el mayor aumen-

to de los pasivos circulantes para financiar el ma-

yor nivel de activad de ENAP, aumento de los ni-

veles de inventarios y el aumento de los precios

de los hidrocarburos en dicho período. Conse-

cuentemente con lo anterior, la razón ácida, dismi-

nuyó al pasar de 0,75 en 2006 a 0,59 en 2007.

El índice de endeudamiento alcanzó a 4,50 veces en

diciembre de 2007, relación superior a los 3,05 de

diciembre 2006, debido principalmente al importan-

te aumento de los pasivos circulantes (cuentas por

pagar a proveedores), producto de las mayores ne-

cesidades de abastecimiento de combustibles para

el país, como consecuencia de las necesidades de

las generadoras termoeléctricas a raíz de la falta de

gas natural proveniente desde Argentina.

En cuanto, a la exigibilidad del total de la deuda,

ésta se presenta en un 64,1% en el corto plazo y

un 35,9% en el largo plazo, producto del fuerte

incremento en pasivos circulantes relacionados

con financiamiento de capital de trabajo a raíz de

las necesidades de mayores suministros de com-

bustibles al país como consecuencia de la falta de

gas natural. Si se considera sólo la deuda financie-

ra, estos indicadores son notoriamente distintos,

ya que a diciembre de 2007, un 81% de la deuda

financiera es de largo plazo, y el 19% restante es

de corto plazo.

La baja registrada en el índice de cobertura de

gastos financieros, que pasó de 4,49 veces en di-

ciembre de 2006 a 3,53 veces en igual fecha de

2007, se debe principalmente a que los gastos fi-

nancieros se incrementaron en un 34,3% entre un

período y otro, pasando de US$108 millones en

diciembre de 2006 a US$145 millones en igual

período de 2007, producto de las mayores necesi-

dades de financiamiento de capital de trabajo.

Los pasivos a largo plazo aumentaron en US$57 millones, registrando un total de US$1.598 millones a diciembre de 2007. Esta alza se explica princi-

palmente por un aumento de las provisiones a largo plazo (US$38 millones) como resultado de aumento en la provisión de indemnización por años de

servicio de US$17 millones, un aumento en la provisión de impuesto a la renta de US$12 millones, al aumento de US$7 millones de la provisión para

cubrir gastos futuros de remediación medioambiental y aumento de US$ 2 millones en otras provisiones.

En el año 2007, la deuda financiera de ENAP aumentó en un 2,7%, esta alza se debe a la valorización de los bonos emitidos en UF con vencimiento en octubre

de 2012.

El patrimonio de la empresa en el año 2007 aumentó en US$51 millones (5,4%), alcanzando a US$990 millones a diciembre de 2007, producto básicamente de la utilidad

neta obtenida en el año 2007 de US$50 millones. En el año 2007 se efectuaron capitalizaciones por US$56 millones incrementando la cuenta Capital Pagado.

ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS

179

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2007 2006

MMUS$ MMUS$

Resultado Operacional 199,5 242,8

Gastos financieros 145,2 108,1

Resultado no Operacional -62,1 -80,1

R.A.I.I.D.A.I.E 513,2 484,8

Utilidad después del 17% de impuestos 97,7 104,1

Utilidad después de impuestos 49,6 50,8

Rentabilidad % %

Rentabilidad del patrimonio promedio 5,15 5,47

Rentabilidad del activo promedio 1,07 1,36

Rentabilidad de activos operacionales * 5,19 8,06

ESTADO DE RESULTADOS CONSOLIDADO

* Activos operacionales = Activos totales - otros activos fijos - otros activos circulantes - impuestos diferidos - depósitos a plazo.

Resultado Operacional

El resultado operacional consolidado muestra una

reducción de un 17,8% entre diciembre de 2006

y diciembre de 2007 pasando de US$242,8 millo-

nes en 2006 a US$199,5 millones en 2007. Esta

reducción de US$43 millones del resultado ope-

racional esta formado por un menor margen de

explotación de US$36 millones y el aumento en

los gastos de administración y ventas por US$7

millones. El aumento en el gasto de administra-

ción y ventas (8,7%) refleja principalmente el

efecto de la revaluación del peso chileno respecto

al dólar (6,7%).

El menor margen neto de explotación es conse-

cuencia, principalmente, de menores ingresos por

ventas de ENAP en Magallanes por transporte y

tratamiento de gas para llevarlo hasta las plantas

de Methanex en la XII Región, menores ingresos

registrados por Sipetrol Argentina como conse-

cuencia de la paralización de la producción de Area

de Magallanes a raíz de trabajos de mantenimiento

y al mejor margen de explotación obtenido por el

negocio de refinación en el año 2007 que ascendió

a US$ 107 millones, a pesar de los mayores costos

en que se debió incurrir durante este periodo, ver-

sus el margen de explotación registrado por este

negocio en el año 2006 de US$ 4 millones, como

consecuencia del impacto que genero en resulta-

dos la importante baja de los precios de los produc-

tos refinados ocurrida durante los últimos meses

de dicho año.

Durante el año 2007 el negocio de refinación de

ENAP, se vio fuertemente afectado por mayores

costos de refinación asociados a la falta de gas

natural que ha debido ser reemplazado para el

consumo interno de las refinerías por combustibles

más caros (propano, butano diesel), mayores cos-

tos de importación de combustibles, especialmen-

te diesel, para reemplazar la falta de gas natural,

particularmente para la generación eléctrica. Estos

mayores costos no han podido ser trasladados a

público, lo que han generado la reducción de los

márgenes de explotación del negocio.

Resultado No Operacional

El resultado no operacional, registro en el año 2007

una menor pérdida de US$18 millones con respec-

to al del año 2006, pérdida que ascendió a US$ 62

millones. Esta reducción en la pérdida no operacio-

nal de 22,5% es el resultado principalmente de

mayores ingresos fuera de la explotación de US$

38 millones por recuperación de impuestos y venta

de activos y un aumento positivo de la diferencia

de cambio de US$12 millones. Lo anterior fue par-

cialmente contrarrestado por un aumento de

US$37 millones en los gastos financieros relacio-

nados directamente con el endeudamiento en el

corto plazo de ENAP para cubrir sus necesidades

de capital de trabajo.

Utilidad del Ejercicio

La utilidad a diciembre de 2007, descontado el

impuesto a la renta de primera categoría (17%) al-

canzó a los US$98 millones, cifra que es inferior

en un 6,2% a los US$ 104 millones registrada a

igual periodo del 2006. La utilidad neta, desconta-

do el 40% de impuesto del D.L. 2.398, fue de

US$50 millones a diciembre de 2007, mientras que

a igual periodo del 2006 esta fue de US$ 51

millones.

Diferencia entre valores económicos y de libros

de los activos

Al 31 de diciembre de 2007, no se aprecian dife-

rencias significativas entre los valores económicos

y de libros de los principales activos de la Empresa.

Sin embargo es importante destacar que de acuer-

do con las normas de la Superintendencia de Valo-

res y Seguros, las inversiones en empresas filiales

y coligadas, se valorizan según el método de valor

proporcional del patrimonio de las respectivas

empresas.

180

VOLVER AL ÍNDICE

Situación de mercado

Luego de una escalada casi continua a lo largo del

año, el precio del petróleo crudo marcador interna-

cional West Texas Intermediate (WTI) finalizó el

cuarto trimestre y el año 2007 a la baja. Partiendo

de un precio promedio de US$54,1 por barril en

enero, el precio subió hasta un promedio máximo

de US$94,7 por barril en noviembre, para caer a

US$91,4 por barril promedio en diciembre. El alza

del precio entre enero y noviembre se interrumpió

solamente en agosto, al estallar la crisis de las

deudas hipotecarias "subprime" en el mercado fi-

nanciero de Estados Unidos, pero la tendencia al-

cista se retomó en septiembre.

A pesar de que no hubo ningún evento geopolítico

ni catástrofe natural que afectara significativa-

mente la oferta de petróleo, el aumento casi con-

tinuo del precio durante el año se debió al soste-

nido aumento del consumo, derivado del rápido

crecimiento de la economía mundial, que enteró

en 2007 un periodo de cinco años de expansión

sistemática, en el contexto de un débil crecimien-

to de la producción de petróleo. El consumo cre-

ció 1,1 millones de barriles por día mientras que

la oferta sólo creció 0,3 millones de barriles por

día, abasteciéndose la diferencia mediante la des-

acumulación de inventarios. Factor principal del

bajo crecimiento de la oferta fue la decisión de la

OPEP de reducir sus cuotas de producción por un

total de 1,7 millones de barriles por día en dos

etapas, a fines del año 2006. Si bien la baja efec-

tiva de la producción de petróleo crudo de la

OPEP fue de 0,3 millones de barriles por día, im-

pactó fuertemente en el mercado debido al de-

cepcionante crecimiento de la producción extra-

OPEP, sólo 0,6 millones de barriles por día.

En diciembre, el precio bajó por segunda vez en el

año, cuando el mismo alto nivel alcanzado el mes

anterior provocó una corrección a la baja por el

temor a que este nivel -más las repercusiones a

nivel global de la crisis hipotecaria antes mencio-

nada- desencadenaran una recesión mundial.

Al término del año 2007 el WTI registró un precio

promedio de US$72,2 por barril, mayor en 9% al

de 2006 (US$66,0 por barril).

A su vez, los precios internacionales de los produc-

tos subieron en parte por la tendencia alcista del

precio del crudo, pero hubo además factores pro-

pios que les dieron un impulso adicional. A media-

dos del año se registraron numerosas fallas en

refinerías de petróleo ubicadas en el medio oeste

de Estados Unidos, las cuales llevaron la refinación

al tope de su capacidad en el resto de ese país,

justo en la temporada de máximo consumo de

gasolina y diesel vehicular (verano boreal), mien-

tras que una gran demanda de diesel por parte de

Sudamérica en la misma época -debido a un invier-

no especialmente frío y seco en Argentina y Chile-

se tradujo en un factor alcista adicional en los

precios de los productos, al captar parte de los

excedentes del Caribe, Europa y Asia que podrían

haber aliviado la situación en Estados Unidos. A

partir de fines del tercer trimestre de 2007, y ya

pasado el verano en el hemisferio norte, los már-

genes de refinación bajaron, debido a la menor

presión del mercado observada para la gasolina en

Estados Unidos y para el diesel en Sudamérica.

En 2007, los precios promedio de los principales

productos en la costa del Golfo de México fueron

de US$86,4 por barril para las gasolinas y de

US$89,1 por barril para el diesel, comparado con

promedios de US$77,6 y US$81,6 por barril, regis-

trados en 2006.

Estado de Flujos de Efectivo

Los principales componentes del flujo neto de efectivo originado en cada ejercicio, son los siguientes:

2007 MMUS$

2006 MMUS$

Flujo neto originado por actividad de la operación 549,2 195,5

Flujo neto originado por actividades de financiamiento 4,8 34,5

Flujo neto originado por actividades de inversión -506,9 -223,1

Flujo neto del período 47,0 6,9

El flujo final neto del período de US$47 millones, se explica principalmente por el flujo neto generado por las actividades de la operación por US$549 millones,

más el flujo originado por actividades de financiamiento por US$5 millones. Estos flujos positivos fueron sólo parcialmente compensados por el flujo negativo

originado por actividades de inversión por US$507 millones., los cuales principalmente se utilizaron en la incorporación de activos fijos y en otros prestamos

a empresas relacionadas.

Los montos más significativos de los flujos generados por actividades de la operación corresponden a los rubros recaudación de deudores por venta por

US$10.278 millones, lo cual se netea con pago a proveedores por US$7.917 millones y menores montos de IVA y otros similares por US$1.504 millones.

El flujo positivo de financiamiento se explica principalmente por la obtención de préstamos por US$131 millones que fue compensada por el pago de présta-

mos por US$126 millones.

ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS

181

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Análisis de riesgo de mercado

ENAP participa en la exploración y producción de hidro-

carburos y en las siguientes etapas de la cadena pro-

ductiva, refinación, transporte, almacenamiento y co-

mercialización de los productos derivados del petróleo.

De estas actividades, una parte substancial de las ope-

raciones corresponde a la refinación y comercialización

de sus productos en Chile, liderando el abastecimiento

del mercado nacional con una participación de aproxi-

madamente un 80% del mercado, abriéndose paso en

los últimos años a la exportación de estos productos,

principalmente a países de América Latina.

ENAP accede regularmente al mercado internacional

para el suministro de petróleo crudo y productos,

situación que le permite asegurar el abastecimiento

y los compromisos comerciales, convenientemente.

Como resultado de lo anterior, el abastecimiento de

petróleo crudo de ENAP se obtiene mayoritariamente

de países de Sudamérica y África, siendo los princi-

pales proveedores Brasil, Perú, Ecuador, Turquía, y

Angola, contando las refinerías con las instalaciones

necesarias para la recepción y el almacenamiento de

esta materia prima. En cuanto al origen de las impor-

taciones de productos refinados, los mismos durante

el año 2007 provinieron principalmente del mercado

estadounidense de la costa del Golfo de Mexico, de

Canadá y de Corea.

El riesgo relevante para el negocio está esencialmen-

te en el margen de refinación, debiendo enfrentar la

empresa las fluctuaciones de precios en los merca-

dos internacionales de crudo y productos. Por lo an-

terior, las refinerías han continuado ajustando favora-

blemente sus estructuras de costos a la competitividad

de esta industria, y han orientado sus inversiones a

incrementar tanto su flexibilidad productiva como la

calidad de sus productos.

El tipo de cambio es otro de los factores de riesgo

del negocio, debido a que parte importante de los

ingresos son en pesos y los pasivos en dólares. Este

factor se ve minimizado por la política de precios de

productos, basada en la paridad de importación in-

dexada 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.

En términos de riesgo de tasa de interés, la empresa

mantiene un mix de deuda financiera en tasa fija

(principalmente bonos de largo plazo), y tasa variable

(principalmente créditos bilaterales, créditos sindica-

dos y préstamos de corto plazo como forfaiting), para

mitigar este riesgo ENAP ha realizado una variedad

de derivados de tasa de interés los que llevan estos

créditos de tasa variable, principalmente LIBOR más

un spread, a tasa fija. Gracias a esto al 31 de diciem-

bre de 2007 se tiene el 100% de la deuda financiera

a tasa fija, versus un 83% en el año 2006.

Asimismo, ENAP mantiene una posición en instru-

mentos derivados de Cross Currency Swap corres-

pondiente a la emisión del Bono en el mercado na-

cional en el mes de Octubre del 2002, para llevar su

denominación de UF a dólares de los Estados Unidos

y con el fin de mitigar el riesgo a exposición a tipo de

cambio. De igual manera en julio 2005 contrató un

Cross Currency Swap para llevar de UF a dólar el total

de los flujos originados por un leasing hipotecario de

las oficinas corporativas a un plazo de 13 años con

vencimiento el año 2018.

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balances y estados financieros indiVidUales

Contenido

Informe de los auditores independientes 184

Certificado de inspectores de cuentas Corfo 185

Balance general individual 186

Estado de resultados individual 188

Estado de flujo de efectivo individual 189

Notas a los estados financieros individual 191

Hechos relevantes 225

Análisis razonado de estados financieros individual 227

31 DE DICIEMBRE DE 2007

$ Pesos chilenos

M$ Miles de pesos chilenos

MM$ Millones de pesos chilenos

UF Unidades de fomento

Euro

US$ Dólares estadounidenses

MUS$ Miles de dólares estadounidenses

184

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INFORME DE LOS AUDITORES INDEPENDIENTES

A los señores Presidente y Directores

Empresa Nacional del Petróleo

Hemos auditado los balances generales de la Empresa Nacional del Petróleo al 31 de diciembre de 2007 y 2006 y los correspondientes estados de resultados

y de flujo de efectivo por los años terminados en esas fechas. La preparación de dichos estados estados financieros (que incluyen sus correspondientes notas),

es responsabilidad de la administración de Empresa Nacional del Petróleo. Nuestra responsabilidad consiste en emitir una opinión sobre estos estados finan-

cieros, basadas en las auditorías que efectuamos.

Nuestras auditorías fueron efectuadas de acuerdo con normas de auditoría generalmente aceptadas en Chile. Tales normas requieren que planifiquemos y

realicemos nuestro trabajo con el objeto de lograr un razonable grado de seguridad de que los estados financieros están exentos de errores significativos. Una

auditoría comprende el examen, a base de pruebas, de evidencias que respaldan los importes e informaciones revelados en los estados financieros. Una au-

ditoría también comprende una evaluación de los principios de contabilidad utilizados y las estimaciones significativas hechas por la administración de la Em-

presa, así como una evaluación de la presentación general de los estados financieros. Consideramos que nuestras auditorías constituyen una base razonable

para fundamentar nuestra opinión.

Los mencionados estados financieros han sido preparados para reflejar la situación financiera individual de Empresa Nacional del Petróleo, a base de los cri-

terios descritos en Nota 2, antes de proceder a la consolidación, de los estados financieros de las filiales detalldas en Nota 10. En consecuencia, para su ade-

cuada interpretación, estos estados financieros individuales deben ser leídos y analizados en conjunto con los estados financieros consolidados de Empresa

Nacional del Petróleo y filiales, los que son requeridos por los principios de contabilidad generalmente aceptados en Chile.

En nuestra opinión, los mencionados estados financieros individuales presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación financiera

de Empresa Nacional del Petróleo al 31 de diciembre de 2007 y 2006 y los resultados de sus operaciones y el flujo de efectivo por los años terminados en

esas fechas, de acuerdo con los criterios descritos en Nota2.

DELOITTE

Febrero 15, 2008

Arturo Platt A.

deloitte & touchesociedad de auditores y consultores ltda.rUt: 80.276.200-3av. Providencia 1760 Pisos 6,7,8 y 9Providencia, santiagochilefono: (56-2) 270 3000fax: (56-2) 374 9177e-mail: deloittechile@deloitte.comwww.deloitte.cl

Una firma de miembro dedeloitte touche tohmatsu

ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES

185

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186

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eMPresa nacional del PetrÓleoBALANCE GENERAL

ACTIVOS

al 31 de diciembre de

2007 2006

ACTIVOS CIRCULANTES MUS$ MUS$

Disponible 3.538 10.462

Depósito a plazo 6.281 9.943

Valores negociables (neto) 17.119 16.915

Deudores por venta (neto) 37.130 41.242

Deudores varios (neto) 16.620 16.668

Documentos y cuentas por cobrar empresas relacionadas 2.748.435 1.498.618

Existencias (neto) 99.935 107.888

Impuestos por recuperar 50.255 19.641

Gastos pagados por anticipado 929 982

Impuestos diferidos 0 9.290

Otros activos circulantes 6.809 18.108

Total Activos Circulantes 2.987.051 1.749.757

ACTIVOS FIJOS

Terrenos 1.676 2.112

Construcción y obras de infraestructura 2.032.416 1.979.332

Maquinarias y equipos 36.408 32.445

Otros activos fijos 64.732 55.248

Depreciación acumulada (menos) (1.728.689) (1.697.016)

Total Activos Fijos 406.543 372.121

Inversiones en empresas relacionadas 969.283 871.391

Inversiones en otras sociedades 53.778 53.778

Deudores a largo plazo 6.431 5.427

Documentos y cuentas por cobrar empresas relacionadas largo plazo 200.480 193.482

Impuestos Diferidos a largo plazo 3.243 2.937

Otros 92.520 59.812

Total Otros Activos 1.325.735 1.186.827

TOTAL ACTIVOS 4.719.329 3.308.705

ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES

187

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PASIVOS

al 31 de diciembre de

2007 2006

PASIVOS CIRCULANTES MUS$ MUS$

Obligaciones con bancos e instituciones financieras a largo plazo porción corto plazo 4.515 4.417

Obligaciones con el público - porción corto plazo (bonos) 6.083 5.757

Obligaciones largo plazo con vencimiento dentro un año 1.323 1.112

Cuentas por pagar 2.161.799 911.292

Documentos por pagar 145.221 51.289

Acreedores varios 1.095 951

Documentos y Cuentas por pagar empresas relacionadas 20.933 4.913

Provisiones 22.864 16.432

Retenciones 10.986 7.599

Impuesto a la renta 35.088 125.246

Impuestos diferidos 6.043 -

Otros pasivos circulantes 765 11.832

Total Pasivos Circulantes 2.416.715 1.140.840

PASIVOS A LARGO PLAZO

Obligaciones con bancos e instituciones financieras 370.000 370.000

Obligaciones con el público (bonos) 568.346 551.935

Documentos por pagar largo plazo 3.445 3.662

Acreedores varios largo plazo 16.019 14.929

Documentos y Cuentas por pagar empresas relacionadas largo plazo 2.360 2.203

Provisiones largo plazo 273.464 243.500

Otros pasivos a largo plazo 79.407 42.753

Total Pasivos a Largo Plazo 1.313.041 1.228.982

PATRIMONIO

Capital pagado 932.700 876.701

Otras reservas (68.109) (69.167)

Utilidades Retenidas: 124.982 131.349

Utilidades acumuladas 75.350 80.550

Pérdidas acumuladas (menos) - -

Utilidad (pérdida) del ejercicio 49.632 50.799

Total Patrimonio Neto 989.573 938.883

TOTAL PASIVOS Y PATRIMONIO 4.719.329 3.308.705

eMPresa nacional del PetrÓleoBALANCE GENERAL

188

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ESTADO DE RESULTADOS

Por el ejercicio terminado al 31 de diciembre de

2007 2006

RESULTADO OPERACIONAL MUS$ MUS$

Ingresos de explotación 904.600 4.562.797

Costos de explotación (menos) (787.922) (4.380.980)

Margen de Explotación 116.678 181.817

Gastos de administración y ventas (menos) (30.163) (26.712)

Resultado Operacional 86.515 155.105

RESULTADO FUERA DE LA EXPLOTACIÓN

Ingresos financieros 107.280 64.636

Utilidad inversiones empresas relacionadas 34.295 58.837

Otros ingresos fuera de la explotación 45.571 23.220

Pérdida inversión empresas relacionadas (menos) (8.854) (79.250)

Amortización menor valor de inversiones (menos) - -

Gastos financieros(menos) (127.611) (88.826)

Otros egresos fuera de la explotación (menos) (5.535) (7.451)

Corrección monetaria - -

Diferencias de cambio (19.176) 3.624

Resultado Fuera de Explotación 25.970 (25.210)

Resultado antes de impuesto a la Renta 112.485 129.895

Impuesto a la renta (62.853) (79.096)

UTILIDAD DEL EJERCICIO 49.632 50.799

eMPresa nacional del PetrÓleoESTADO DE RESULTADO

ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES

189

VOLVER AL ÍNDICE

ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO

Por el ejercicio terminado al 31 de diciembre de

2007 2006

FLUJO NETO ORIGINADO POR ACTIVIDADES DE LA OPERACIÓN MUS$ MUS$

Recaudación de deudores por ventas 6.930.244 4.811.634

Ingresos Financieros percibidos 105.578 13.952

Dividendos y otros repartos percibidos 13.852 199.984

Otros ingresos percibidos 6.175 62.427

Pago a proveedores y personal (menos) (6.484.746) (4.240.452)

intereses pagados (menos) (105.432) (78.390)

Impuesto a la renta pagado (menos) (127.076) (26.820)

Otros gastos pagados (menos) (2.530) (8.978)

I.V.A. y otros similares pagados (menos) (68.409) (772.972)

Flujo Neto Originado por Actividades de la Operación 267.656 (39.615)

FLUJO NETO ORIGINADO POR ACTIVIDADES DE FINANCIAMIENTO

Obtención de préstamos 90.685 157.248

Pago de Dividendos (menos) - (56.361)

Pago de préstamos (menos) (103.874) (43.856)

Flujo Neto Originado por Actividades de Financiamiento (13.189) 57.031

FLUJO NETO ORIGINADO POR ACTIVIDADES DE INVERSION

Ventas de activo fijo - 480

Ventas de inversiones permanentes - 53.568

Recaudación de préstamos documentados a empresas relacionadas 134.547 167.930

Otros Ingresos de inversión 970 18.418

Incorporación de activos fijos (menos) (115.510) (105.216)

Inversiones Permanentes (menos) (13.169) (2.315)

Préstamos documentados a empresas relacionadas (menos) (270.684) (146.939)

Otros desembolsos de inversión (menos) (1.003) (84)

Flujo Neto Originado por Actividades de Inversión (264.849) (14.158)

FLUJO NETO TOTAL DEL PERIODO (10.382) 3.258

VARIACION NETA DEL EFECTIVO Y EFECTIVO EQUIVALENTE (10.382) 3.258

SALDO INICIAL DE EFECTIVO Y EFECTIVO EQUIVALENTE 37.320 34.062

SALDO FINAL DE EFECTIVO Y EFECTIVO EQUIVALENTE 26.938 37.320

eMPresa nacional del PetrÓleoESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO

190

VOLVER AL ÍNDICE

ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO

Por el ejercicio terminado al 31 de diciembre de

2007 2006

MUS$ MUS$

Utilidad del ejercicio 49.632 50.799

Resultado en venta de activos (5.544) (15.602)

(Utilidad) Pérdida en venta de activos fijos (5.544) (480)

Utilidad en venta de inversiones (menos) - (15.126)

Pérdida en venta de inversiones - 4

Cargos (Abonos) a resultado que no representan flujo de efectivo 33.733 56.615

Depreciación del ejercicio 64.099 42.201

Utilidad devengada en inversiones en empresas relacionadas (memos) (34.295) (58.837)

Pérdida devengada en inversiones en empresas relacionadas 8.854 79.250

Diferencia de cambio neto 19.176 (3.624)

Otros abonos a resultado que no representan flujo de efectivo (menos) (27.049) (2.798)

Otros cargos a resultado que no representan flujo de efectivo 2.948 423

Variación de Activos que afectan al flujo de efectivo (aumentos) disminución (1.963.272) (188.188)

Deudores por ventas (1.998.414) (588.027)

Existencias 26.199 186.072

Otros activos 8.943 213.767

Variación de pasivos que afectan al flujo de efectivo aumentos (disminución) 2.153.107 56.761

Cuentas por pagar relacionadas con el resultado de la explotación 2.204.410 (6.109)

Intereses por pagar 16.919 10.892

Impuesto a la Renta por pagar (neto) (64.223) 52.621

Otras cuentas por pagar relacionadas con el resultado fuera de explotación 27 (1.422)

I.V.A. y otros similares por pagar (neto) (4.026) 779

FLUJO NETO ORIGINADO POR ACTIVIDADES DE LA OPERACION 267.656 (39.615)

conciliaciÓn entre el flUJo neto oriGinadoPOR ACTIVIDADES DE LA OPERACIÓN Y EL RESULTADO DEL EJERCICIO

ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES

191

VOLVER AL ÍNDICE

NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES

Al 31 de Diciembre de 2007 y 2006

NOTA 1: INSCRIPCION EN EL REGISTRO DE

VALORES

Con fecha 4 de octubre de 2002, la Empresa fue

inscrita en el Registro de Valores de la Superinten-

dencia de Valores y Seguros, bajo el Nº 783. De

acuerdo a lo anterior, la Empresa se encuentra suje-

ta a las normas de la citada Superintendencia.

Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) fue creada

por la Ley 9.618 de fecha 19 de junio de 1950 y es

de propiedad del Estado de Chile. Su actividad

principal, de acuerdo con dicha Ley y modificacio-

nes posteriores, es la exploración, explotación o

beneficio de yacimientos que contengan hidrocar-

buros, actividad que está facultada para desarrollar

dentro y fuera del territorio nacional. Es holding de

las filiales: Enap Refinerías S.A., Enap Sipetrol S.A.

y Petro Servicio Corp. S.A., además, posee una

sucursal en la República Argentina.

Mediante escritura publica de fecha 3 de abril de

2006, la filial Enap Sipetrol S.A. fue dividida, tras-

pasando todos los activos relacionados con la

operación en Colombia (Sucursal) a una nueva

sociedad denominada Sociedad de Exploración y

Explotación Petrolera S.A. (SEEP S.A.), la cual fue

vendida en el mes de julio de 2006.

La filial Enap Refinerías S.A.(ERSA), es una socie-

dad anónima cerrada, inscrita voluntariamente en

el registro de valores de la Superintendencia de

Valores y Seguros, bajo el Nº833, con fecha 25 de

junio de 2004.

b. Bases de preparación

Los presentes estados financieros individuales,

han sido preparados de acuerdo con principios de

contabilidad generalmente aceptados en Chile

emitidos por el Colegio de Contadores de Chile

A.G., los cuales concuerdan con normas imparti-

das por la Superintendencia de Valores y Seguros,

excepto por las inversiones en filiales, las que es-

tán registradas en una sola línea del balance gene-

ral a su valor patrimonial proporcional y, por lo

tanto, no han sido consolidadas línea a línea. Este

tratamiento no modifica el resultado neto del ejer-

cicio ni el patrimonio.

Estos estados financieros han sido emitidos sólo

para efectos de hacer un análisis individual de la

Empresa y en consideración a ello, deben ser leí-

dos en conjunto con los estados financieros con-

solidados, que son requeridos por los principios de

contabilidad generalmente aceptados en Chile.

c. Bases de presentación

De acuerdo a la Resolución Exenta Nº190 del

Servicio de Impuestos Internos, de fecha 1º de

octubre de 2004 y Oficio ordinario Nº11.108 de

la Superintendencia de Valores y Seguros, de

fecha 26 de noviembre de 2004, se autorizó a la

Empresa para llevar su contabilidad en dólares de

los Estados Unidos de Norteamérica, en los tér-

minos y condiciones que exige el artículo 18, in-

ciso 30 del Código Tributario, a contar del 1º de

enero de 2005.

d. Bases de conversión

Las transacciones efectuadas durante los años, en

pesos chilenos, en unidades de fomento u otras

monedas distintas a dólares estadounidenses, se

registran al tipo de cambio del dólar observado de

la fecha de la transacción.Los activos y pasivos

vigentes al cierre del año, que se encuentran pac-

tados en pesos chilenos, en unidades de fomento

NOTA 2: CRITERIOS CONTABLES APLICADOS

a. Período contable

Los estados financieros comprenden los años ter-

minados al 31 de diciembre de 2007 y 2006.

u otras monedas distintas a dólares estadouniden-

ses se presentan al tipo de cambio observado al

cierre del ejercicio, de acuerdo a las siguientes

paridades:

e. Depósitos a plazo

Los depósitos a plazo se presentan a sus valores

de invers ión más intereses y rea justes

devengados.

f. Valores negociables

Corresponde a inversiones en cuotas de fondos

mutuos de renta fija valorizadas al valor de la cuota

al cierre del año.

g. Estimación de deudores incobrables

Los deudores por ventas se presentan netos de

una provisión de deudores incobrables. Esta provi-

sión ha sido determinada, principalmente, conside-

rando la antigüedad de las cuentas por cobrar

vencidas.

h. Existencias

Las existencias de petróleo crudo y productos ter-

minados han sido valorizadas a sus costos directos

de adquisición o producción. El valor de las exis-

tencias no excede su valor neto de realización. Para

estos efectos se han considerado los precios de

ventas de los productos terminados y los costos

de reposición del petróleo crudo.

i. Activo fijo

El act ivo f i jo se presenta a su costo de

adquisición.

2007 2006

Peso chileno por dólar 496,89 532,39

Peso argentino por dólar 3,15 3,06

Libra esterlina por dólar 0,50 0,51

Unidad de fomento por dólar 0.03 0,03

Euro por dólar 0,68 0,76

192

VOLVER AL ÍNDICE

Las inversiones en campos petrolíferos en explo-

tación y desarrollo, se presentan clasificados en

construcciones y obras de infraestructura.

Las inversiones en exploración comprenden desem-

bolsos y aportes destinados a cubrir la adquisición

de bienes de uso y el desarrollo de pozos explorato-

rios. Estos costos se mantienen como inversión en

exploración hasta que se concluya sobre la existen-

cia de hidrocarburos que permitan su recupero. Los

costos geológicos y geofísicos son cargados directo

a resultados.

Los costos e inversiones correspondientes a explo-

raciones exitosas son traspasados a campos pe-

tro l í feros y los no exitosos se cargan a

resultados.

Los materiales y repuestos que se estima se incor-

porarán al activo fijo, se presentan en el rubro otros

activos fijos al costo, netos de provisión de

obsolescencia.

j. Depreciación activo fijo

La depreciación se calcula en forma lineal sobre la

base de los años de vida útil estimada de los bie-

nes, excepto los campos petrolíferos, cuya depre-

ciación se calcula por el método unidad de produc-

ción considerando la producción del año y reservas

estimadas (probadas-desarrolladas) de petróleo

crudo y gas, de acuerdo con informes técnicos

preparados por personal de la Empresa, cuyas ci-

fras son certificadas en forma periódica por espe-

cialistas independientes. La depreciación de oleo-

ductos y gasoductos marinos se calcula por el

método de unidad de producción, considerando la

producción del año y reservas probadas -

desarrolladas.

k. Activos en leasing

Los bienes recibidos en arrendamiento con opción

de compra, cuyos contratos reúnen las caracterís-

ticas de un leasing financiero, son contabilizados

en forma similar a la adquisición de un activo fijo

reconociendo la obligación total y los intereses

sobre base devengada. La valorización y deprecia-

ción de estos activos se efectúan bajo las normas

generales que afectan al activo fijo. Estos activos

no son jurídicamente de propiedad de la Empresa,

por lo que mientras no se ejerza la opción de com-

pra no se puede disponer libremente de ellos.

l. Inversiones en empresas relacionadas

Las inversiones incorporadas a partir del 1º de

enero de 2004 se presentan valorizadas de acuer-

do a la metodología del Valor Patrimonial (VP). Las

efectuadas con anterioridad a dicha fecha se pre-

sentan valorizadas de acuerdo a la metodología del

Valor Patrimonial Proporcional (VPP).

Los resultados no realizados por transacciones con

filiales y coligadas han sido eliminados.

La valorización de las filiales y empresas relacio-

nadas extranjeras se basa en las normas y crite-

rios contables contenidos en el Boletín Técnico

Nº64 del Colegio de Contadores de Chile A.G.,

que establece que las inversiones en el extranje-

ro, en países no estables, y que no son una exten-

sión de las operaciones de la inversora, se contro-

lan en dólares estadounidenses, ajustándose los

estados financieros de la sociedad extranjera a

principios de contabilidad generalmente acepta-

dos en Chile. Los ajustes de cambio por conver-

sión se cargan o abonan a Otras reservas en el

patrimonio. Este criterio se aplicó hasta diciembre

de 2004.

Para aquellas sociedades en que ENAP posee me-

nos de un 20% de participación societaria y ejerce

influencia significativa según lo definido en el Bo-

letín Técnico Nº72 del Colegio de Contadores, di-

chas inversiones se han contabilizado a valor

patrimonial.

m. Inversión en otras sociedades

Las inversiones en otras sociedades se presentan

valorizadas al costo de adquisición.

De acuerdo al Boletín Técnico Nº72 del Colegio de

Contadores A.G., las inversiones en empresas re-

lacionadas que no reúnen las características para

ser registradas en base a su VP, por no tener la

Empresa el control o influencia significativa, se ha

considerado como costo, su ultimo VP, anterior a

la fecha en que dio origen el cambio en el método

de valorización, más o menos, el mayor o menor

valor, si corresponde.

n. Cargos financieros

Los desembolsos asociados directamente a la ob-

tención de préstamos, se difieren y amortizan en

el plazo de la obligación que les dio origen. Estos

se presentan en el rubro Otros activos circulantes

y Otros del activo a largo plazo.

ñ. Impuestos a la renta e impuestos diferidos

La Empresa provisiona los impuestos a la renta so-

bre base devengada, de conformidad a las disposi-

ciones legales vigentes. Estos comprenden el im-

puesto de primera categoría y un impuesto adicional

incorporado por el artículo Nº2 del D.L. Nº2.398.

Los impuestos diferidos originados por las diferen-

cias entre el balance financiero y el balance tribu-

tario, se registran por todas las diferencias tempo-

rarias, considerando la tasa de impuesto que estará

vigente a la fecha estimada de reverso, conforme

a lo establecido en el Boletín Técnico Nº60 del

Colegio de Contadores de Chile A.G.. Los efectos

derivados de los impuestos diferidos existentes a

la fecha de implantación del referido boletín técnico

y no reconocidos anteriormente, se reconocen en

resultados sólo a medida que las diferencias tem-

porales se reversen.

o. Documentos por pagar

Este rubro incluye, entre otros, obligaciones con pago

confirmado a proveedores de petróleo crudo y otros

productos, a través de instituciones financieras.

p. Obligaciones con el público

Las obligaciones por emisión de bonos se presen-

tan de acuerdo a los montos comprometidos a

desembolsar, incluyendo el valor de capital e inte-

reses devengados hasta la fecha de cierre de los

estados financieros. El menor valor determinado

en la colocación de los bonos es activado y amor-

tizado linealmente, en el plazo estipulado de vigen-

cia de los instrumentos de deuda y se presenta en

los rubros Otros activos circulantes y Otros activos

de largo plazo, el cargo a resultados por amortiza-

ción se presenta en el rubro Gastos financieros del

Estado de resultados.

q. Contratos de derivados

La Empresa mantiene contratos de derivados que

corresponden a operaciones de cobertura tanto de

ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES

193

VOLVER AL ÍNDICE

transacciones esperadas como de partidas

existentes.

En el caso de instrumentos de cobertura de transac-

ciones esperadas, el mismo se presenta a su valor

justo y los cambios en dicho valor son reconocidos

como resultado no realizado hasta su vencimiento,

momento en el cual se reconocen en resultados.

En el caso de instrumento de cobertura de partidas

existentes, el mismo se ha valorizado al valor justo.

El efecto de dicha valorización se reconoce en re-

sultados en caso de ser pérdida y se difiere en caso

de ser utilidad.

r. Vacaciones del personal

El costo de las vacaciones del personal se carga a

resultado en el año que se devenga.

s. Compensaciones y beneficios del personal

La provisión por compensaciones y beneficios del

personal, cubre las obligaciones devengadas por

desembolsos que deberá efectuar la empresa den-

tro de un año, de acuerdo con los convenios colec-

tivos y contratos vigentes del personal.

t. Indemnización por años de servicio

La provisión para cubrir la obligación por concepto

de indemnización por años de servicio del perso-

nal, de acuerdo con los convenios y contratos vi-

gentes, se registra a su valor corriente.

u. Ingresos de explotación

Los ingresos provenientes de la explotación del

giro se registran sobre base devengada. Estos in-

gresos se reconocen al momento del despacho

físico de los productos, conjuntamente con la

transferencia de su dominio.

v. Software computacional

La Empresa adquiere sus software en paquetes

computacionales, los cuales se activan y se amor-

tizan en un período máximo de 4 años. Los costos

de implementación se cargan a resultados en el

mismo ejercicio.

w. Costos de emisión de bonos

Los costos de emisión de títulos de deuda son acti-

vados y se presentan en los rubros Otros activos

circulantes y Otros activos de largo plazo y son amor-

tizados linealmente durante el plazo de vigencia de

los documentos. El cargo a resultados por amortiza-

ción se presenta en el rubro Gastos financieros.

x. Transacción de venta con retroarrendamiento

La empresa suscribió un contrato de venta con

pacto de retroarrendamiento financiero por las ofi-

cinas del edificio corporativo, el cual se contabiliza

manteniendo dichos activos en el activo fijo al mis-

mo valor contable registrado antes de la operación

y registrando los recursos obtenidos con abono al

pasivo obligaciones por leasing, la cual se presenta

formando parte de obligaciones largo plazo con

vencimiento dentro un año en el pasivo circulante

y acreedores varios largo plazo.

y. Estado de flujo de efectivo

La Empresa ha considerado como efectivo y efec-

tivo equivalente el disponible y todas aquellas in-

versiones de corto plazo que se efectúan como

parte de la administración habitual de los exceden-

tes de caja, de acuerdo con lo señalado por el Bo-

letín Técnico Nº 50 del Colegio de Contadores de

Chile A.G., y comprende el disponible, depósitos a

plazo y valores negociables.

Bajo flujo originados por actividades de la opera-

ción se incluyen todos aquellos flujos de efectivo

relacionados con el giro social, incluyendo además,

los intereses pagados, los ingresos financieros y,

en general, todos aquellos flujos que no están de-

finidos como de inversión o financiamiento. Cabe

destacar que el concepto operacional utilizado en

este estado es más amplio que el considerado en

el Estado de resultados.

Para efectos de presentación, bajo el rubro Flujo

Originado por Actividades de la operación, y en

particular en la partida Recaudación de Deudores

por venta, se presentan las remesas de fondos

efectuadas por ERSA, destinadas a amortizar la

cuenta corriente que mantiene con ENAP por el

financiamiento de importaciones de crudo. Con

estos fondos ENAP efectúa los pagos a los provee-

dores internacionales de crudo y productos. Situa-

ción que se ve reflejada en el Estado de flujo de

efectivo como una mayor Recaudación de Deudo-

res por venta y un mayor pago a Proveedores.

194

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NOTA 3: CAMBIOS CONTABLES

Durante el año terminado al 31 de diciembre de 2007, no se efectuaron cambios contables con respecto al ejercicio anterior.

NOTA 4: DEUDORES DE CORTO Y LARGO PLAZO

El detalle de los deudores de corto y largo plazo es el siguiente:

Los deudores varios corresponden principalmente a anticipos a proveedores y cuentas por cobrar al personal por préstamos habitacionales, médico dental y

anticipos de remuneraciones.

El detalle de deudores por ventas, es el siguiente

DEUDORES DE CORTO Y LARGO PLAZO

Circulante

Hasta 90 dias Más de 90 hasta 1 año Subtotal Total Circulante(neto) Total Largo Plazo

2007 2006 2007 2006 2007 2007 2006 2007 2006

Rubro MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Deudores por Ventas 37.124 41.010 306 532 37.430 37.130 41.242 - -

Est.deud.incobrables - - - - 300 - - - -

Deudores varios 15.805 13.696 815 2.972 16.620 16.620 16.668 6.431 5.727

Est.deud.incobrables - - - - - - - - -

Total deudores largo plazo 6.431 5.427

(1) Los deudores extranjeros corresponden a cuentas por cobrar, provenientes de exportaciones de productos.

NOTA 5: SALDOS Y TRANSACCIONES CON ENTIDADES RELACIONADAS

El parámetro de materialidad o significancia establecido por la Empresa para informar las transacciones con entidades relacionadas se determinó en un valor

total superior a MUS$500.

En el año 2007 la empresa no realizó transacciones significativas con A&C Pipeline Holding, Cía. de Hidrógeno Bío Bío S.A., Energía Concón S.A., Eteres y

Alcoholes S.A., Gas de Chile S.A., Oleoducto Trasandino Argentina S.A., Petrosul S.A. y Prodisa S.A..

A partir del segundo semestre del año 2006, Enap Refinerías S.A. (ERSA) importa a través de ENAP, parte del petróleo crudo y productos, necesario para su

operación. Por su parte, Enap financia a ERSA estas importaciones de crudo y productos, realizando el pago directamente a los proveedores internacionales

de hidrocarburos (presentado en cuadro de Transacciones bajo la descripción "Pagos proveedores por cuenta de ERSA").

Hasta el primer semestre de 2006, Enap Refinerías S.A. adquirió directamente de ENAP el petróleo crudo y productos importados, necesarios para su

operación.

DEUDORES POR VENTAS

2007 2006

MUS$ % MUS$ %

Nacionales:

Distribuidores 17.273 46.52% 8.673 21.03%

Consumidores 17.057 45.94% 28.233 68.46%

Extranjeros:

Deudores extranjeros (1) 2.800 7.54% 4.336 10.51%

Totales 37.130 100.00% 41.242 100.00%

ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES

195

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DOCUMENTOS Y CUENTAS POR COBRAR

Corto Plazo Largo Plazo

2007 2006 2007 2006

RUT Sociedad MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

87.756.500-9 ENAP REFINERIAS S.A. (1) 2.659.662 1.492.353 - -

96.579.730-0 ENAP SIPETROL S.A (2) 10.973 2.913 185.976 181.964

Extranjera PETRO SERVICIO CORP. S.A (4) 21 81 - -

96.694.400-5 GAS DE CHILE S.A. (3) - - 230 225

78.889.940-8 NORGAS S.A. (4) 201 475 - -

96.856.650-4 INNERGY HOLDING S.A.(3) 5 5 14.274 11.293

99.577.350-3 EMPRESA NACIONAL DE GEOTERMIA (4) 527 55 - -

76.418.940-K GNL CHILE S.A. (3) 3.757 2.733 - -

76.788.080-4 GNL QUINTERO S.A. (3) 73.289 - - -

99.519.820-7 ENERGIA CON CON S.A (4) - 3 - -

Totales 2.748.435 1.498.618 200.480 193.482

Las sociedades, Enap Sipetrol S.A. y Petro Servicio Corp. S.A. realizan fuera del territorio nacional una o más de las actividades relacionadas a la exploración,

explotación o beneficio de yacimientos que contengan hidrocarburos.

Los saldos y principales transacciones con empresas relacionadas se presentan en los siguientes cuadros:

DOCUMENTOS Y CUENTAS POR PAGAR

Corto Plazo Largo Plazo

2007 2006 2007 2006

RUT Sociedad MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

87756500-9 ENAP REFINERIA S.A. (4) 19.322 40 - -

96579730-0 ENAP SIPETROL S.A. (4) 498 4.689 - -

Extranjera PETRO SERVICIO CORP. S.A. (4) 164 94 - -

96668110-1 CÍA. LATINOAMERICANA PETROLERA S.A. (5) - - 2.360 2.203

96655490-8 OLEODUCTO TRASANDINO CHILE S.A. (4) - 90 -

96971330-6 GEOTERMICA DEL NORTE S.A. (6) 949 - -

Totales 20.933 4.913 2.360 2.203

(1) El saldo al 31 de diciembre de 2007 y 2006 de cuentas por cobrar de corto plazo corresponde a deuda comercial generada por ventas directas de crudo y pro-

ductos y capital de trabajo de su filial. Las condiciones de esta línea de crédito son en moneda corriente reajustable con base al dólar estadounidense, utilizando

el tipo de cambio observado publicado por el Banco Central de Chile. El costo de la línea de crédito es 5,96% anual (5,82% anual al 31 de diciembre de 2006).

(2) La cuenta por cobrar a largo plazo con Enap Sipetrol S.A., corresponde a una línea de crédito sin vencimiento y para lo cual se estableció, según política

financiera 2007, una tasa fija de 5,86% anual (5,89% anual al 31 de diciembre de 2006). Durante el año 2007 se capitalizó parcialmente la cuenta por cobrar

a Enap Sipetrol S.A. (Ver Nota 10(8))

(3) Los saldos por cobrar a corto y largo plazo corresponden en parte a futuros aportes de capital en las empresas relacionadas, los cuales no tienen plazo de

vencimiento. En el caso de GNL Quintero S.A. corresponde a traspaso de cta. cte. de los cuales una parte será capitalizada según el acuerdo de los accionistas

y el saldo será cobrado, una vez concluido el proceso de financiamiento del proyecto

(4) Los saldos por cobrar y pagar a corto plazo corresponden principalmente a operaciones comerciales, las cuales no generan interés ni reajuste.

(5) Corresponden a contratos de compraventa de divisas (dólares) efectuado entre las sociedades coligadas y ENAP.

(6) Corresponde a aportes de capital por enterar

196

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TRANSACCIONES

2007 2006

Sociedad RUT Naturaleza de la relación Descripción de la transacción

Monto MUS$

Efecto en resultados

(cargo)/abono

MUS$ Monto MUS$

Efecto en resultados

(cargo)/abono

MUS$

Enap Refinerías S.A. 87.756.500-9 Filial Ventas de petróleo crudo 68.758,00 15.747,00 3.192.635,00 176.084,00

Ventas de productos 515.930,00 393.319,00 853.875,00 115.527,00

Compras de productos 348.774,00 - 166.069,00 -

Intereses en cuenta corriente 76.529,00 76.529,00 48.652,00 48.652,00

Otras ventas o servicios 6.668,00 846,00 122.420,00 37.428,00

Ventas de gas natural 677,00 - 3.909,00 -

Otras compras 13.177,00 - 7.952,00 -

Pago proveed. Por cta de ersa 7.850.257,00 - 2.664.683,00 -

Enap Sipetrol S.A 96.579.730-0 Filial Servicios prestados 8.485,00 4.428,00 18.561,00 18.561,00

Financiamiento de operaciones 194.559,00 11.977,00 144.231,00 9.690,00

Pago de prestamos 134.547,00 - 167.556,00 -

Compras de petróleo crudo 32.156,00 - 162.883,00 -

Compras de gas natural - - 4.368,00 -

Dividendos distribuidos - - 64.278,00 -

Capitalización deuda 56.000,00 - - -

Servicios recibidos 3.269,00 - 3.214,00 -

Reembolsos gastos 716,00 716,00 648,00 -

Petro Servicios Corp. S.A (Argentina)

Extrajera Filial Servicios de gastos facturados 801,00 - 800,00 -

Oleoducto Trasandino (Chile) S.A.

96.655.490-8 Coligada Servicios transporte por oleod - - 515,00 -

Gnl Quintero S.A. 76.788.080-4 Coligada Prestamos otorgados 73.289,00 - - -

Gnl Chile S.A. 76.418.940-K Coligada Prestamos otorgados 1.024,00 - 2.733,00 -

NOTA 6: EXISTENCIAS

El detalle de las existencias es el siguiente:

EXISTENCIAS

2007 2006

MUS$ MUS$

Petróleo crudo en existencias (1) 63.562 27.083

Petróleo crudo en tránsito - 2.146

Productos terminados (2) 34.889 66.605

Productos terminados en tránsito - 10.771

Materiales en bodega y tránsito 1.484 1.283

Totales 99.935 107.888

(1) Las existencias de crudo se presentan netas de resultado no realizado por la compra de crudo efectuada a la filial indirecta Sipetrol Argentina S.A. que asciende al 31 de diciembre de 2007 a MUS$276 (MUS$471 en 2006), ver nota 10 (2).

(2) Las existencias de productos se presentan netas de resultado no realizado por la compra de productos efectuada a la filial Enap Refinerías S.A. que asciende al 31 de diciembre de 2007 a MUS$134 (MUS$ 0 en 2006), ver nota 10 (2).

ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES

197

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NOTA 7: IMPUESTOS DIFERIDOS E IMPUESTOS A LA RENTA

a. Impuestos diferidos

El detalle de los saldos acumulados por impuestos diferidos al 31 de diciembre de 2007 y 2006 es el siguiente:

(1) El saldo de las cuentas complementarias relacionadas con provisión de obsolescencia de materiales y de retiro de plataformas, es amortizado en función

del reverso real de la respectiva diferencia temporal que le dio origen.

(2) Para los contratos de leasing el plazo remanente es de 10,5 años.

IMPUESTOS DIFERIDOS

2007 2006

Activo Pasivo Activo Pasivo

Corto Plazo

Largo Plazo

Corto Plazo

Largo Plazo

Corto Plazo

Largo Plazo

Corto Plazo

Largo Plazo

Conceptos MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Diferencias Temporarias

Provisión cuentas incobrables 171 - - - 171 - - -

Ingresos Anticipados 2.483 - - - 4.359 - - -

Provisión de vacaciones 5.369 - - - 5.093 - - -

Amortización intangibles - - - - - - - -

Activos en leasing - - - - - - - -

Gastos de fabricación - - - - - - - -

Depreciación Activo Fijo - - - - - - - -

Indemnización años de servicio - - - - - - - -

Otros eventos - 199 - - - 285 - -

Utilidad no realizada venta de crudo 1.391 - - - 227 - - -

Provisión obsolescencia materiales (1) - 4.147 - - - 3.946 - -

Provisión retiro plataforma y norma (1) - 32.483 - - - 30.229 - -

Contratos leasing (2) - 785 - - - - - 48

Gastos diferidos bonos - - - 4.766 - - - 5.568

Menor valor bono - - - 2.588 - - - 2.838

Gastos financieros diferidos - - - 2.404 - - - 3.444

Provisión valuación inversiones - 8.136 - - - 6.431 - -

Gastos pagados por anticipado - - 529 - - - 560 -

Recuperacion de impuesto Timbre y Est - - 14.928 -

Total Impuestos Diferidos 9.414 45.750 15.457 9.758 9.850 40.891 560 11.898

Cuentas complementarias-neto de amortiza - 15.428 - - - 15.368 - 2

Provisión de valuación - 17.321 - 10.688

Totales 9.414 13.001 15.457 9.758 9.850 14.835 560 11.898

198

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b. Impuesto a la renta

El detalle del impuesto a la renta y los créditos correspondientes se presentan a continuación:

(1) El D.L. N° 2.398 establece un impuesto con tasa de 40% respecto de los dividendos que la empresa reciba de las filiales sociedades anónimas y coligadas directas. ENAP provisiona este impuesto sobre la base de las utilidades devengadas que se estima seran distribuidas

La porción a largo plazo por pagar se encuentra en el rubro Provisiones largo plazo (Nota 16).

El detalle del Impuesto por Recuperar del Activo Circulante al 31 de diciembre de 2007 y 2006 es el siguiente:

IMPUESTO A LA RENTA

Provisión impuesto renta

Circulante A largo plazo

2007 2006 2007 2006

Provisiones de impuestos a la renta al 31 de diciembre: MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

17% de primera categoría 10.289 19.621 - -

Impuesto único - 3.683 - -

40% DL-2.398 sobre utilidades de Enap 20.858 46.167 - -

40% DL-2.398 sobre dividendos coligadas (1) 4.764 1.914 - -

40% DL-2.398 sobre utilidades filiales (1) - - 11.914 -

Impuestos provenientes del exterior - 184 - -

Total cargos por impuestos del año 35.911 71.569 11.914 -

Traspaso al corto plazo 40% DL-2398 sobre utilidades filiales - 80.968 - (80.968)

Saldos de provisiones de impuestos del año anterior 3.351 - 114.445 195.413

Totales 39.262 152.537 126.359 114.445

Menos:

Pagos provisionales del ejercicio (3.808) (26.844) - -

Crédito de capacitación (366) (263) - -

Anticipo de impuestos del exterior - (184) - -

Saldos netos (por recuperar) o pagar (2) (35.088) 125.246 126.359 114.445

2007 MUS$

2006 MUS$

Crédito Fondo Estabilización del Petróleo 13.778 13.853

Impuesto específico gasolinas y diesel 9.054 5.394

Recuperacion de Impuestos (Nota 19) 26.189 -

Otros impuestos por recuperar 1.234 394

Saldo Impuestos por Recuperar 50.255 19.641

ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES

199

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c. Gastos por impuesto a la renta

El detalle del cargo por impuesto a la renta se presenta es el siguiente:

El efecto en la utilidad por impuesto a la renta e impuesto diferido, considerando la tasa de impuesto de primera categoría establecido en la Ley de la Renta y

la tasa del impuesto a la renta incorporado en el artículo N°2 del D.L. N°2.398 es el siguiente:

GASTOS POR IMPUESTO A LA RENTA

Item 2007 MUS$

2006 MUS$

Gasto tributario corriente (provisión impuesto) (47.825) (71.385)

Ajuste gasto tributario (ejercicio anterior) - -

Efecto por activos o pasivos por impuesto diferido del ejercicio (8.335) (8.087)

Beneficio tributario por perdidas tributarias - -

Efecto por amortización de cuentas complementarias de activos y pasivos diferidos (60) 553

Efecto en activos o pasivos por impuesto diferido por cambios en la provisión de evaluación (6.633) 7

Otros cargos o abonos en la cuenta - (1843)

Totales (62.853) (79.096)

GASTOS POR IMPUESTO A LA RENTA

2007 2006

MUS$ MUS$

Utilidad antes de impuesto a la renta e impuestos diferidos 112.485 129.895

Impuesto a la Renta Tasa 17% (10.289) (19.621)

Impuesto diferido Tasa 17% (4.482) (2.245)

Impuesto Unico - (3.683)

Impuestos provenientes del exterior - (184)

Utilidad antes de impuesto a la renta e impuestos diferidos según artículo Nº2 del D.L. Nº2.398 97.714 104.162

Impuesto diferido (tasa 40%) (10.546) (5.282)

Impuesto a la Renta (tasa 40%) (37.536) (48.081)

Utilidad antes de amortización, mayor valor de inversiones e interés minoritario 49.632 50.799

200

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El detalle de construcciones y obras de infraestructuras es el siguiente:

CONSTRUCCIONES Y OBRAS DE INFRAESTRUCTURA

2007 2006

MUS$ MUS$

Campos petrolíferos 1.155.835 1.155.835

Plataformas petroleras 223.045 223.045

Refinerías y plantas de gasolina 79.037 76.081

Oleoductos y gasoductos 285.413 285.074

Plantas de almacenamiento e instalaciones marítimas 26.067 24.793

Instalaciones de producción 12.459 12.287

Sistemas de reinyección 115.435 115.375

Edificios, poblaciones y campamentos 30.260 30.194

Proyectos Inversión - Exploración 104.865 56.648

Total 2.032.416 1.979.332

Menos: Depreciación acumulada (1.705.050) (1.677.795)

Valores netos 327.366 301.537

NOTA 8: ACTIVOS FIJOS

El detalle del activo fijo y sus respectivas depreciaciones acumuladas es el siguiente:

ACTIVOS FIJOS

2007 2006

Saldo bruto

Depreciaciónacumulada

Saldoneto

Saldo bruto

Depreciaciónacumulada

Saldoneto

MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Terrenos 1.676 1.676 2.112 - 2.112

Construcciones y obras de infraestructura 2.032.416 (1.705.050) 327.366 1.979.332 (1.677.795) 301.537

Maquinarias y equipos 36.408 (20.794) 15.614 32.445 (17.566) 14.879

Otros activos fijos 64.732 (2.845) 61.887 55.248 (1.655) 53.593

Totales 2.135.232 (1.728.689) 406.543 2.069.137 (1.697.016) 372.121

ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES

201

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El detalle de otros activos fijos es el siguiente:

(1) En este rubro se presentan las oficinas corporativas adquiridas mediante un contrato de leasing con opción de compra con el Banco Santander Chile. Al 31 de diciembre de 2007 el valor neto asciende a MUS$ 16.370 (MUS$ 15.994 en 2006). Este contrato tiene vencimientos mensuales y finaliza en agosto de 2018.

(2) Los materiales en bodega para activo fijo se muestran netos de provisión de obsolescencia ascendente a MUS$7.276 en 2007 (MUS$ 6.922 en 2006).

Durante el año 2006, se reasignaron activos fijos asociados a gastos de administración a centros de costos operativos.

El cargo a resultados por concepto de depreciación del activo fijo incluido en los costos de explotación y gastos de administración es el siguiente:

NOTA 9: TRANSACCIONES DE VENTA CON RETROARRENDAMIENTO

El 28 de octubre de 2005, se suscribió un contrato de venta con pacto de retroarrendamiento financiero, por las oficinas del edificio corporativo por UF

498.165,17. Este contrato está pactado en UF, tiene un plazo de vencimiento de 154 meses y una tasa de interés de 3,6871% lineal anual.

La obligación por este contrato se incluye en el pasivo circulante en obligaciones a largo plazo con vencimiento dentro de un año por MUS$1.323 (MUS$1.112

año 2006) y en el pasivo a largo plazo en acreedores varios largo plazo por MUS$15.645 (MUS$14.799 año 2006).

OTROS ACTIVOS FIJOS

2007 2006

MUS$ MUS$

Edificio corporativo (leasing) (1) 16.370 16.370

Materiales en bodega para activo fijo (2) 41.450 34.163

Muebles, equipos oficina, herramientas y otros 6.912 4.715

Total 64.732 55.248

Menos: Depreciación acumulada (2.845) (1.655)

Valores netos 61.887 53.593

CARGO A RESULTADO POR CONCEPTO DE DEPRECIACION DEL ACTIVO FIJO

2007 2006

MUS$ MUS$

Costos de explotación 63.463 42.097

Gasto de administración 636 104

Totales 64.099 42.201

202

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NOTA 10: INVERSIONES EN EMPRESAS RELACIONADAS

El detalle de las inversiones en empresas relacionadas es el siguiente:

INVERSIONES EN EMPRESAS RELACIONADAS

Porcentaje de participación

Patrimonio sociedades

Resultado del ejercicio

Patrimonio sociedades a

valor justo

Resultado del ejercicio a valor justo

Resultado devengado VP / VPP

Resultados no realizados

Valor contable de la inversión

RUT Sociedad País de origen

Moneda de control de la inversión

Nª de acciones

2007 %

2006 %

2007 MUS$

2006 MUS$

2007 MUS$

2006 MUS$

2007 MUS$

2006 MUS$

2007 MUS$

2006 MUS$

2007 MUS$

2006 MUS$

2007 MUS$

2006 MUS$

2007 MUS$

2006 MUS$

2007 MUS$

2006 MUS$

Extrajera A&C Pipeline Holding (9) I.Cayman US$ 164.250 36,25 18,25 467 415 - - - - - - 85 76 - 85 76

99.519.810-K Compañía de Hidrógeno del Bío Bío S.A.(3) Chile US$ 50.000 5,00 5,00 10.364 10.566 2.080 3.969 10.364 10.566 2.080 3.969 104 198 518 528 - 518 528

96.668.110-1 Compañia Latinoamericana Petrolera S.A. Chile Peso 22.112 20,00 20,00 12.137 11.412 -992 -207 - - -198 -41 2.427 2.282 - 2.427 2.282

99.577.350-3 Empresa Nacional de Geotermia S.A.(3) Chile Peso 1.539.865 49,00 49,00 3.152 81 -1.535 -1.711 3.152 81 -1.535 -1.711 -752 -839 1.545 39 - 1.545 39

87.756.500-9 Enap Refinerias S.A. (1) (2) Chile US$ 137.587.857 99,96 99,96 659.463 638.555 20.823 -75.651 - - 20.682 -75.621 659.199 638.300 2.441 399 656.758 637.901

96.579.730-0 Enap Sipetrol S.A. (2) (7) (8) Chile US$ 83.376.759 99,61 99,50 268.829 203.685 8.963 46.629 - - 9.129 49.024 267.791 202.667 - - 267.791 202.667

99.519.820-7 Enercon S.A.(3) Chile US$ 155.378 17,50 17,50 27.028 17.085 1.305 30 27.028 17.085 1.305 30 228 5 4.730 2.990 - 4.730 2.990

96.913.550-7 Éteres y Alcoholes S.A. Chile US$ 2.087 20,87 20,87 12.237 10.361 1.876 1.878 - - 392 392 2.554 2.162 - 2.554 2.162

96.694.400-5 Gas de Chile S.A. Chile Peso 2.973.170 50,00 50,00 61 61 - -12 - - - -6 31 32 - 31 32

96.971.330-6 Geotérmica del Norte S.A. (10) Chile Peso 2.622.723.929 45,37 44,00 4.591 3.182 -1.704 -7 - - -772 -5 2.083 1.400 - 2.083 1.400

76.418.940-K GNL Chile S.A. (3) (4) Chile Peso 4.000.000 33,33 33,33 -3.439 -2.607 -830 -2.626 -3.439 -2.607 -830 -2.626 -277 -875 1 1 - 1 1

76.788.080-4 GNL Quintero S.A. (3) (5) Chile US$ 200 20,00 - 16.000 -1.480 16.000 -1.480 - -296 3.200 3.200

96.856.650-4 Innergy Holdings S.A. Chile Peso 13.680.788 25,00 25,00 -18.259 -6.530 -24.730 -5.455 - - -6.183 -1.364 1 1 - 1 1

Extrajera Manu Perú S.A. (3) (11) Peru US$ 1 0,00 0,00 57.478 42.091 15.790 3.470 57.478 42.091 15.790 3.470 - - - - - - -

78.889.940-8 Norgas S.A. Chile Peso 420.000 42,00 42,00 7.378 6.220 2.713 1.790 - - 1.139 752 3.099 2.612 - 3.099 2.612

Extrajera Oleoducto Trasandino (Argentina) S.A. (9) Argentina US$ 8.211.770 35,93 18,09 24.517 25.230 -713 -1.682 4.871 - - - -129 -304 5.304 4.564 - - 5.304 4.564

96.655.490-8 Oleoducto Trasandino (Chile) S.A. (9) Chile Peso 3.134.113 35,83 18,04 9.512 9.008 -563 -257 24.766 - - - -102 -46 6.122 1.625 - 6.122 1.625

Extrajera Petro Servicio Corp S.A. Argentina US$ 199.800 99,90 99,90 1.641 2.568 -143 1.143 - - -142 1.142 1.640 2.566 - 1.640 2.566

78.335.760-7 Petropower Energía Ltda Chile US$ - 7,50 7,50 93.284 76.187 30.263 16.025 - - 2.270 1.202 6.996 5.714 - 6.996 5.714

96.969.000-4 Petrosul S.A. Chile US$ 1.579 15,79 15,79 12.850 12.462 809 850 - - 128 134 2.029 1.968 - 2.029 1.968

99.548.320-3 Productora Diesel S.A.(3) Chile US$ 2.219.987 10,00 10,00 10.996 9.914 2.232 1.861 10.996 9.914 2.232 1.861 223 186 1.100 991 - 1.100 991

Extrajera Sipetrol Argentina Argentina US$ 75.146 0,50 0,50 253.875 254.393 -518 38.343 - - - - -3 192 1.269 1.272 - - 1.269 1.272

Extrajera Gasoducto del Pacifico (Argentina) S.A.(6) Argentina US$ - - - - - - - - 426 - - - - -

96.762.250-8 Gasoducto del Pacifico (Chile) S.A. (6) Chile US$ - - - - - - - - 616 - - - - -

96.889.570-2 Inversiones Electrogas S.A.(6) Chile Peso - - - - - - - - 136 - - - - -

76.532.150-6 Sociedad de Exploración y Explotación Petrolera S.A. (7)

Chile US$ - - - - - - - - 4.025 - - - - -

81.095.400-0 Sociedad Nacional de Oleoductos S.A. (6) Chile Peso - - - - - - - - 407 - - - - -

76.384.550-8 Sociedad Nacional Maritima S.A. (6) Chile Peso - - - - - - - - -149 - - - - -

Totales 971.724 871.790 2.441 399 969.283 871.391

ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES

203

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INVERSIONES EN EMPRESAS RELACIONADAS

Porcentaje de participación

Patrimonio sociedades

Resultado del ejercicio

Patrimonio sociedades a

valor justo

Resultado del ejercicio a valor justo

Resultado devengado VP / VPP

Resultados no realizados

Valor contable de la inversión

RUT Sociedad País de origen

Moneda de control de la inversión

Nª de acciones

2007 %

2006 %

2007 MUS$

2006 MUS$

2007 MUS$

2006 MUS$

2007 MUS$

2006 MUS$

2007 MUS$

2006 MUS$

2007 MUS$

2006 MUS$

2007 MUS$

2006 MUS$

2007 MUS$

2006 MUS$

2007 MUS$

2006 MUS$

Extrajera A&C Pipeline Holding (9) I.Cayman US$ 164.250 36,25 18,25 467 415 - - - - - - 85 76 - 85 76

99.519.810-K Compañía de Hidrógeno del Bío Bío S.A.(3) Chile US$ 50.000 5,00 5,00 10.364 10.566 2.080 3.969 10.364 10.566 2.080 3.969 104 198 518 528 - 518 528

96.668.110-1 Compañia Latinoamericana Petrolera S.A. Chile Peso 22.112 20,00 20,00 12.137 11.412 -992 -207 - - -198 -41 2.427 2.282 - 2.427 2.282

99.577.350-3 Empresa Nacional de Geotermia S.A.(3) Chile Peso 1.539.865 49,00 49,00 3.152 81 -1.535 -1.711 3.152 81 -1.535 -1.711 -752 -839 1.545 39 - 1.545 39

87.756.500-9 Enap Refinerias S.A. (1) (2) Chile US$ 137.587.857 99,96 99,96 659.463 638.555 20.823 -75.651 - - 20.682 -75.621 659.199 638.300 2.441 399 656.758 637.901

96.579.730-0 Enap Sipetrol S.A. (2) (7) (8) Chile US$ 83.376.759 99,61 99,50 268.829 203.685 8.963 46.629 - - 9.129 49.024 267.791 202.667 - - 267.791 202.667

99.519.820-7 Enercon S.A.(3) Chile US$ 155.378 17,50 17,50 27.028 17.085 1.305 30 27.028 17.085 1.305 30 228 5 4.730 2.990 - 4.730 2.990

96.913.550-7 Éteres y Alcoholes S.A. Chile US$ 2.087 20,87 20,87 12.237 10.361 1.876 1.878 - - 392 392 2.554 2.162 - 2.554 2.162

96.694.400-5 Gas de Chile S.A. Chile Peso 2.973.170 50,00 50,00 61 61 - -12 - - - -6 31 32 - 31 32

96.971.330-6 Geotérmica del Norte S.A. (10) Chile Peso 2.622.723.929 45,37 44,00 4.591 3.182 -1.704 -7 - - -772 -5 2.083 1.400 - 2.083 1.400

76.418.940-K GNL Chile S.A. (3) (4) Chile Peso 4.000.000 33,33 33,33 -3.439 -2.607 -830 -2.626 -3.439 -2.607 -830 -2.626 -277 -875 1 1 - 1 1

76.788.080-4 GNL Quintero S.A. (3) (5) Chile US$ 200 20,00 - 16.000 -1.480 16.000 -1.480 - -296 3.200 3.200

96.856.650-4 Innergy Holdings S.A. Chile Peso 13.680.788 25,00 25,00 -18.259 -6.530 -24.730 -5.455 - - -6.183 -1.364 1 1 - 1 1

Extrajera Manu Perú S.A. (3) (11) Peru US$ 1 0,00 0,00 57.478 42.091 15.790 3.470 57.478 42.091 15.790 3.470 - - - - - - -

78.889.940-8 Norgas S.A. Chile Peso 420.000 42,00 42,00 7.378 6.220 2.713 1.790 - - 1.139 752 3.099 2.612 - 3.099 2.612

Extrajera Oleoducto Trasandino (Argentina) S.A. (9) Argentina US$ 8.211.770 35,93 18,09 24.517 25.230 -713 -1.682 4.871 - - - -129 -304 5.304 4.564 - - 5.304 4.564

96.655.490-8 Oleoducto Trasandino (Chile) S.A. (9) Chile Peso 3.134.113 35,83 18,04 9.512 9.008 -563 -257 24.766 - - - -102 -46 6.122 1.625 - 6.122 1.625

Extrajera Petro Servicio Corp S.A. Argentina US$ 199.800 99,90 99,90 1.641 2.568 -143 1.143 - - -142 1.142 1.640 2.566 - 1.640 2.566

78.335.760-7 Petropower Energía Ltda Chile US$ - 7,50 7,50 93.284 76.187 30.263 16.025 - - 2.270 1.202 6.996 5.714 - 6.996 5.714

96.969.000-4 Petrosul S.A. Chile US$ 1.579 15,79 15,79 12.850 12.462 809 850 - - 128 134 2.029 1.968 - 2.029 1.968

99.548.320-3 Productora Diesel S.A.(3) Chile US$ 2.219.987 10,00 10,00 10.996 9.914 2.232 1.861 10.996 9.914 2.232 1.861 223 186 1.100 991 - 1.100 991

Extrajera Sipetrol Argentina Argentina US$ 75.146 0,50 0,50 253.875 254.393 -518 38.343 - - - - -3 192 1.269 1.272 - - 1.269 1.272

Extrajera Gasoducto del Pacifico (Argentina) S.A.(6) Argentina US$ - - - - - - - - 426 - - - - -

96.762.250-8 Gasoducto del Pacifico (Chile) S.A. (6) Chile US$ - - - - - - - - 616 - - - - -

96.889.570-2 Inversiones Electrogas S.A.(6) Chile Peso - - - - - - - - 136 - - - - -

76.532.150-6 Sociedad de Exploración y Explotación Petrolera S.A. (7)

Chile US$ - - - - - - - - 4.025 - - - - -

81.095.400-0 Sociedad Nacional de Oleoductos S.A. (6) Chile Peso - - - - - - - - 407 - - - - -

76.384.550-8 Sociedad Nacional Maritima S.A. (6) Chile Peso - - - - - - - - -149 - - - - -

Totales 971.724 871.790 2.441 399 969.283 871.391

204

VOLVER AL ÍNDICE

(1) El resultado no realizado corresponde a ventas

de petróleo crudo y productos de ENAP a la filial

Enap Refinerías S.A.

(2) En el resultado devengado de las filiales se in-

cluye lo siguiente :

-Resultado no realizado por ventas de petróleo

crudo de la filial Enap Sipetrol S.A. a ENAP que

asciende a MUS$276 al 31 de diciembre de 2007

(MUS$ 471 en 2006) y

-Resultado no realizado por ventas de productos

terminados de la filial ERSA a ENAP, resultado no

realizado que asciende a MUS$134 (MUS$0 en

2006).

Ambos resultados no realizados se presentan en

el rubro existencias (ver nota 6).

(3) Los activos y pasivos de las Sociedades Manu

Perú Holding S.A., Energía Concón S.A., Produc-

tora de Diesel S.A., Cía. de Hidrógeno del Bío Bío,

Empresa Nacional de Geotermia, GNL Chile S.A.

y GNL Quintero S.A. fueron valorizadas a sus va-

lores justos, de acuerdo a la metodología estable-

cida en el Boletín Técnico Nº72, emitida por el

Colegio de Contadores de Chile A.G. y Circular

Nº1.697 y Nº1.699 emitida por la Superintenden-

cia de Valores y Seguros. Dicha valorización no

presentó diferencias significativas con sus respec-

tivos valores libros.

(4)Con fecha 16 de noviembre de 2005 se constitu-

yó la sociedad Gestora del Proyecto GNL S.A.,

aportando ENAP el 23,27% (2.327.076 pesos). Con

fecha 10/03/06 se protocolizó el cambio de nombre

de la sociedad por el de "GNL Chile S.A.". El 15 de

junio de 2006 ENAP compró 639.529 acciones de

Colbún S.A. y 366.726 acciones de AES Gener S.A.,

aumentando su participación a un 33,3333%. En

Junta Extraordinaria de Accionistas, de fecha 02 de

agosto de 2006, GNL Chile S.A. aumentó su patri-

monio en 2.000.000 de acciones, equivalentes a

2.000.000 de pesos; Empresa Nacional del Petróleo

suscribe y paga en abril de 2007, 666.667 acciones,

manteniendo su participación de 33,33333%.

(5)Con fecha 09 de marzo de 2007 se constituyó

la sociedad GNL Quintero S.A., en la cual ENAP

suscribe y paga, 200 acciones que representan un

20% del capital de dicha sociedad.

(6)Durante el mes de mayo de 2006 la empresa

reclasificó desde Inversiones en empresas relacio-

nadas a Inversiones en otras sociedades, de acuer-

do a lo señalado en el Boletín Técnico Nº72 del

Colegio de Contadores, las siguientes inversiones:

Gasoducto del Pacífico (Chile) S.A., Gasoducto del

Pacífico (Argentina)S.A., Gasoducto Cayman Ltd.,

Sociedad Nacional de Oleoducto S.A., Sociedad

Nacional Marítima S.A., Inversiones Electrogas

S.A. y Electrogas S.A., debido a que no tiene in-

fluencia significativa.

(7)El 03 de abril de 2006 se dividió la sociedad

Enap Sipetrol S.A., producto de lo cual se creó la

sociedad "Sociedad de Exploración y Explotación

Petrolera S.A." (SEEP S.A.), manteniéndose, al

igual que en Enap Sipetrol S.A., los mismos ac-

cionistas y sus correspondientes participaciones,

ENAP con un 99,5% y Enap Refinerías S.A. con

un 0,5%.

Con fecha 06 de julio de 2006 SEEP S.A. se vendió

a la empresa canadiense Pacific Stratus Energy en

MMUS$ 61,8, generando una utilidad neta a ENAP

de MMUS$15,1.

(8)Con fecha 27 de abril de 2007, la Junta Ordi-

naria de Accionistas de Enap Sipetrol S.A., acor-

dó repartir como dividendo un 100% de las utili-

dades líquidas del ejercicio finalizado al 31 de

diciembre de 2006. Mediante ORD. Nº1272 del

28 de diciembre de 2007, el Ministerio de Hacien-

da suspendió temporalmente la política de tras-

pasos del 100% de los dividendos anuales de las

filiales a ENAP, para el ejercicio financiero 2006

y 2007; la cual fue ratificada en Junta Extraordi-

naria Nº19 de Enap Sipetrol S.A. de fecha 28 de

diciembre de 2007.

Con fecha 16 de agosto de 2007, en la décimo

octava junta extraordinaria de accionistas de Enap

Sipetrol S.A., previa autorización concedida por el

Ministerio de Hacienda, que consta en oficio Ord.

Nº745 de 14 de agosto del 2007; se aprobó el au-

mento del capital de la sociedad en la suma de

MUS$56.000, mediante la emisión de 19.060.977

nuevas acciones, todas las cuales fueron suscritas

y pagadas por Empresa Nacional del Petróleo me-

diante la capitalización de créditos en cuenta co-

rriente de esta filial.

Enap Refinerías S.A. no concurrió a esta suscrip-

ción de acciones, disminuyendo su participación

a 0,39% y aumentando la participación de ENAP

a 99,61%.

(9) Con fecha 10 de diciembre de 2007 Empresa

Nacional del Petróleo compró acciones de Oleo-

ducto Trasandino (Chile) S.A., Oleoducto Trasandi-

no (Argentina) S.A. y A&C Pipeline Holding, au-

mentando su participación a 35,83%, 35,93% y

36,25%, respectivamente.

Estas compras fueron valorizadas a valor justo, de

acuerdo a la metodología establecida en el Boletín

Técnico Nº72, emitida por el Colegio de Contado-

res de Chile A.G. y Circular Nº1.697 y Nº1.699

emitida por la Superintendencia de Valores y

Seguros.

(10) En Sexta Junta Extraordinaria de Accionistas

de Geotérmica del Norte S.A., se aumentó el capi-

tal de dicha sociedad, suscribiendo ENAP

671.555.929 acciones de la Serie A u ordinarias,

representativas del aumento del capital acordado

en la presente junta, en un precio total de

731.728.333 pesos.

(11) En Junta General de Accionistas de Manu Perú

Holding S.A. e Inversiones y Proyectos Humboldt

S.A., celebradas el 15 de noviembre de 2007; se

acordó aprobar el Proyecto de Fusión presentado

por el directorio y, en consecuencia, aprobar la

fusión por absorción entre ambas sociedades, por

lo cual, Inversiones y Proyectos Humboldt S.A. se

disolverá sin liquidarse, extinguiéndose totalmente

su personalidad jurídica, al momento de formalizar

la fusión y cumplidas todas las disposiciones de la

Ley General de Sociedades y demás disposiciones

legales que rigen en Perú. La fusión se realizó en

un solo acto y como un todo o universalidad, es

decir, que la totalidad de los activos y pasivos de la

sociedad quedaron incorporados a Manu Perú Hol-

ding S.A. La fecha de entrada en vigencia de la

fusión es a contar del 1 de diciembre de 2007.

ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES

205

VOLVER AL ÍNDICE

Durante el mes de mayo de 2006 la empresa reclasificó desde Inversiones en empresas relacionadas a Inversiones en otras sociedades, de acuerdo a lo señalado

en el Boletín Técnico Nº72 del Colegio de Contadores de Chile A.G., las siguientes inversiones: Gasoducto del Pacífico (Chile) S.A., Gasoducto del Pacífico (Ar-

gentina) S.A., Gasoducto Cayman Ltd., Sociedad Nacional de Oleoducto S.A., Sociedad Nacional Marítima S.A., Inversiones Electrogas S.A. y Electrogas S.A.

INFORMACION SOBRE INVERSIONES EN EL EXTERIOR:

Para las inversiones en el exterior que mantiene la Empresa al 31 de diciembre de 2007 y 2006, no existen dividendos acordados por las utilidades potencial-

mente remesables al 31 de diciembre de 2007 y 2006.

Durante los años 2007 y 2006 la Empresa no ha contraído pasivos como cobertura de estas inversiones en el exterior.

NOTA 11: INVERSIONES EN OTRAS SOCIEDADES

INVERSIONES EN OTRAS SOCIEDADES

Nª de Porcentaje

de participación

Valor contable

2007 2006

RUT Sociedad Acciones % MUS$ MUS$

96.806.130-5 Electrogas S.A. 30 0,01 2 2

Extranjera Gasoducto Cayman Ltd. 9.100 18,20 5 5

Extranjera Gasoducto Del Pacifico (Argentina) S.A. 15.900.586 18,20 14.051 14.051

96.762.250-8 Gasoducto Del Pacifico (Chile) S.A. 38.592.313 18,20 20.217 20.217

96.889.570-2 Inversiones Electrogas S.A. 150 15,00 5.130 5.130

81.095.400-0 Sociedad Nacional De Oleoductos S.A. 10.061.279 10,06 12.705 12.705

76.384.550-8 Sociedad Nacional Maritima S.A. 12.965.340 12,97 1.668 1.668

Totales 53.778 53.778

NOTA 12: OTROS (ACTIVOS)

El detalle de los otros activos de largo plazo se presenta en el cuadro adjunto:

OTROS ACTIVOS DE LARGO PLAZO

2007 2006

MUS$ MUS$

Gastos asociados a la obtención de préstamos 2.397 4.220

Gastos en emisión de bonos y descuento en colocación (Nota 21) 10.366 12.338

Pérdida diferida contratos swap tasa de interés (Nota 23) 17.342 344

Derechos cross currency swap leasing (Nota 23) 3.741 1.902

Derechos cross currency swap bonos (Nota 23) 58.324 40.508

Otros 350 502

Totales 92.520 59.812

206

VOLVER AL ÍNDICE

El detalle de obligaciones con bancos e instituciones financieras de corto plazo y a largo plazo con vencimiento en el corto plazo se incluye en el siguiente

cuadro:

NOTA 13: OBLIGACIONES CON BANCOS E INSTITUCIONES FINANCIERAS DE CORTO PLAZO

OBLIGACIONES CON BANCO E INSTITUCIONES FINANCIERAS LARGO PLAZO-PORCION CORTO PLAZO

Tipo de monedas e indices de reajustable

Dólares Totales

2007 2006 2007 2006

RUT Banco o Institución Financiera MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Extranjero JP MORGAN CHASE BANK (1) 4.132 4.025 4.132 4.025

Extranjero CALYON N.Y BRANCH (2) 383 392 383 392

Totales 4.515 4.417 4.515 4.417

Monto capital adeudado 0 0

Tasa int prom anual 5.42% 5.59%

Porcentaje obligaciones moneda extranjera (%) 100,00%

Porcentaje obligaciones moneda nacional (%) 0,00%

(1) JP Morgan Chase Bank:

El 15 de junio de 2006, se realizó el cierre de una

operación de refinanciamiento por un monto de

220 millones de dólares de los Estados Unidos de

América del crédito Sindicado existente y que se

hizo efectivo a partir del 5 de septiembre de 2006

("Effective Date"), por parte de ENAP.

Mediante esta operación, ENAP ha suscrito con

quince bancos internacionales un contrato bajo

la ley de Nueva York denominado "Second Amen-

ded and Restated Term Loan Agreement", que

modifica el contrato de crédito de fecha 31 de

agosto de 2004, que con dicha fecha modificaba

un contrato de crédito anterior, de fecha 29 de

Agosto de 2003. La actual modificación se refie-

re a: (i) la consolidación en un solo crédito de los

vencimientos del año 2007 al 2009 del principal,

de los dos tramos existentes en el crédito vigen-

te (Tramo 1 y Tramo 2), y (ii) la modificación del

plazo de vencimiento de las cuotas de principal

para llevarlo a un solo pago ( "bullet" ) a 7 años

plazo, es decir con vencimiento en septiembre

de 2013.

La tasa de interés aplicable a esta nueva operación

fue de LIBOR+0,20% para los cuatro primeros

años, LIBOR+0,225 para el quinto y sexto año y

LIBOR+0,25% para el séptimo año.

El cambio en el plazo de crédito, que originalmente

tenía amortizaciones en los años 2006 a 2009,

significó liberar fondos para el financiamiento de

las inversiones de ENAP para los próximos años.

El spread sobre la tasa de interés permanece prác-

ticamente inalterado respecto al crédito original

( L I B O R + 0 , 2 0 % e n t re 2 0 0 6 y 2 0 0 8 y

LIBOR+0,225% en 2009). Dado que se trata de

un refinanciamiento de pasivos, esta transacción

no tuvo impacto en el nivel de pasivos de ENAP.

(2) CALYON New York Branch

En diciembre de 2006, la Empresa obtuvo un

c r é d i t o s i n d i c a d o p o r u n m o n t o d e

US$150.000.000, otorgado por un grupo de ban-

cos, actuando como agente el Banco Calyon New

York Branch.

Mediante esta operación, ENAP ha suscrito un

contrato de crédito sindicado bajo la ley de Nueva

York (denominado "Term Loan Agreement"), con

un grupo de 12 bancos internacionales. El présta-

mo tiene un plazo de 7 años, y se pagará en 6

amortizaciones iguales, cancelando la primera

cuota el 14 de junio 2011.

La tasa de interés anual aplicable a esta operación

es de LIBOR + 0,175% para los primeros tres

años, LIBOR + 0,20% para el cuarto y quinto año

y LIBOR + 0,225% para el sexto y séptimo año

ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES

207

VOLVER AL ÍNDICE

El detalle y vencimientos de las obligaciones con bancos e instituciones financieras a largo plazo es el siguiente:

NOTA 14: OBLIGACIONES CON BANCOS E INSTITUCIONES FINANCIERAS LARGO PLAZO

OBLIGACIONES CON BANCOS E INSTITUCIONES FINANCIERAS LARGO PLAZO

Años de vencimiento 2007 2006

RUT Banco o Institución Financiera

Moneda Indice de reajuste

Más de 1 hasta 2

Más de 2 hasta 3

Más de 3 hasta 5

Más de 5 hasta 10

Total largo plazo

Tasa de interés anual promedio Total

largo plazo MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ %

Extranjero JP MORGAN CHASE BANK (1) Dólares - - - 220.000 220.000 5,63% 220.000

Extranjero CALYON N.Y. BRANCH (2) Dólares - - 100.000 50.000 150.000 5,34% 150.000

Totales - - 100.000 270.000 370.000 370.000

Porcentaje obligaciones moneda extranjera (%) 100.00

Porcentaje obligaciones moneda nacional (%) 0.00%

NOTA 15: OBLIGACIONES CON EL PÚBLICO CORTO Y LARGO PLAZO (BONOS)

El detalle y vencimientos de las obligaciones con el público se presentan a continuación:

OBLIGACIONES CON EL PÚBLICO CORTO Y LARGO PLAZO (BONOS)

Nº de inscripción o identificación del instrumento Serie

Monto nominalcolocadovigente

Unidad dereajuste

del bono

Tasa de interés

% Plazo final

Periodicidad Valor par

Pago de intereses

Pago de amortizaciones

2007 MUS$

2006 MUS$

Colocación en Chile o en el extranjero

Bonos largo plazo - porción corto plazo

Nº 303 A-1 1.000.000 UF 4.25% 01/10/2012 Semestral Al venc. 429 362 Nacional

Nº 303 A-2 2.250.000 UF 4.25% 01/10/2012 Semestral Al venc. 965 815 Nacional

TIPO 144-A Única 290.000.000 US$ 6.75% 15/11/2012 Semestral Al venc. 2.528 2.447 Extranjera

TIPO 144-A Única 150.000.000 US$ 4.875% 15/03/2014 Semestral Al venc. 2.161 2.133 Extranjera Total - porción corto plazo 6.083 5.757

Bonos largo plazo

Nº 303 A-1 1.000.000 UF 4.25% 01/10/2012 Semestral Al venc. 39.491 34.442 Nacional

Nº 303 A-2 2.250.000 UF 4.25% 01/10/2012 Semestral Al venc. 88.855 77.493 Nacional

TIPO 144-A Única 290.000.000 US$ 6.75% 15/11/2012 Semestral Al venc. 290.000 290.000 Extranjera

TIPO 144-A Única 150.000.000 US$ 4.875% 15/03/2014 Semestral Al venc. 150.000 150.000 Extranjera Total largo plazo 568.346 551.935

a) Bonos ENAP I-2002 Serie A Subseries A-1 y A-2:

Con fecha 4 de octubre de 2002, la Empresa inscri-

bió 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 cual se efectuó con fecha 22 de

octubre de 2002. Esta colocación se efectuó en dos

subseries A-1 y A-2, cuyas características son las

siguientes:

La colocación de bonos en el mercado local fue por

UF 3.250.000. El plazo de vencimiento es de 10

años, los pagos de intereses son semestrales, la

tasa de interés es de un 4,25% anual y la amortiza-

ción del capital es al final del plazo.

b) Bonos Internacionales:

Con fecha 5 de noviembre de 2002, la Empresa efec-

túo la emisión y colocación de bonos del tipo 144 A

en el mercado estadounidense, a una tasa de interés

de 6,75% anual, por un monto de US$290 millones.

Con fecha 16 de marzo de 2004, la Empresa 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 US$150 millones.

El plazo de vencimiento de ambas colocaciones es

de 10 años. Los pagos de intereses son semestra-

les y la amortización del capital corresponde a una

sola cuota al término del período.

c) Descuento y costos en colocación de bonos:

Los descuentos en las colocaciones de bonos, han

sido diferidos en los mismos períodos de las co-

rrespondientes emisiones. El saldo se presenta en

Otros activos circulantes corto y largo plazo, inclui-

dos los gastos de la emisión.

208

VOLVER AL ÍNDICE

NOTA 16: PROVISIONES Y CASTIGOS

El detalle de las provisiones es el siguiente:

(1) Provisión para cubrir los gastos estimados en los cuales deberá incurrir la Empresa en el retiro de plataformas del Estrecho de Magallanes, normalización

de pozos en tierra y remediación medio ambiental.

Castigos - Durante los ejercicios terminados al 31 de diciembre de 2007 y 2006 no se han efectuados castigos.

NOTA 17: INDEMNIZACIONES AL PERSONAL POR AÑOS DE SERVICIO

El movimiento de la provisión que cubre el beneficio de indemnización al personal por años de servicio es el siguiente:

PROVISIONES Y CASTIGOS

2007 MUS$

2006 MUS$

Corto plazo:

Vacaciones 9.418 8.933

Compensaciones y beneficios al personal 5.125 4.170

Provisión inversión patrimonio negativo 5.713 2.504

Concesiones Marítimas 168 168

Provisión carena barcaza y remolcadores 455 317

Otros 1.985 340

Totales 22.864 16.432

Largo plazo:

Impuesto a la Renta (Nota 7) 126.359 114.445

Indemnización años de servicio (Nota 17) 75.255 63.687

Provisión retiro de plataformas, normalización de pozos y yacimientos y remediación medio ambiental (1) 56.988 53.034

Provisión valuación inversiones 14.274 11.282

Otras provisiones largo plazo 588 1.052

Totales 273.464 243.500

INDEMNZACIONES AL PERSONAL POR AÑOS DE SERVICIOS

2007 MUS$

2006 MUS$

Saldo inicial al 1° de enero 63.687 68.573

Incremento de provisión 7.390 7.270

Pagos del período (737) (9.822)

Diferencia de cambio 4.915 (2.334)

Totales 75.255 63.687

ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES

209

VOLVER AL ÍNDICE

NOTA 18: PATRIMONIO

a. Cambios en el patrimonio:

El movimiento del patrimonio registrado entre el 1º de enero y el 31 de diciembre de 2007 y 2006, es el siguiente:

PATRIMONIO

Capital pagado

MUS$

Otras reservas

MUS$

Resultados Acumulados

MUS$

Resultado del Ejercicio

MUS$

TOTAL

MUS$

Saldos al 1 de enero de 2006 791.471 (68.432) (1.646) 197.844 919.237

Distribución resultado año 2005 - - 197.844 (197.844) -

Traspasos utilidades al Fisco - - (56.361) - (56.361)

Capitalización reservas y/o utilidades 85.230 - (85.230) - -

Cambios patrimoniales netos - (719) - - (719)

Traspaso retasación técnica Activo Fijo coligada - (16) 16 - -

Ingresos por aplicación Decreto Hacienda Nº 390 - - 25.927 - 25.927

Resultado del ejercicio - - - 50.799 50.799

Saldo al 31 de diciembre de 2006 876.701 (69.167) 80.550 50.799 938.883

Saldos al 1 enero de 2007 876.701 (69.167) 80.550 50.799 938.883

Distribución resultado ejerc. anterior - - 50.799 (50.799) -

Dividendo definitivo ejerc. anterior - - - - -

Aumento del capital con emisión de acciones de pago - - - - -

Capitalización reservas y/o utilidades 55.999 - (55.999) - -

Déficit acumulado período de desarrollo - - - - -

Cambios patrimoniales netos - 1.058 - - 1.058

Traspaso retasación técnica Activo Fijo coligada - - - - -

Ingresos por aplicación Decreto Hacienda Nº 390 - - - - -

Revalorización capital propio - - - - -

Resultado del ejercicio - - - 49.632 49.632

Dividendos provisorios - - - -

Saldo al 31 de diciembre de 2007 932.700 (68.109) 75.350 49.632 989.573

210

VOLVER AL ÍNDICE

-Al 31 de marzo de 2006, se registró en utilidades

acumuladas, ingresos por MUS$25.927 provenien-

tes de la cobertura contratada, (opción tipo call

spread con J.P.Morgan) para estabilizar el precio

del diesel, netos de costos incurridos por ENAP

durante el período enero a marzo de 2006, con

motivo de la estabilización de precios del diesel,

gasolina y kerosene.

- El Fisco de Chile, a través del Ministerio de Hacien-

da ordenó mediante el Decreto Nº370 del 28 de

marzo de 2006, posteriormente, reemplazado por

el Decreto Nº667 del 13 de junio de 2006, el traspa-

so a rentas generales de la Nación, de parte de las

utilidades del año 2005 por MUS$56.361 (equiva-

lentes a M$30.123.000), ingresadas a la Tesorería

General de la República durante los meses de Marzo

a Mayo en cuotas de M$10.041.000 cada una.

- Mediante Ord. Nº883 de 30 de diciembre de

2005, el Ministerio de Hacienda autorizó la capita-

lización de MU$17.185 de las utilidades del ejerci-

cio 2005. Esta capitalización se registró en el pe-

ríodo 2006.

-Mediante Ord.Nº243 de 28 de marzo de 2006, el

Ministerio de Hacienda autorizó la capitalización de

MUS$68.045 de las utilidades del ejercicio 2005.

- Por Decreto Nº545 de 20 de abril de 2007, el Mi-

nisterio de Hacienda fijó el programa de traspaso

a rentas generales de la Nación de parte de las

utilidades del año 2005 y 2006 por MUS$40.035

(equivalentes a M$21.619.278) y MUS$5.321

(equivalentes a M$2.873.340), respectivamente.

Posteriormente, el decreto Nº686 del 18 de diciem-

bre del 2007, del Ministerio de Hacienda, dejó sin

efecto lo dispuesto en el decreto anterior.

- El 14 de mayo de 2007, el Ministerio de Hacienda

mediante Ord.Nº430 autorizó la capitalización de

MUS$50.799 correspondiente a las utilidades fi-

nancieras del ejercicio 2006.

- Por Ord. Nº1.272 del 28 de diciembre de 2007,

el Ministerio de Hacienda suspendió transitoria-

mente por el período 2007, la política de traspaso

de utilidades de ENAP al Fisco. Al mismo tiempo,

dejó sin efecto, transitoriamente para dicho año,

el traspaso de utilidades a todo evento, para com-

pletar el 14% de rentabilidad sobre el patrimonio

con utilidades retenidas de períodos anteriores.

En relación con los traspasos al Fisco programados

para diciembre 2007 de MUS$45.356, el Ministe-

rio de Hacienda aceptó, a fin de evitar un mayor

endeudamiento de la empresa, compensar dichos

recursos con el saldo acumulado al 30 de junio de

2007 del Fondo de estabilización de precios de los

combustibles a favor de ENAP, el cual alcanza a

MUS$38.044,2, para lo cual se dictará el decreto

respectivo a principios de año 2008, de acuerdo a

las normas legales vigentes al respecto. Asimismo,

autorizó la capitalización de utilidades por

MUS$5.200 para el financiamiento del Gasoducto

Pecket Esperanza, lo que había sido acogido pre-

viamente mediante Ord. Nº915 de 3 de octubre de

2007, en atención a su rentabilidad social. La dife-

rencia, esto es MUS$2.111,8, se mantendrá como

saldo a favor del Fisco.

El detalle del movimiento en otras reservas es el

siguiente:

MOVIMIENTOS OTRAS RESERVAS

2007 2006

MUS$ MUS$

Ajuste acumulado por diferencia de conversión de filiales en el extranjero (76.029) (76.029)

Cambios patrimoniales netos 3.795 2.737

Otras reservas 4.125 4.125

Totales (68.109) (69.167)

Ajuste acumulado por diferencia de conversión de filiales en el extranjero

En este rubro se incluye la reserva por el ajuste de conversión proveniente de las filiales extranjeras originadas por las variaciones en la inversión en el exterior

y por la valuación de los respectivos pasivos contraídos para adquirir esta inversión, hasta diciembre de 2004.

AJUSTE ACUMULADO POR DIFERENCIA DE CONVERSION DE FILIALES

Saldos al 01.01.2007

Variación neta del ejercicio Saldos al

Inversión Pasivo 2007 2006

MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Enap Sipetrol S.A. (72.666) - - (72.666) (72.666)

Otras sociedades relacionadas (3.363) - - (3.363) (3.363)

Totales (76.029) - - (76.029) (76.029)

ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES

211

VOLVER AL ÍNDICE

Cambios patrimoniales netos

A partir de enero de 2005 las variaciones patrimoniales de las empresas coligadas que llevan la contabilidad en moneda nacional, se registran en la línea cam-

bios patrimoniales netos. El movimiento del ejercicio es el siguiente:

CAMBIOS PATRIMONIALES NETOS

Saldos al

01.01.2007

MUS$

Variación neta del ejercicio Saldos al

Inversión Pasivo 2007 2006

MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Cía. Latinoamericana Petrolera S.A. 231 343 - 574 231

Electrogas S.A. 1 - - 1 1

Empresa Nacional de Geotermia S.A. 40 230 - 270 40

Enap Refinerías S.A. 630 83 - 713 630

Enap Sipetrol S.A. (198) 188 (10) (198)

Enercon S.A. 93 - 93 93

Gas de Chile S.A. 3 - - 3 3

Geotérmica del Norte S.A. 109 (47) - 62 109

GNL Chile S.A. - (114) - (114) -

Innergy Holding S.A. 183 (26) - 157 183

Inversiones Electrogas S.A. 231 - - 231 231

Norgas S.A. 162 269 - 431 162

Oleoducto Trasandino (Chile) S.A. 74 132 - 206 74

Petrosul S.A. 232 - - 232 232

Sociedad Nacional de Oleoductos S.A. 893 - - 893 893

Sociedad Nacional Marítima S.A. 53 - - 53 53

Totales 2.737 1.058 - 3.795 2.737

b. Otras reservas

El saldo de Otras reservas es el siguiente:

OTRAS RESERVAS

Saldos al 01.01.2007

Variación neta del ejercicio Saldos al

Inversión Pasivo 2007 2006

MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Retasación técnica Activo Fijo de coligada SONACOL S.A. 4.125 - - 4.125 4.125

Totales 4.125 - - 4.125 4.125

212

VOLVER AL ÍNDICE

El detalle de los otros ingresos y egresos fuera de la explotación es el siguiente:

NOTA 19: OTROS INGRESOS Y EGRESOS FUERA DE LA EXPLOTACIÓN

OTROS INGRESOS Y EGRESOS FUERA DE LA EXPLOTACIÓN

2007 2006

MUS$ MUS$

a. Otros ingresos:

Utilidad en venta de activo fijo 5.544 480

Utilidad en venta de servicios 2.109 1.884

Dividendos percibidos de Otras Sociedades 10.700 3.403

Impuestos por Recuperar 26.189 -

Utilidad en venta de inversiones - 15.126

Otros ingresos 1.029 2.327 Totales 45.571 23.220

b. Otros egresos :

Provisión valuación inversiones (2.981) (1.208)

Bajas de activo fijo (47) (194)

Pérdida en venta de inversiones - (4)

Seguro opción por commodity - (4.590)

Gastos por desvinculación (126) -

Otros egresos (2.381) (1.455)Totales (5.535) (7.451)

NOTA 20: DIFERENCIAS DE CAMBIO

El detalle de las diferencias de cambio abonada (debitada) a resultados se presenta en el siguiente cuadro:

En la columna moneda se señala pesos chilenos, ya que desde enero de 2005 ENAP lleva contabilidad en dólares, de acuerdo a Nota 2 c).

DIFERENCIAS DE CAMBIO

2007 2006

Rubro Moneda MUS$ MUS$

Activos (cargos) / abonos

Disponible Pesos Chilenos 1.249 84

Deudores por venta y varios Pesos Chilenos 1.962 (1.143)

Documentos y cuentas por cobrar empresas relacionadas corto plazo Pesos Chilenos 71 50

Otros activos circulantes Pesos Chilenos 4.002 (13.413)

Deudores largo plazo Pesos Chilenos 75 (75)

Otros activos largo plazo Pesos Chilenos 478 (125)

Documentos y cuentas por cobrar empresas relacionadas largo plazo Pesos Chilenos 1.729 (1.121 ) Total (Cargos) Abonos 9.566 (13.501)

Pasivos (cargos ) /abonos

Cuentas por pagar corto plazo Pesos Chilenos (664) 5.720

Documentos y cuentas por pagar empresas relacionadas corto plazo Pesos Chilenos (45) 30

Otros pasivos circulantes Pesos Chilenos (3.209) 5.420

Provisiones corto plazo Pesos Chilenos (1.241) 1.110

Documentos y cuentas por pagar empresas relacionadas largo plazo Pesos Chilenos (157) 83

Provisiones largo plazo Pesos Chilenos (4.931) 2.562

Otros pasivos largo plazo Pesos Chilenos (18.495) 2.200 Total (Cargos) Abonos (28.742) 17.125

(Pérdida) Utilidad por diferencia de cambio (19.176) 3.624

ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES

213

VOLVER AL ÍNDICE

NOTA 21: GASTOS DE EMISIÓN Y COLOCACIÓN DE TÍTULOS ACCIONARIOS Y DE TÍTULOS DE DEUDA

NOTA 22: ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO

El detalle de los gastos por emisión de bonos presentados en Otros activos circulantes y Otros de otros activos, es el siguiente:

El detalle del efectivo y efectivo equivalente es el siguiente:

Transacciones de financiamiento y/o inversión que no generaron flujos de efectivo

Durante el año 2007 se capitalizó parcialmente la cuenta por cobrar a Enap Sipetrol S.A. (Ver Nota 10 (8) ).

EFECTIVO Y EFECTIVO EQUIVALENTE

2007 2006

MUS$ MUS$

Disponible 3.538 10.462

Depósitos a plazo 6.281 9.943

Valores negociables 17.119 16.915

Saldo final de efectivo y efectivo equivalente 26.938 37.320

GASTOS Y MAYOR TASA DE DESCUENTO EN EMISIÓN DE BONOS

Corto Plazo Largo Plazo

2007 2006 2007 2006

MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Desembolso por emisión de colocación bonos - local 254 222 957 1.059

Mayor tasa de descuento por colocación bonos - local 658 574 2.471 2.730

Desembolso por emisión de colocación bonos - internacional 1.340 1.340 5.808 7.147

Mayor tasa de descuento por colocación bonos - internacional 273 273 1.130 1.402

Totales 2.525 2.409 10.366 12.338

Desde octubre de 2002 ENAP mantiene un Cross Currency Swap UF/USD con vencimiento a 10 años por un monto equivalente a US$66,5 millones como ins-

trumento de cobertura mitigante al riesgo UF/USD. Este instrumento cubre un 91% de la deuda en UF asumida con la emisión de bonos en el mercado local.

En el mes de mayo de 2004 ENAP completó la cobertura de riesgo UF/USD para el Bono en UF del mercado local, contratando un Cross Currency Swap UF/

USD con vencimiento el año 2012 por un monto equivalente a US$ 7,7 millones.

En el mes de julio de 2005 ENAP suscribió un cross currency swap para cubrirse del riesgo de fluctuaciones de la paridad UF - dólar y dejar los flujos del leasing

hipotecario del inmueble de la casa matriz en dólares.

Al 31 de diciembre de 2007, la utilidad neta resultante de la valorización de mercado de estos instrumentos financieros, se difiere de acuerdo a lo descrito en

Nota 2 q.

Con el fin de mitigar los riesgos provenientes de las fluctuaciones en la tasa de interés de los préstamos bancarios, ENAP suscribió en los años 2003, 2004,

2005 y 2006 contratos de swap de tasa de interés y opción zero cost collar.

Con el objetivo de cubrir los riesgos provenientes de las fluctuaciones en la tasa de interés Libor de 3 meses en las cuentas por pagar de corto plazo, ENAP

suscribió durante el año 2005 contratos de swap de tasa de interés.

El detalle de los contratos de derivados se presenta en el cuadro siguiente:

NOTA 23: CONTRATOS DE DERIVADOS

214

VOLVER AL ÍNDICE

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706

-

(706

)

ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES

215

VOLVER AL ÍNDICE

a. Juicios:

Actualmente la Empresa mantiene 17 juicios labo-

rales por un monto aproximado de MUS$5.004

(11 de estos juicios por cuantía indeterminada),

este monto incluye MUS$336 correspondiente a

juicios por término injustificado de contrato labo-

ral, en el cual se demanda a ENAP por su respon-

sabilidad subsidiaria. No se ha constituido provi-

sión para tal efecto, dado que la Administración y

Fiscalía de ENAP estiman que es improbable que

se genere algún egreso significativo para la

Empresa.

La empresa ha sido demandada en 1 juicio por

acción de reparación de medio ambiente y regula-

rización de servidumbres, en forma conjunta con

acciones de indemnización de perjuicios, por un

monto aproximado de MUS$25.358. En dicha

causa se encuentra pendiente vista y fallo de re-

curso de casación en la forma y apelación inter-

puestos por la demandante ante la Corte de Ape-

laciones de Santiago, luego de que en primera

instancia se rechazaran las acciones deducidas por

la demandante, lo que sumado a la imprevisibilidad

del resultado de cualquier litigio, impide a la Em-

presa hacer un pronóstico preciso de su viabilidad.

Sin embargo, la Administración y Fiscalía de ENAP

estiman que es improbable que se genere algún

egreso significativo para la Empresa, toda vez que

parte de los montos demandados asume la even-

tual compensación de perjuicios en forma retroac-

tiva y por un período de 50 años, período que ex-

cede los plazos de prescripción aplicables. Por la

misma razón, no se ha constituido provisión conta-

ble para dichos efectos.

NOTA 24: CONTINGENCIAS Y RESTRICCIONES

La empresa ha sido demandada adicionalmente en

2 juicios civiles por supuesto incumplimiento de

contrato (uno en demanda directa y el segundo en

demanda reconvencional), por un monto aproxima-

do de MUS$3.363. En dichos juicios se dictó sen-

tencia definitiva de primera instancia que rechaza

en todo las acciones deducidas. Pendiente vista y

fallo de apelación deducida por demandante, en un

caso y por ambas partes, en el segundo. No se ha

constituido provisión para tal efecto, dado que la

Administración y Fiscalía de ENAP estiman que es

improbable que se genere algún egreso significa-

tivo para la Empresa.

La empresa ha sido demandada en 2 juicios, uno

precario de cuantía indeterminada y el otro de pres-

cripción de acción hipotecaria y demás obligacio-

nes, por una cuantía ascendente a MUS$13. No se

ha constituido provisión para tal efecto, dado que

la Administración y Fiscalía de ENAP estiman que

es improbable que se genere algún egreso signifi-

cativo para la Empresa.

La Empresa ha sido demandada ante el Tribunal de

Defensa de la Libre Competencia por la empresa

Micom S.A., por supuestas prácticas discriminato-

rias y por atentados contra la libre competencia. No

se ha constituido provisión para tal efecto, dado

que la Administración y Fiscalía de ENAP estiman

que es improbable que se genere algún egreso

significativo para la Empresa.

ENAP es parte en un litigio en el que demanda el

cumplimiento forzado del contrato, relacionado con

la venta de algunos activos de su filial Petro Servicio

Corp. S.A. a Missano Inc. Al 31 de diciembre de

2007 el saldo por cobrar asciende a MUS$1.000.

Por este concepto no se ha constituido provisión,

dado que la Administración y Fiscalía de ENAP es-

timan que su pérdida es poco probable, por cuanto

con fecha 22 de enero de 2008, se ve y alega causa

en recurso de casación interpuesto por ENAP ante

la I. Corte Suprema, a fin de que se ordene el pago

de intereses. Fallo queda en acuerdo.

Se mantiene juicio relativo a constitución y ejercicio

de servidumbres del oleoducto Concón - Maipú,

cuya operación corresponde a la Sociedad Nacional

de Oleoductos. ENAP, ya sea actuando como de-

mandante o demandada, no se verá afectada des-

de el punto de vista económico, toda vez que, de

acuerdo a los convenios suscritos con la sociedad

mencionada, le corresponde a ella efectuar los

eventuales pagos.

Como consecuencia del incidente de derrame de

petróleo en la Bahía de San Vicente, ocurrido el 25

de mayo de 2007, en el terminal B de la Refinería

Bío Bío, perteneciente a Enap Refinerías S.A., se

han notificado a ENAP, en los meses de diciembre

2007 y enero 2008, vía exhorto, dos demandas

(roles 4-2007; 17-2007) por indemnización de per-

juicios por responsabilidad extracontractual. Estas

demandas se ventilan ante ministros de la I. Corte

de Apelaciones de Concepción, las cuales se en-

cuentran pendientes de acumulación de autos y

posterior contestación de la demanda, en la cual

ENAP alegará falta de legitimación pasiva fundada

en que el ducto e instalaciones implicadas en el

derrame son de propiedad de Enap Refinerías S.A.

216

VOLVER AL ÍNDICE

B. GARANTIAS DIRECTAS

DeudorActivos

comprometidos

Saldos Pendientes de Pago a la fecha 31 de diciembre Liberación de garantías

Acreedor de la garantía Nombre Relación DescripciónTipo de Garantía Tipo

Valor contable 2007 2006 2008 Activos

2009 y siguientes Activos

Dirección Regional de Vialidad, Región de Magallanes y Antártica Chilena.

Empresa Nacional del Petróleo

Matriz Garantiza la Correcta ejecución de las obras "Proyecto Paralelismo", en Punta Arenas, con vencimiento en noviembre de 2008 por UF 4.202.

Boleta de Garantía Bancaria

MUS$166

Dirección Regional de Vialidad, Región de Magallanes y Antártica Chilena.

Empresa Nacional del Petróleo

Matriz Garantiza la Correcta aplicación de señalización en las obras "Proyecto Paralelismo", en Punta Arenas, con vencimiento en noviembre de 2008 por UF 1.142.

Boleta de Garantía Bancaria

MUS$45

Dirección Regional de Vialidad, Región de Magallanes y Antártica Chilena.

Empresa Nacional del Petróleo

Matriz Garantiza Daños a terceros en las obras "Contrucción Acceso Ruta CH 255" en Punta Arenas, vencimiento en noviembre de 2008 por UF 2.000.

Boleta de Garantía Bancaria

MUS$79

Dirección Regional de Vialidad, Región de Magallanes y Antártica Chilena.

Empresa Nacional del Petróleo

Matriz Garantiza la Correcta aplicación de la señalización de las obras "Contrucción Acceso Ruta CH 255" en Punta Arenas, vencimiento en noviembre de 2008 por UF 50.

Boleta de Garantía Bancaria

MUS$2

Dirección General de Aeronáutica Civil

Empresa Nacional del Petróleo

Matriz Garantiza concesión en "Aeropuerto Mataveri" en Isla de Pascua", con vencimiento el 31 de diciembre de 2008 por UF1.452.

Boleta de Garantía Bancaria

MUS$57

J.P. Morgan Chase Bank Enap Sipetrol Argentina S.A.

Filial Sipetrol Argentina S.A., firmó junto a un grupo de bancos internaciona-les un préstamo sindicado por MMU$125 a cinco años plazo, a una tasa de Libo + 0,75% al año. Para dar soporte a la transacción, ENAP otorgó una garantía contingente que consiste en cubrir una eventual diferencia que se produzca entre el valor de las exportaciones canalizadas por Sipetrol Argentina para cubrir su obligación con los bancos y la obligación misma.

Solidaria MUS$ 21.044

MUS$ 43.595

(*)

ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES

217

VOLVER AL ÍNDICE

C. GARANTÍAS INDIRECTAS

Deudor Activos comprometidos

Saldos pendientes de pago a la

fecha de diciembre Liberación de garantías

Acreedor de

la garantía Nombre Relación DescripciónTipo de Garantía Tipo

Valor contable 2007 2006 2008 Activos

2009 y siguientes Activos

Methanex Enap Sipetrol Argentina S.A.

Filial Garantiza cumplimiento de las obligaciones de Sipetrol en Contrato Venta de Gas entre Sipetrol/YPF- Methanex (equivalentes al 30% del contrato). La obligación remanente asciende a 2.357.250.000 SCM(9300 Kcal/m3), a un precio base de 0,75 US$/MMBtu (escala con el precio del metanol) y con una vigencia máxima de hasta el 08.08.2016.

Solidaria (*)

Petropower Energía Ltda.

Enap Refinerías S.A.

Filial Garantiza las obligaciones de Enap Refinerías S.A. en el Contrato de Procesamiento suscrito con Petropower, con vigencia hasta el año 2018. La obligación garantizada consiste en el pago de servicios de procesamiento por un valor anual de aproximadamente MUS$18.000

Solidaria (*)

Petropower Energía Ltda.

Enap Refinerías S.A.

Filial Garantiza las obligaciones de Enap Refinerías S.A. en los diversos contratos suscritos en el marco del proyecto Petropower ( (i) Contrato de Contribuciones de Capital en la sociedad (15% de participación), (ii) Contrato de Usufructo del terreno para el proyecto y (iii) Contrato de indemnización en caso de acciones u omisiones dolosas y negligente de Enap Refinerías S.A.). La obligación de efectuar aporte de capital ya esta cumplida, las demás obligaciones no son avaluables en dinero en forma anticipada. La vigencia de las garantías es hasta el año 2018.

Solidaria (*)

YPF y Panamerican

Innergy Holdings S.A.

Coligada Garantiza (en un 25%) cumplimiento de las obligaciones de Innergy en Contrato Compra de Gas con YPF- Bridas - Pluspetrol. La obligación contractual total nace el año 2004 y rige hasta el año 2019. El 25% a que podría ascender la garantía equivale a MUS$6.000 al 2004, reajustándose anualmente hasta MUS$12.750 el 2019; que está sujeta al envío efectivo del gas por parte de los acreedores de la garantía.

Solidaria (*)

Gasoducto del Pacífico S.A.

Innergy Holdings S.A.

Coligada Garantiza (en un 25%) cumplimiento de las obligaciones de Innergy en Contrato de Transporte de Gas con Gasoducto del Pacífico. La obligación contractual rige desde el año 1999 y hasta el 2019. El 25% a que podría ascender la garantía equivale a aproximadamente MUS$8.000 el año 2002, reajustándose anualmente hasta MUS$15.000 el año 2019.

Solidaria (*)

Banco KfW Eteres y Alcoholes S.A. (Etalsa)

Coligada Prenda de las acciones de Etalsa S.A de propiedad de ENAP, en garantía del pago del crédito obtenido para el financiamiento del proyecto, cuya vigencia es hasta el año 2012.

Prenda comercial de acciones

2.087 acciones de Etalsa

MUS$2.554 (*) 2.087 acciones de Etalsa

Eteres y Alcoholes S.A. (Etalsa)

Enap Refinerías S.A.

Filial Garantiza las obligaciones de Enap Refinerías S.A. estipuladas en el Contrato de Servicios de Procesamiento (PSA), cuyo vigencia es hasta 2017.

Solidaria (*)

218

VOLVER AL ÍNDICE

GARANTIAS INDIRECTAS

Deudor Activos comprometidos

Saldos pendientes de pago a la

fecha de diciembre Liberación de garantías

Acreedor de la garantía Nombre Relación Descripción

Tipo de Garantía Tipo

Valor contable 2007 2006 2008 Activos

2009 y siguientes Activos

Banco KfW Petrosul S.A. Coligada Prenda de las acciones de Petrosul S.A de propiedad de ENAP, en garantía del pago del crédito obtenido para el financiamiento del proyecto, cuya vigencia es hasta el año 2012.

Prenda comercial de acciones

1.579 acciones de Petrosul S.A.

MUS$2.029 (*) 1.579 acciones de Petrosul S.A.

Petrosul S.A. Enap Refinerías S.A.

Filial Garantiza las obligaciones de Enap Refinerías S.A. estipuladas en el Contrato de Servicios de Procesamien-to (PSA), cuyo vigencia es hasta 2018.

Solidaria (*)

Banco BNP Paribas

Productora de Diesel S.A.

Coligada Prenda de las acciones de Productora de Diesel S.A. De propiedad de ENAP, en garantía del pago del crédito obtenido para el financiamiento del proyecto, cuya vigencia es hasta el año 2016.

Prenda comercial de acciones

2.219.987 acciones de Productora de Diesel S.A.

MUS$1.100 (*) 2.219.987 acciones de

Productora de Diesel S.A.

Productora de Diesel S.A. (PRODISA)

Enap Refinerías S.A.

Filial Garantiza las obligaciones de Enap Refinerías S.A. estipuladas en el Contrato de Procesamiento (PSA), cuya vigencia es hasta 2020.

Solidaria (*)

Compañía de Hidrógeno del Bio Bio S.A.

Enap Refinerías S.A.

Filial Garantiza las obligaciones de Enap Refinerías S.A. estipuladas en el Contrato de Procesamiento (PSA), cuya vigencia es hasta el año 2015.

Solidaria (*)

Société Généralé

Compañía de Hidrogeno del Bío Bío S.A.

Coligada Prenda de las acciones de Compañía de Hidrogeno del Bío Bío S.A. de propiedad de ENAP Refinerías S.A., en garantía del pago del crédito obtenido para el financiamiento del proyecto, cuya vigencia es hasta el año 2015

Prenda comercial de acciones

50.000 acciones de Compañía de Hidrogeno del Bío Bío S.A.

MUS$518 (*) 50.000 acciones de Compañía de

Hidrogeno del Bío Bío S.A.

Energía Concón S.A.

Enap Refinerías S.A.

Filial Garantiza las obligaciones de Enap Refinerías S.A. estipuladas en el Contrato de Procesamiento (PSA). La obligación nace una vez que se produzca la aceptación de la planta (estimada Octubre de 2008) y se extingue el año 2020.

Solidaria (*)

Banco BNP Paribas

Energía Concón S.A. (ENERCON)

Coligada Prenda de las acciones de Energía Concón S.A. de propiedad de ENAP, en garantía del pago del crédito obtenido para el financiamiento del proyecto, cuya vigencia es hasta el año 2020.

Prenda comercial de acciones

155.377 acciones de Energía Concón S.A.

MUS$4.730 (*) 155.377 acciones de Energía

Concón S.A.

Chicago Bridge & Iron Company

GNL Quintero S.A.

Coligada Garantiza las obligaciones de pago contraidas por GNL Quintero S.A. a prorrata de la participación accionaria de la ENAP en dicha sociedad, bajo los contratos de ingeniería, suministro de equipos y materiales y construcción ("Engineering Contract", "Procurement Contract" y "Construction Contract") firmados el 30 de abril 2007 para la construcción del proyecto GNL, hasta por un monto mensual máximo ascendente a US$ 26,15 millones.

Solidaria (*)

(*) La liberación de estas garantías está asociada al cumplimiento de los contratos que le dan origen.

ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES

219

VOLVER AL ÍNDICE

d. Compromisos Comerciales:

La Empresa mantiene los siguientes compromisos

comerciales en relación al desarrollo de sus

operaciones:

(1) PETROPOWER

La Empresa, a través de su filial Enap Refinerías

S.A., firmó en 1994 un contrato con Petropower

donde se compromete a pagar una tarifa de proce-

samiento anual de aproximadamente US$17,4

millones, a cambio del derecho de operar su planta

de coquización e hidrotratamiento, además de pa-

gar una tarifa anual de aproximadamente US$9,9

millones por el abastecimiento de ciertos produc-

tos energéticos. Este acuerdo está sujeto a esca-

lamiento anual hasta el vencimiento del contrato

en el año 2018.

Otras condiciones de los acuerdos obligan a que, en

caso de una reducción en los ingresos anuales de-

finida 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 y su filial Enap Refinerías S.A., contribu-

yan con el 50% del saldo y Foster Wheeler con el

otro 50% del saldo de dicha reducción, que de ocu-

rrir no debería exceder los US$1,4 millones al año.

Adicionalmente, Enap Refinerías S.A. adquirió la

obligación de comprar y programar la venta de los

activos de Petropower Energía Ltda. por no menos

de US$43 millones en la fecha de término progra-

mada del respectivo contrato (año 2018) o en cual-

quier otra fecha que sea acordada mutuamente

entre las partes.

ENAP garantiza las obligaciones de Enap Refinerías

S . A . ba jo e l C ont ra to de Ser v ic ios de

Procesamiento.

(2) PLANTA DE HIDROGENO EN REFINERÍA BÍO BÍO

ENAP y su filial Enap Refinerías S.A., en conjunto

con otros accionistas, han invertido US$32 millo-

nes, en la construcción de una planta de Hidrógeno

en la Refinería de Bío Bío en Talcahuano, la cual

entró en operación en enero de 2005. Todo el hidró-

geno producido por la planta es utilizado por Enap

Refinerías S.A. en sus instalaciones. De esta mane-

ra, existe un Contrato de Servicios de Procesamien-

to entre la Compañía de Hidrógeno del Bío Bío S.A.

y Enap Refinerías S.A. por un período de 15 años de

operación extensible hasta por un año adicional en

los casos que en el propio contrato se especifican,

bajo lo cual la Sociedad paga una tarifa neta anual

de operación de la planta por un monto de US$4,7

millones. Después de este período, Enap Refinerías

S.A. adquirirá la planta a su valor residual.

A la fecha de entrega de la planta, la filial Enap

Refinerías S.A., registró esta transacción en forma

similar a la compra de un activo fijo (leasing). ENAP

garantiza las obligaciones de Enap Refinerías S.A.

bajo el Contrato de Servicios de Procesamiento.

(3) INNERGY HOLDINGS S.A.

ENAP se ha comprometido a aportar del orden de

los US$38,25 millones como participación en el

capital de la coligada Innergy Holding S.A., de los

cuales ya se encuentran enterados al 31 de diciem-

bre de 2007 US$36,85 millones.

Innergy Holding S.A. y sus filiales presentan una

situación patrimonial, resultado operacional y del

ejercicio, negativos. Al respecto los accionistas se

encuentran estudiando nuevas alternativas de ne-

gocios que permitan asegurar la continuidad ope-

racional de la compañía.

(4) ETALSA

La Empresa, a través de su filial Enap Refinerías

S.A., ha suscrito un contrato con Eteres y Alcoho-

les S.A. por el pago de una tarifa anual de opera-

ción de la planta de di-iso-propil éter, por montos

de entre US$ 4,7 millones y US$ 5,7 millones. Este

contrato vence el 2017. Al vencimiento del contra-

to, la filial podrá ejercer la opción de compra de la

planta por un valor aproximado de US$ 2,6 millo-

nes. A la fecha de entrega de la planta (septiembre

de 2002), la filial Enap Refinerías S.A., registró esta

transacción en forma similar a la compra de un

activo fijo (leasing). ENAP garantiza las obligacio-

nes de Enap Refinerías S.A. bajo el Contrato de

Servicio de Procesamiento.

(5) PETROSUL

ENAP y su filial Enap Refinerías S.A., en conjunto

con otros accionistas, han invertido US$27,0 mi-

llones, en la construcción de dos plantas de azu-

fre. Estas plantas entraron en operación el último

trimestre del año 2003. Ambas Refinerías debe-

rán pagar una tarifa de operación anual entre

US$3,9 millones y US$4,6 millones. Este contra-

to de operación vence el año 2018 y a su venci-

miento la filial está obligada a comprar las plantas

por el valor nominal del contrato. A la fecha de

entrega de las plantas, la filial registró esta tran-

sacción en forma similar a la compra de un activo

fijo (leasing). ENAP garantiza las obligaciones de

Enap Refinerías S.A. bajo el Contrato de Servicios

de Procesamiento.

(6) PRODISA

ENAP y su filial Enap Refinerías S.A., en conjunto

con otros accionistas, han invertido US$110 millo-

nes, en la construcción de una planta de Hidrocrac-

king Suave de Gas Oil (MHC - Mild Hydrocracking)

en la Refinería de Bío Bío en Talcahuano, la cual

entró en operación en enero de 2005.

La planta es operada y mantenida por Enap Refi-

nerías S.A., Refinerías Bío Bío. Existe un Contrato

de Servicios de Procesamiento entre Prodisa y

Enap Refinerías por un período de 15 años de

operación. Después de este período, Enap Refi-

nerías S.A. adquirirá la planta a su valor residual,

bajo lo cual la Sociedad paga una tarifa neta anual

de operación de la planta por un monto de

US$13,3 millones. A la fecha de entrega de la

planta, la filial Enap Refinerías S.A., registró esta

transacción en forma similar a la compra de un

activo fijo (leasing). ENAP garantiza las obligacio-

nes de Enap Refinerías S.A., bajo el Contrato de

Servicios y Procesamiento.

(7) ENERGIA CONCON S.A.

La filial Enap Refinerías S.A. y Enap han suscrito

los contratos con el grupo formado por las empre-

sas Foster Wheeler Iberia S.A. de España, Man

Ferrostaal A.G. de Alemania y Técnicas Reunidas

S.A. de España, para el financiamiento, construc-

ción y operación de una planta de coquización re-

tardada en la Refinería ubicada en Concón, proyec-

to que representa una inversión total aproximada

de US$430 millones. La sociedad propietaria del

señalado proyecto es una sociedad anónima cons-

tituida bajo las leyes de Chile bajo la razón social

de Energía Concón S.A.- ENERCON.

220

VOLVER AL ÍNDICE

La planta así desarrollada será operada y mante-

nida por Enap Refinerías S.A., Refinería Aconca-

gua. Existe un contrato de servicios de procesa-

miento, celebrado entre Enap Refinerías S.A. y

Energía Concón S.A. por un plazo de 20 años de

operación. Después de este período, Enap Refi-

nerías S.A. adquirirá la planta a su valor residual.

Enap garantizó las obligaciones de Enap Refinerías

S . A . b a jo e l cont r a to de S e r v i c i os de

Procesamiento.

Esta planta esta siendo construida por el consorcio

formado por una Unión Temporal de Empresas

(UTE) conformado por Foster Wheeler Iberia, Ini-

tec Plantas Industriales y Man Ferrostaal y la em-

presa chilena Construcción e Ingeniería FIM Chile

Ltda., la cual iniciará sus operaciones durante el

primer semestre del año 2008.

El financiamiento del proyecto corresponde a

aportes de capital de los socios y a un crédito

sindicado por los bancos BNP Paribas, Citigroup

y Calyon. Enap Refinerías S.A. en conjunto con su

Sociedad Matriz ENAP, participan con un 49% en

el capital de la empresa siendo el 51% restante

propiedad de Técnicas Reunidas S.A., Man Fe-

rrostaal A.G. y Foster Wheeler Iberia S.A., en

partes iguales.

(8) GNL QUINTERO S.A.

ENAP garantiza en forma solidaria las obligacio-

nes de pago contraídas por GNL Quintero S.A. a

prorrata de la participación accionaria de la ENAP

en dicha sociedad (20%), bajo los contratos de

ingeniería ( "Engineering Contract" ), suministro de

equipos y materiales ( "Procurement Contract" ) y

construcción ( "Construction Contract" ) firmados

con CB&I UK Limited, con Southern Tropic Mate-

rial Supply Company Limited y con CBI Montajes

de Chile Limitada, respectivamente, con fecha 30

de abril de 2007 para la construcción del proyecto

GNL. La garantía asciende a un monto mensual

máximo de US$ 26,15 millones.

(9) GNL CHILE S.A.

Con fecha 31 de mayo de 2007, la filial Enap Refi-

nerías S.A. suscribió un contrato de compraventa

de gas natural con la sociedad GNL Chile S.A. que

le permitirá garantizar la seguridad de suministro

necesario para la operación de su Refinería Acon-

cagua en la comuna de Concón.

Dicho contrato es un contrato bajo la modalidad

"delivery or pay" por un período de 21 años y por

una cantidad contractual anual máxima de gas na-

tural equivalente a un tercio de 1.7 millones de to-

neladas por año de GNL, lo que significa para Enap

Refinerías S.A. un suministro de 2.2 millones de

metros cúbicos de gas natural por día. Se estima

que el inicio del suministro de gas natural tenga

lugar durante el segundo trimestre de 2009. ENAP

garantiza las obligaciones contraídas por su filial

Enap Refinerías S.A. bajo el contrato de compra-

venta de gas natural.

La referida compraventa 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 ubicará en las

comunas de Quintero y Puchuncaví de la V Re-

gión del país y suministro de gas natural a la zona

central del país.

e. Restricciones:

En el mes de noviembre de 2007 fueron levantadas

las restricciones estipuladas como covenants en

los préstamos sindicados.

Al 31 de diciembre de 2007, la Empresa no man-

tiene restricciones y cumplimientos de covenants

con sus bancos acreedores y bonos con el

público.

Al 31 de diciembre de 2007, ENAP ha recibido boletas en garantías de proveedores o contratista para garantizar el cumplimiento de los contratos de prestación

de servicios y construcciones, por un importe total de MUS$10.893.

Metrogas S.A., emitió dos boletas en garantías en favor de ENAP por un importe de MUS$ 6.237, para garantizar el cumplimiento de las obligaciones finan-

cieras adquiridas por Metrogas S.A., como accionista de la sociedad GNL Quintero S.A.

NOTA 25: CAUCIONES OBTENIDAS DE TERCEROS

ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES

221

VOLVER AL ÍNDICE

NOTA 26: MONEDA NACIONAL Y EXTRANJERA

Los activos y pasivos en moneda extranjera y aquellos cuya reajustabilidad se encuentra expresada en dólares estadounidenses al 31 de diciembre de 2007 y

2006, se presentan en los siguientes cuadros adjuntos.

ACTIVOS

Monto

2007 2006

Rubro Moneda MUS$ MUS$

Activos circulantes

Disponible Dólares 371 546

$ No reajustables 3.167 9.916

Depósito a plazo Dólares 6.281 9.943

Valores negociables $ Reajustables 17.119 16.915

Deudores por venta Dólares 1.795 4.427

$ No reajustables 35.335 36.815

Deudores varios Dólares 6.013 4.924

$ No reajustables 9.332 11.744

$ Reajustables 1.247 0

UF 28 0

Doctos y ctas por cobrar emp. Relacionadas Dólares 2.748.435 1.498.494

$ No reajustables 0 124

Existencia Dólares 99.935 107.888

Impuestos por recuperar Dólares 21 0

$ No reajustables 50.234 19.641

Gastos pagados por anticipado Dólares 929 982

Impuestos diferidos Dólares 0 9.290

Otros activos circulantes Dólares 5.893 16.133

$ No reajustables 0 1.402

UF 916 573

Activo fijo

Activo fijo neto Dólares 406.543 372.121

Otros activos

Inversiones en empresas relacionadas Dólares 969.283 871.391

Inversiones en otras sociedades Dólares 53.778 53.778

Doctos y ctas por cobrar empresas relacionadas Dólares 200.480 193.482

Impuestos diferidos Dólares 3.243 2.937

Deudores largo plazo Dólares 1.000 0

$ Reajustables 5.431 5.427

Otros Dólares 89.085 56.023

UF 3.435 2.719

$ No reajustables 0 1.070

Total activos Dólares 4.593.085 3.202.359

$ No reajustables 98.068 80.712

$ Reajustables 23.797 22.342

UF 4.379 3.292

222

VOLVER AL ÍNDICE

PASIVO CIRCULANTES

Hasta 90 días 90 días a 1 año

2007 2006 2007 2006

Rubro Moneda Monto MUS$

Tasa Interés

Promedio Anual

% Monto MUS$

Tasa Interés

Promedio Anual

% Monto MUS$

Tasa Interés

Promedio Anual

% Monto MUS$

Tasa Interés

Promedio Anual

%

Obligaciones con bancos e instituciones financieras l/p

Dólares 4.132 5,42% - 383 5,56% 4.417 5,59%

Obligaciones con el publico corto plazo Dólares 2.161 4,87% 4.580 5,81% 2.525 6,75% -

UF - 1.177 4,25% 1.397 4,20% -

Obligaciones largo plazo con vencimiento dentro de un año

UF 326 3,70% 278 3,68% 997 3,70% 834 3,68%

Cuentas por pagar Dólares 2.031.372 5,83% 796.498 125.319 6,00% 111.517

$ No reajustables 5.108 2.677 - 600

Acreedores varios $ No reajustables 1.020 935 - -

Documentos y cuentas por pagar empresas relacionadas

Dólares 20.933 5,96% 4.913 - -

Provisiones Dólares 2.441 402 5.881 2.927

$ No reajustables 11.370 2.918 3.172 10.185

Retenciones Dólares - 784 - -

$ No reajustables 10.986 6.815 - -

Impuesto renta Dólares - - 35.088 125.246

Otros pasivos circulantes Dólares - 11.832 - -

Documentos por pagar Dólares 145.221 5,16% 51.289 5,55% - -

Acreedores varios Dólares 765 16 75 -

IMPUESTOS DIFERIDOS Dólares - - 6.043 -

TOTAL PASIVOS CIRCULANTES Dólares 2.207.025 870.314 175.314 244.107

UF 326 1.455 2.394 834

$ No reajustables 28.484 13.345 3.172 10.785

ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES

223

VOLVER AL ÍNDICE

PASIVOS LARGO PLAZO PERÍODO ACTUAL 31/12/2007

1 a 3 años 3 a 5 años 5 a 10 años más de 10 años

Monto Tasa Interés

Promedio Anual Monto Tasa Interés

Promedio Anual Monto Tasa Interés

Promedio Anual Monto Tasa Interés

Promedio Anual

Rubro Moneda MUS$ % MUS$ % MUS$ % MUS$ %

Obligaciones con bancos e instituciones financieras

Dólares - 100.000 5,48% 270.000 5,48% -

Obligaciones con el publico Dólares - 290.000 6.75% 150.000 4,875% -

largo plazo UF - 128.346 4.25% - -

Documentos por pagar largo plazo Dólares 649 Libor 180 + 1,5% 433 Libor 180 + 1,5% 1.082 Libor 180 + 1,5% 1.281 Libor 180 + 1,5%

Acreedores varios largo plazo UF 4.444 3,7% 3.269 3,7% 7.977 3,7% -

Documentos y ctas por pagar empresas relacionadas l/p

Dólares - - 2.360 - -

Provisiones largo plazo Dólares 126.359 - - 71.851

$ Reajustable - 2.009 25.733 47.512

Otros pasivos largo plazo Dólares 79.549 - - -

Acreedores varios largo plazo $ No reajustables 329 - - -

Total pasivos a largo plazo Dólares 206.415 390.433 423.442 73.132

UF 4.444 131.615 7.977 -

$ Reajustable - 2.009 25.733 47.512

$ No reajustable 329 - - -

PASIVOS LARGO PLAZO PERÍODO ANTERIOR 31/12/2006

1 a 3 años 3 a 5 años 5 a 10 años más de 10 años

Monto Tasa Interés

Promedio Anual Monto Tasa Interés

Promedio Anual Monto Tasa Interés

Promedio Anual Monto Tasa Interés

Promedio Anual

Rubro Moneda MUS$ % MUS$ % % MUS$ %

Obligaciones con bancos e instituciones

financieras

Dólares - 50.000 5,54% 320.000 5,58% -

Obligaciones con el publico Dólares - - 440.000 5,81% -

largo plazo UF - - 111.935 4,25% -

Documentos por pagar largo plazo Dólares 649 Libor 180 + 1,5% 432 Libor 180 + 1,5% 1.082 Libor 180 + 1,5% 1.499 Libor 180 + 1,5%

Doctos y cuentas por pagar empresa

relacionada l/p

Dólares 2.203 - - -

Provisiones largo plazo Dólares 590 60 167.628 17.867

$ Reajustables - 1.934 23.968 37.785

Otros pasivos largo plazo Dólares 42.895 - - -

Acreedores varios largo plazo UF 135 - - -

UF 3.414 3,70% 2.276 3,70% 5.690 3,70% 3.414 3,70%

Total pasivos a largo plazo Dólares 46.195 50.492 928.710 13.034

UF 3.549 2.276 117.625 3.414

$ Reajustables - 1.934 23.968 37.785

224

VOLVER AL ÍNDICE

NOTA 27: SANCIONES

NOTA 28: HECHOS POSTERIORES

En los años terminado al 31 de diciembre de 2007 y 2006, la Empresa, sus directores o administradores no han recibido sanción alguna por parte de la Super-

intendencia de Valores y Seguros, ni de otras autoridades administrativas.

Durante el período comprendido entre el 1 de enero de 2008 y la fecha de emisión de estos estados financieros, no han ocurrido hechos posteriores que

puedan afectar significativamente a los mismos.

NOTA 29: MEDIO AMBIENTE

Durante el año terminado al 31 de diciembre de 2007, Enap ha efectuado desembolsos relacionados con medio ambiente conforme se detalla en el si-

guiente cuadro:

NOTA 30: CONTRATOS DE OPERACIÓN PETROLERA

ENAP y su filial Enap Sipetrol S.A. tienen vigentes varios contratos de exploración y explotación, dentro del marco de sus actividades en Chile y en el

extranjero.

MEDIO AMBIENTE

2007

Conceptos MUS$

Proyectos de impacto ambiental, mitigaciones y monitoreo de compromisos ambientales. 3.103

Aprobación Ambiental de Proyectos del SEIA y estudios específicos asociados. 249

Sistema de tratamiento y disposición de efluentes líquidos 780

Sistema de manejo y tratamiento residuos sólidos 35

Sistema para mitigación de incidentes ambientales 22

Otros gastos proyectos medioambientales 89 Totales 4.278

ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES

225

VOLVER AL ÍNDICE

Cambio Ministro de Minería

Con fecha 11 de enero de 2008 de acuerdo con lo

dispuesto en el artículo 68 de la Ley Nº18.045 del

Mercado de Valores, se informa la designación de

don Santiago González Larraín, como Ministro de

Minería el día 8 de enero de 2008, en virtud de lo

dispuesto en el artículo tercero de la Ley Nº9.618,

que crea la Empresa Nacional del Petróleo, el señor

González Larraín tiene, a partir de esa fecha, la ca-

lidad de Presidente del Directorio de esta Empresa,

en reemplazo de la señora Karen Poniachik Pollak.

Traspasos al Fisco

Con fecha 10 de enero de 2008 ENAP recibió un

oficio del Ministerio de Hacienda, a través del cual

se autorizó algunas medidas de orden financiero,

como una señal de apoyo del Estado de Chile a

ENAP, las medidas fueron las siguientes:

a. Suspender temporalmente la política de traspasos

del 100% de los dividendos anuales de las filiales a

ENAP, para el ejercicio financiero 2006 y 2007.

b. Suspender transitoriamente, por el período 2007, la

política de traspaso de utilidades de ENAP al Fisco. Al

mismo tiempo, dejar sin efecto, transitoriamente para

dicho año, el traspaso de utilidades a todo evento, para

completar el 14% de rentabilidad sobre el patrimonio

con utilidades retenidas de períodos anteriores.

c. En relación con los traspasos al Fisco programa-

dos para diciembre de 2007 de MUS$45.356 se

acepta la propuesta de suspender dicho traspaso.

Además, a fin de evitar el endeudamiento de la

empresa, se acepta la petición de compensar di-

chos recursos con el saldo FEPC a su favor, el cual

alcanza a MUS$38.044,2 al 30 de junio de 2007,

para lo cual se dictará el decreto respectivo a prin-

cipios del año 2008, de acuerdo a las normas lega-

les vigentes al respecto.

Además, se autoriza la capitalización de utilidades

por MUS$5.200 para el financiamiento del Ga-

soducto Pecket-Esperanza, lo que había sido acogi-

do previamente mediante Ord. Nº915 de 03.10.2007

del Ministerio de Hacienda, en atención a su renta-

bilidad social.

La diferencia, esto es MUS$ 2.111,8 se mantendrá

como saldo a favor del Fisco

Clasificación de Riesgo ENAP

En virtud de los dispuesto en los artículos 9 y 10

inciso 2 de la ley Nº18.045 de Mercado de Valores

y debidamente facultado, informo a ustedes que

con fecha 27 de septiembre de 2007, la clasifica-

dora de riesgo internacional Moddy's confirmó el

rating de moneda extranjera de Empresa Nacional

del Petróleo en A2 y cambio la perspectiva de ries-

go (Outlook) de estable a negativa, señalando que

ello reflejaba la preocupación de Moddy's con res-

pecto a los relativamente bajos niveles de rentabi-

l idad de la compañía y a l incremento del

endeudamiento.

En parte del informe, conforme a traducción libre

efectuada por ENAP, Moddy's señala que histórica-

mente ENAP ha sido capaz de generar márgenes

operacionales más altos que sus pares de la Costa

del Golfo de Estados Unidos, en parte debido a que

contaba con importaciones de gas natural y petró-

leo crudo desde Argentina. El informe indica ade-

más que sin embargo, recientemente la empresa

ha enfrentado márgenes operacionales más bajos

en relación a sus pares, a pesar del robusto esce-

nario en el mercado global de refinación del último

par de años, debido a que Argentina ha reducido al

mínimo sus exportaciones de gas natural y petróleo

crudo a Chile, y ciertas tarifas de importación se han

reducido (las relativas a Costa del Golfo). Plantea

Moddy's que como resultado, ENAP ha experimen-

tado aumentos en sus costos asociados a un incre-

mento en los niveles de importación de diesel

desde la Costa del Golfo y de petróleo crudo desde

el Oeste de Africa, que la compañía no ha podido

traspasar a los usuarios finales

Moddy's señala que la confirmación del rating refleja

los esfuerzo que la Administración de ENAP está

realizando para incrementar los niveles de rentabili-

dad de ENAP y además de una visión relativamente

sana respecto al sector refinador en el corto plazo.

Los planes de inversión de capital de ENAP que in-

cluyen esfuerzos para incrementar su capacidad de

destilación y de conversión de crudo y mejorar la

oferta de gas natural de Chile, deberían permitir a la

empresa reducir sus necesidades de importación de

diesel y procesar mayores cantidades de crudos más

pesados y más baratos p roven ientes de

Latinoamérica

Suscripción de contrato del Proyecto GNL

Con fecha 1 de junio de 2007, mediante carta Nº1194,

se informó que con fecha 31 de mayo de 2007, se

efectuó el cierre de los acuerdos definitivos del proyec-

to GNL a través de la suscripción de todos los contratos

comerciales necesarios para su completa ejecución,

entre los cuales se destaca el contrato de suministro

de Gas Natural Licuado (GNL), el contrato relativo al

uso de la Planta de Regasificación de GNL, los contra-

tos de compra venta de gas natural suscrito por los

offtakers y los pactos de accionistas de las sociedades

a través de las cuales se ejecutará el proyecto.

El Proyecto GNL tiene por objeto la compra de gas

natural licuado (GNL) proveniente del exterior, su alma-

cenamiento y regasificación en la Planta de Regasifica-

ción que se ubicará en las comunas de Quintero y Pu-

chuncaví de la V Región de país y el suministro de gas

natural a la zona central del país. Dicho proyecto, con-

tribuirá en forma significativa a la diversificación de la

matriz energética de Chile, complementando las fuen-

tes energéticas actualmente existentes. Específica-

mente respecto de ENAP, el citado proyecto permitirá

garantizar la seguridad de suministro de gas natural

necesario para la operación de la Refinería Aconcagua

de propiedad de su filial Enap Refinerías S.A.

Enap participa en el citado Proyecto bajo las siguien-

tes calidades principales:

HECHOS RELEVANTES

226

VOLVER AL ÍNDICE

i) Accionista de la sociedad denominada "GNL Quin-

tero S.A." con un 20% de participación en el respec-

tivo capital social. Dicha entidad construirá y operará

el terminal de regasificación y su respectivo muelle

que se ubicará en la bahía de Quintero, V Región. Los

restantes accionistas en dicha sociedad son las si-

guientes tres empresas: Endesa (20%), Metrogas

(20%) e Inversiones BG (Chile) Limitada (40%), esta

última filial de BG Group ("BG").

ii) Accionista de la sociedad denominada " GNL

Chile S.A.", con un tercio de participación en el res-

pectivo capital social. Dicha entidad tiene por objeto

adquirir el GNL, contratar su regasificación con la

sociedad dueña del terminal y comercializar el pro-

ducto regasificado. En esta sociedad, ENAP parti-

cipa junto a Endesa y Metrogas, correspondiéndole

a cada uno de los accionistas un tercio de la parti-

cipación en el capital social. BG tiene la opción de

incorporarse como accionista de GNL Chile S.A. en

la medida que adquiera la calidad de comprador de

gas natural

iii) Garante de determinadas obligaciones contraídas

por su filial Enap Refinerías S.A. en el contrato de

compraventa de gas natural celebrado con GNL

Chile S.A. y garante de determinadas obligaciones

contraídas por GNL Quintero S.A. bajo los contratos

de ingeniería, construcción y suministro de materia-

les y equipos (contratos EPC) celebrados con la

empresa contratista CB&I y sus filiales.

Considerando el costo de los citados contratos EPC

y los demás costos del proyecto, se estima que la

inversión total en el proyecto GNL relativa a la cons-

trucción y puesta en marcha de la planta de regasifi-

cación y el respectivo muelle podría alcanzar hasta

los US$ 940 millones correspondiendo a ENAP., en

su calidad de accionista de la sociedad GNL Quintero

S.A., un 20% de dicha inversión. El proyecto se en-

cuentra estructurado de manera tal de obtener en el

más breve plazo un financiamiento bancario bajo

modalidad de project finance. Para este último efec-

to, se procedió a la contratación del banco HSBC

como asesor financiero.

El contrato de compraventa de gas natural que per-

mitirá garantizar la seguridad de suministro nece-

sario para la operación de la Refinería Aconcagua,

es un contrato bajo la modalidad "delivery or pay"

por un período de 21 años y por una cantidad con-

tractual anual máxima de gas natural equivalente a

un tercio de 1.7 millones de toneladas por año de

GNL, lo que significa un suministro para Refinería

Aconcagua de 2,2 millones de metros cúbicos de

gas por día. Se estima que el inicio del suministro

de gas natural tenga lugar durante el segundo tri-

mestre del 2009.

El terminal de regasificación tendrá una capacidad

inicial de producción en base continua de 10 millo-

nes de metros cúbicos de gas natural por día, pu-

diendo llegar hasta 15 millones de gas natural por

día. La capacidad total de almacenamiento de la

planta será de 334.000 metros cúbicos de GNL

(equivalentes a 206 millones de metros cúbicos de

gas), obtenidos con dos estanques de 160.000 me-

tros cúbicos cada uno y un estanque de 14.000

metros cúbicos, los que entrarán en operaciones

secuencialmente. El muelle tendrá una longitud de

1.600 metros y permitirá recibir barcos de GNL de

hasta 180.000 metros cúbicos de capacidad.

Contrato compra venta de gas con GNL Chile

Con fecha, 1 de junio de 2007, mediante carta

Nº1016, la filial Enap Refinerías S.A. informó que con

fecha 31 de mayo de 2007, Enap Refinerías S.A.,

suscribió un contrato de compraventa de gas natural

con la sociedad GNL Chile S.A., que le permitirá

garantizar la seguridad de suministro necesario para

la operación de su Refinería Aconcagua.

Dicho contrato es un contrato bajo la modalidad "de-

livery or pay" por un período de 21 años y por una

cantidad contractual anual máxima de gas natural

equivalente a un tercio de 1.7 millones de toneladas

por año de GNL, lo que significa para Enap Refinerías

S.A. un suministro de 2,2 millones de metros cúbi-

cos de gas natural por día. Se estima que el inicio del

suministro de gas natural tenga lugar el segundo

trimestre de 2009. Las obligaciones contraídas por

Enap Refinerías S.A. bajo el contrato de compraventa

de gas natural, han sido garantizadas por su matriz

Empresa Nacional del Petróleo.

La referida compraventa es parte de un conjunto de

contratos comerciales del Proyecto GNL, cuyo cierre

definitivo tuvo lugar el día 31 de mayo de 2007. Di-

cho proyecto tiene por objeto la compra de gas na-

tural licuado (GNL) proveniente del exterior, su al-

macenamiento y regasificación en la Planta de

Regasificación que se ubicará en las comunas de

Quintero y Puchuncaví de la V Región del país y

suministro de gas natural a la zona central de país.

La Empresa Nacional del Petróleo participa en dicho

proyecto en calidad de accionistas de la sociedad

GNL Quintero S.A., entidad que tiene a su cargo la

construcción y operación del terminal de regasifica-

ción de GNL, y en calidad de accionista de la socie-

dad GNL Chile S.A., entidad que tiene por objeto

adquirir el GNL, contratar su regasificación con la

sociedad dueña del terminal y comercializar el pro-

ducto regasificado.

Designación nuevo Gerente General de Enap

Refinerias S.A.

Con fecha 1 de febrero de 2007, mediante carta

Nº33223, la filial Enap Refinerías S.A., comunicó

que el Directorio de la Sociedad en Sesión celebra-

da el 31 de enero de 2007, acordó lo siguiente:

Designar como Gerente General de Enap Refine-

rías S.A. a don Sergio Arévalo Espinoza, en reem-

plazo de don Carlos Cabezas Faúndez, quien asu-

me las funciones de Gerente de Operaciones,

Refinería y Logística, de cuyo cargo dependerá el

área de producción de los establecimientos de

Refinación y Departamento de Almacenamiento y

Oleoductos.

ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES

227

VOLVER AL ÍNDICE

Activos

Los activos totales aumentaron un 42,6%, pasando

de US$3.309 millones registrados a diciembre de

2006 a US$4.719 millones a igual fecha de 2007, lo

que se explica principalmente por el incremento en

un 70,7%, equivalente a US$1.237 millones, de los

activos circulantes, un alza de 11,7%, US$139 mi-

llones de los otros activos y un aumento de 9,2%,

equivalente a US$34 millones en el activo fijo.

El mayor valor de los activos circulantes se explica

básicamente por el incremento en US$1.250 millo-

nes de documentos y cuentas por cobrar empresas

relacionadas. Esta cuenta registra un valor a diciem-

bre 2007 de US$2.748 millones, un 83,3% superior

a los US$1.499 millones a igual fecha de 2006. El

aumento se debe principalmente al financiamiento

de capital de trabajo de Enap Refinerías S.A. (ERSA)

por parte de ENAP a raíz del mayor volumen de

compras y stocks, particularmente diesel, comercia-

ANALISIS RAZONADO

A continuación se analizan los estados financieros individual de Empresa Nacional del Petróleo correspondientes al ejercicio terminado el 31 de diciembre de

2007, explicando las principales variaciones ocurridas respecto a igual período del año anterior.

Los principales rubros de activos y pasivos al 31 de diciembre de 2007 y 2006 son los siguientes:

lizado por ERA en el año 2007 como resultado de la

crisis energética del país y del importante aumento

en los precios promedios internacionales de los hi-

drocarburos entre un año y otro.

El aumento en el activo fijo, que pasó de US$372

millones en 2006 a US$406 millones en 2007, se

explica principalmente por el aumento en las cons-

trucciones y obras de infraestructura por US$53

millones correspondiente principalmente al incre-

mento de inversiones en exploración por parte de

ENAP en Magallanes y fue sólo parcialmente com-

pensado por el incremento de US$31 millones en

la depreciación.

Por otra parte, el total de Otros Activos creció en

un 11,7% pasando de US$1.187 millones en di-

ciembre de 2006 a US$1.326 millones a igual fecha

de 2007. En esta variación, la cuenta inversiones

en empresas relacionadas es la que presenta un

mayor aumento, por US$98 millones Este incre-

mento fue reforzado por un aumento de US$33

millones (55%) en los otros activos, explicado por

el efecto del derivado del bono de ENAP, efecto

que es totalmente compensado por el aumento de

los otros pasivos a largo plazo.

Pasivos y Patrimonio

El total de pasivos exigibles aumentó en US$1.360

millones, pasando de US$2.370 millones en di-

ciembre de 2006 a US$3.730 millones a igual fe-

cha de 2007. Este aumento de pasivos se explica

principalmente por el incremento de US$1.276

millones en los pasivos circulantes (111,8%), así

como por el aumento de US$84 millones (6,8%)

en el pasivo de largo plazo.

El incremento en el pasivo circulante corresponde

mayoritariamente a un alza de las cuentas por pagar

de US$1.251 millones y a un aumento en los docu-

2007 2006

MMUS$ MMUS$

Activo Circulante 2.987 1.750

Activo Fijo Neto 406 372

Otros Activos 1.362 1.187

Total Activos 4.719 3.309

2007 2006

MMUS$ MMUS$

Pasivo Circulante 2.417 1.141

Pasivo Largo Plazo 1.313 1.229

Total Pasivo Exigible 3.730 2.370

Patrimonio 989 939

Total Pasivos y Patrimonio 4.719 3.309

228

VOLVER AL ÍNDICE

mentos por pagar por US$94 millones. Ambos in-

crementos están relacionados directamente con las

necesidades de mayor financiamiento del capital de

trabajo para costear importaciones de crudo y pro-

ductos refinados para el abastecimiento del merca-

do de combustibles nacional, como consecuencia

de la mayor demanda generada por la crisis energé-

tica y el aumento en el precio internacional de los

hidrocarburos. Además, se registró un aumento de

US$16 millones en los documentos y cuentas por

pagar empresas relacionadas. Las alzas antes des-

critas fueron sólo parcialmente compensadas por

una reducción de US$90 millones en la cuenta im-

puesto a la renta que pasó de US$125 millones en

2006 a US$35 millones en 2007.

Esta reducción se debe principalmente a que, du-

rante el año 2007, no existió distribución de divi-

dendos provenientes de ERSA., ya que esta com-

pañía tuvo pérdidas durante el ejercicio 2006, a

diferencia del saldo a diciembre 2006, que refleja

la provisión por los dividendos distribuidos por

ERSA referido a los resultados del 2005.

Los pasivos de largo plazo aumentaron en US$84

millones lo que es consecuencia del incremento de

US$37 millones (86,7%) en los otros pasivos de

largo plazo, que se explican por el efecto del cross

currency swap de tasa del bono de ENAP. El aumen-

to en las provisiones a largo plazo de US$30 millones

(12,3%) que refleja el efecto del aumento en la pro-

visión por indemnizaciones por años de servicio y del

impuesto a la renta. Además, hubo un aumento de

US$16 millones en las obligaciones con el público

largo plazo (bonos) que refleja la revaluación del peso

chileno respecto al dólar de Estados Unidos y su

efecto en la valorización de los bonos emitidos en

UF en el año 2002, en dólares a la fecha.

El patrimonio mostró un crecimiento de 5,4% en

los últimos 12 meses, pasando de US$939 millo-

nes a US$990 millones a diciembre 2007, produc-

to básicamente de la utilidad neta obtenida en el

año 2007 de US$50 millones. En el año 2007 se

realizaron capitalizaciones por US$56 millones

(6,4%), incrementado la cuenta capital pagado.

INDICADORES DE LIQUIDEZ, ENDEUDAMIENTO Y ACTIVIDAD

Los principales indicadores financieros del balance relativos a liquidez y endeudamiento son los siguientes:

(1) Corresponde al total de activos circulantes, menos las existencias y menos los gastos pagados por anticipado, dividido por el pasivo circulante.

(2) La cobertura de gastos financieros se calcula como R.A.I.I.D.A.I.E sobre el total de gastos financieros.

2007 2006

Liquidez

Liquidez corriente 1,24 1,53

Razón ácida (1) 1,19 1,44

Endeudamiento

Deuda Corto Plazo/Deuda Total (%) 64,8% 48,1%

Deuda Largo Plazo/Deuda Total (%) 35,2% 51,9%

Razón de endeudamiento 3,77 2,52

Cobertura gastos financieros (2) 2,38 2,94

Actividad

Total Activos (MMUS$) 4.719 3.309

Rotación de inventarios 7,58 17,36

Permanencia de inventarios 47,48 16,89

El índice de liquidez mostró una reducción, pasando

de 1,53 veces en diciembre de 2006 a 1,24 veces

en diciembre de 2007, reflejando el incremento de

los pasivos circulantes para financiar el mayor nivel

de actividad de la empresa, aumento de los niveles

de inventarios y el aumento de los precios de los

hidrocarburos en dicho periodo. Consecuentemente

con lo anterior la razón ácida, disminuyo al pasar de

1,44 veces en 2006 a 1,19 veces en 2007.

El índice de endeudamiento fue de 3,77 a diciem-

bre de 2007, siendo superior al de igual fecha de

2006 (2,52), debido principalmente al importante

aumento de los pasivos circulantes (cuentas por

pagar a proveedores), producto de las mayores

necesidades de abastecimiento de combustibles

para el país, como consecuencia de las necesi-

dades de las generadoras termoeléctricas a raíz

de la falta de gas natural proveniente de

Argentina.

En cuanto a la exigibilidad de la deuda total, un

64,8% es de corto plazo y un 35,2% de largo plazo,

dichos niveles son distintos a los de 2006 cuando

el 48,1% estaba en el corto plazo y un 51,9% en el

largo plazo. Esto se debe principalmente al incre-

mento en las cuentas por pagar a raíz de las mayo-

res necesidades de suministro de combustibles al

país como consecuencia de la falta de gas natural.

Si se considera sólo la deuda financiera, estos in-

dicadores son notoriamente distintos, ya que a di-

ciembre de 2007, un 86% de la deuda financiera

es de largo plazo, y el 14% restante es de corto

plazo. Esta estructura de deuda financiera es con-

secuencia de la reestructuración de pasivos que ha

realizado la empresa.

ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES

229

VOLVER AL ÍNDICE

La cobertura de gastos financieros disminuyó, pasando de 2,94 veces en diciembre de 2006 a 2,38 veces a igual fecha de 2007. Esta disminución en la

cobertura está explicada principalmente por los menores resultados antes de impuestos que se presentaron en 2006 que se refleja en un menor

R.A.I.I.D.A.I.E, además del incremento en los gastos financieros producto de las mayores necesidades de capital de trabajo a raíz de los mayores niveles

de ventas e inventarios como consecuencia de la crisis energética.

La rotación de inventarios pasa desde 21,36 veces a diciembre de 2006 a 7,58 veces a diciembre del año siguiente. La permanencia de inventarios aumenta

desde 16,86 días a 47,48 días. El cambio en ambos indicadores se origina en una nueva estructura de negocios entre ENAP y su filial ERSA, cambio que

se refleja a partir del segundo semestre del 2006, fecha en la cual ENAP pasa sólo a financiar las importaciones de crudo y productos que efectúa ERSA

de manera directa.

ESTADO DE RESULTADOS INDIVIDUAL

* activos operacionales = activos totales - otros activos fijos - otros activos circulantes - impuestos diferidos - depósitos a plazo.

2007 2006

MMUS$ MMUS$

Resultado Operacional 86,5 155,1

Gastos financieros 127,6 88,8

Resultado no Operacional 26 -25,2

R.A.I.I.D.A.I.E 304,2 260,9

Utilidad después del 17% de impuestos 97,7 104,2

Utilidad después de impuestos 49,6 50,8

Rentabilidad % %

Rentabilidad del patrimonio promedio 5,01 5,41

Rentabilidad del activo promedio 1,24 1,57

Rentabilidad de activos operacionales * 3,24 8,62

Resultado Operacional

Debido a un cambio en la estructura de negocios

entre ENAP y su filial ERSA, a partir del segundo

semestre del 2006 ENAP solamente financia las

importaciones de crudo y productos que efectúa

ERSA. Lo anterior explica la importante disminu-

ción en los montos de ingresos y costos de explo-

tación de ENAP entre el período 2006 y 2007, ya

que ha partir de dicha fecha ERSA es la que mues-

tra en sus estados financieros la compra de crudo

y productos.

El resultado operacional individual muestra una re-

ducción de un 44,2% entre diciembre 2006 y diciem-

bre 2007 pasando de US$155 millones a US$87

millones. Esta diferencia de US$68 millones en el

resultado se explica principalmente por la baja en el

servicio de transporte y proceso de gas natural pro-

veniente de Argentina, por parte de ENAP en Maga-

llanes a Methanex, suministro este último que estu-

vo suspendido durante gran parte del año 2007.

Los gastos de administración y ventas, por su par-

te, se incrementaron en US$3 millones pasando

de US$27 millones en 2006 a US$30 millones en

2007, lo que se explica principalmente por la apre-

ciación del peso, que llevo a un encarecimiento de

dichos costos en términos relativos, en el 2007 en

comparación con el 2006.

Resultado No Operacional

El resultado no operacional, presenta una utilidad

de US$26 millones a diciembre de 2007, compa-

rada con una pérdida de US$25 millones en igual

período de 2006.

Parte importante de la variación del resultado entre

ambos ejercicios, se debe a las mayores utilidades

netas por inversión en empresas relacionadas. En

el 2006 se presentó una pérdida neta de US$20,4

millones, afectada por los resultados del negocio

de refinación producto de una importante baja en

los precios durante los últimos meses de dicho

año, mientras que en 2007 existió una ganancia

neta de US$25,5 millones. Adicionalmente, contri-

buyeron a un mayor resultado no operacional, el

incremento por US$43 millones en los ingresos

financieros, explicado por el aumento de la cuenta

corriente con ERSA y un incremento de US$22

millones en los otros ingresos fuera de la explota-

ción, que se relacionan principalmente con la recu-

peración de impuestos y ventas de activos. Los

efectos netos positivos anteriores fueron disminui-

dos por el incremento de US$39 millones en los

gastos financieros, que está directamente relacio-

nado con el incremento en las cuentas por pagar

por las mayores importaciones de crudos y produc-

tos, pero también con las mayores tasas de interés

hacia finales de año.

Utilidad del Ejercicio

La utilidad a diciembre de 2007, descontado el

impuesto a la renta de primera categoría (17%)

alcanzó a los US$98 millones, cifra que es inferior

230

VOLVER AL ÍNDICE

en un 6,2% a los US$104 millones registrada a

igual periodo del 2006. La utilidad neta, desconta-

do el 40% de impuesto del D.L. 2.398, fue de

US$50 millones a diciembre de 2007, mientras que

a igual periodo del 2006 esta fue de US$51

millones.

Diferencia entre valores económicos y de libros

de los activos

Al 31 de diciembre de 2007, no se aprecian dife-

rencias significativas entre los valores económicos

y de libros de los principales activos de la Empresa.

Sin embargo es importante destacar que de acuer-

do con las normas de la Superintendencia de Valo-

res y Seguros, las inversiones en empresas filiales

y coligadas, se valorizan según el método de valor

proporcional del patrimonio de las respectivas

empresas.

Situación de mercado

Luego de una escalada casi continua a lo largo del

año, el precio del petróleo crudo marcador interna-

cional West Texas Intermediate (WTI) finalizó el

cuarto trimestre y el año 2007 a la baja. Partiendo

de un precio promedio de US$54,1 por barril en

enero, el precio subió hasta un promedio máximo

de US$94,7 por barril en noviembre, para caer a

US$91,4 por barril promedio en diciembre. El alza

del precio entre enero y noviembre se interrumpió

solamente en agosto, al estallar la crisis de las

deudas hipotecarias "subprime" en el mercado fi-

nanciero de Estados Unidos, pero la tendencia al-

cista se retomó en septiembre.

A pesar de que no hubo ningún evento geopolítico

ni catástrofe natural que afectara significativamen-

te la oferta de petróleo, el aumento casi continuo

del precio durante el año se debió al sostenido

aumento del consumo, derivado del rápido creci-

miento de la economía mundial, que enteró en

2007 un periodo de cinco años de expansión sis-

temática, en el contexto de un débil crecimiento de

la producción de petróleo. El consumo creció 1,1

millones de barriles por día mientras que la oferta

sólo creció 0,3 millones de barriles por día, abaste-

ciéndose la diferencia mediante la desacumulación

de inventarios. Factor principal del bajo crecimiento

de la oferta fue la decisión de la OPEP de reducir

sus cuotas de producción por un total de 1,7 millo-

nes de barriles por día en dos etapas, a fines del

año 2006. Si bien la baja efectiva de la producción

de petróleo crudo de la OPEP fue de 0,3 millones

de barriles por día, impactó fuertemente en el mer-

cado debido al decepcionante crecimiento de la

producción extra-OPEP, sólo 0,6 millones de barri-

les por día.

En diciembre, el precio bajó por segunda vez en el

año, cuando el mismo alto nivel alcanzado el mes

anterior provocó una corrección a la baja por el

temor a que este nivel más las repercusiones a

nivel global de la crisis hipotecaria antes mencio-

nada- desencadenaran una recesión mundial.

Al término del año 2007 el WTI registró un precio

promedio de US$72,2 por barril, mayor en 9% al

de 2006 (US$66,0 por barril).

A su vez, los precios internacionales de los produc-

tos subieron en parte por la tendencia alcista del

precio del crudo, pero hubo además factores pro-

pios que les dieron un impulso adicional. A media-

dos del año se registraron numerosas fallas en

refinerías de petróleo ubicadas en el medio oeste

de Estados Unidos, las cuales llevaron la refinación

al tope de su capacidad en el resto de ese país,

justo en la temporada de máximo consumo de

gasolina y diesel vehicular (verano boreal), mien-

tras que una gran demanda de diesel por parte de

Sudamérica en la misma época -debido a un invier-

no especialmente frío y seco en Argentina y Chile-

se tradujo en un factor alcista adicional en los

precios de los productos, al captar parte de los

excedentes del Caribe, Europa y Asia que podrían

haber aliviado la situación en Estados Unidos. A

partir de fines del tercer trimestre de 2007, y ya

pasado el verano en el hemisferio norte, los már-

genes de refinación bajaron, debido a la menor

presión del mercado observada para la gasolina en

Estados Unidos y para el diesel en Sudamérica.

En 2007, los precios promedio de los principales

productos en la costa del Golfo de México fueron

de US$86,4 por barril para las gasolinas y de

US$89,1 por barril para el diesel, comparado con

promedios de US$77,6 y US$81,6 por barril, regis-

trados en 2006.

ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES

231

VOLVER AL ÍNDICE

Estado de Flujos de Efectivo

Los principales componentes del flujo neto de efectivo originado en cada período, son los siguientes:

El incremento del flujo neto originado por actividades de la operación en comparación con el año 2006, tiene que ver principalmente con el menor impuesto

al valor agregado y otros similares pagado, debido al cambio en la modalidad de facturación de los crudos y productos importados a ERSA, en la que ENAP,

ahora sólo efectúa la gestión de compra y otorga el financiamiento de las importaciones. La reducción de este impuesto pagado asciende a US$705 millones,

debiendo adicionarse además el incremento en la cuenta recaudación de deudores por venta por US$2.119 millones, el fue compensado en parte con el au-

mento en de la cuenta pagos a proveedores y personal por US$2.244 millones y la reducción en la cuenta dividendos y otros repartos percibidos en US$186

millones. El flujo originado por actividades de financiamiento bajo en US$70 millones, pasando de US$57 millones a diciembre de 2006 a US$13 millones

negativos a diciembre de 2007 Lo anterior es producto de un mayor pago de prestamos por US$59 millones, obtención de menores prestamos nuevos por

US$67 millones y un menor pago de dividendos de US$56 millones.

El flujo neto originado por actividades de inversión aumento en US$251 millones como consecuencia principalmente de un incremento en los préstamos do-

cumentados a empresas relacionadas por US$124 millones, reducción de flujos por venta de inversiones permanentes por US$54 millones, y menor recau-

dación de prestamos documentados a empresas relacionadas por US$33 millones.

2007 2006

MMUS$ MMUS$

Flujo neto originado por actividad de la operación 267,7 -39,6

Flujo neto originado por actividades de financiamiento -13,2 57,0

Flujo neto originado por actividades de inversión -264,8 -14,2

Flujo neto del período -10,4 3,3

Análisis de riesgo de mercado

ENAP participa en la exploración y producción de

hidrocarburos y en las siguientes etapas de la ca-

dena productiva, refinación, transporte, almacena-

miento y comercialización de los productos deriva-

dos del petróleo. De estas actividades, una parte

substancial de las operaciones corresponde a la

refinación y comercialización de sus productos en

Chile, liderando el abastecimiento del mercado

nacional con una participación de aproximadamen-

te un 80% del mercado, abriéndose paso en los

últimos años a la exportación de estos productos,

principalmente a países de América Latina.

ENAP accede regularmente al mercado interna-

cional para el suministro de petróleo crudo y pro-

ductos, situación que le permite asegurar el abas-

tecimiento y los compromisos comerciales,

convenientemente. Como resultado de lo anterior,

el abastecimiento de petróleo crudo de ENAP se

obtiene mayoritariamente de países de Sudamé-

rica y África, siendo los principales proveedores

Brasil, Perú, Ecuador, Turquía, y Angola, contando

las refinerías con las instalaciones necesarias para

la recepción y el almacenamiento de esta materia

prima. En cuanto al origen de las importaciones

de productos refinados, los mismos durante el

año 2007 provinieron principalmente del mercado

estadounidense de la costa del Golfo de México,

de Canadá y de Corea.

El riesgo relevante para el negocio está esencial-

mente en el margen de refinación, debiendo en-

frentar la empresa las fluctuaciones de precios

en los mercados internacionales de crudo y pro-

ductos. Por lo anterior, las refinerías han conti-

nuado ajustando favorablemente sus estructuras

de costos a la competitividad de esta industria, y

han orientado sus inversiones a incrementar tan-

to su flexibilidad productiva como la calidad de

sus productos.

El tipo de cambio es otro de los factores de riesgo

del negocio, debido a que parte importante de los

ingresos son en pesos y los pasivos en dólares.

Este factor se ve minimizado por la política de pre-

cios de productos, basada en la paridad de impor-

tación 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.

En términos de riesgo de tasa de interés, la em-

presa mantiene un mix de deuda financiera en

tasa fija (principalmente bonos de largo plazo), y

tasa variable (principalmente créditos bilaterales,

créditos sindicados y préstamos de corto plazo

como forfaiting), para mitigar este riesgo ENAP

ha realizado una variedad de derivados de tasa de

interés los que llevan estos créditos de tasa varia-

ble, principalmente LIBOR más un spread, a tasa

fija. Gracias a esto al 31 de diciembre de 2007 se

tiene el 100% de la deuda financiera a tasa fija,

versus un 83% en el año 2006.

Asimismo, ENAP mantiene una posición en ins-

trumentos derivados de Cross Currency Swap

correspondiente a la emisión del Bono en el mer-

cado nacional en el mes de Octubre del 2002,

para llevar su denominación de UF a dólares de

los Estados Unidos y con el fin de mitigar el ries-

go a exposición a tipo de cambio. De igual ma-

nera en julio 2005 contrató un Cross Currency

Swap para llevar de UF a dólar el total de los

flujos originados por un leasing hipotecario de las

oficinas corporativas a un plazo de 13 años con

vencimiento el año 2018.

232

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ESTADOS FINANCIEROS RESUMIDOS DE FILIALES

ENAP REFINERIAS S.A.

2007 2006

BALANCE MUS$ MUS$

Total Activos Circulantes 2.884.593 1.560.239

Total Activos Fijos 959.246 888.150

Total Otros Activos 99.601 86.001

Total Activos 3.943.440 2.534.390

Total Pasivos Circulantes 3.017.232 1.619.310

Total Pasivos Largo Plazo 266.745 276.524

Total Pasivo Exigible 3.283.977 1.895.834

Interés Minoritario 0 0

Total Patrimonio 659.463 638.556

Total Pasivos y Patrimonio 3.943.440 2.534.390

2007 2006

ESTADO DE RESULTADOS MUS$ MUS$

Resultado de explotación 82.428 (18.286)

Resultado fuera de explotación (55.380) (68.772)

Resultado antes de impuesto a la renta 27.048 (87.058)

Impuesto a la renta (6.225) 11.407

Items extraordinarios 0 0

Interés minoritario 0 0

Utilidad (Pérdida) del ejercicio 20.823 (75.651)

2007 2006

ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO MUS$ MUS$

Flujo neto originado por actividades de operación 231.578 303.446

Flujo neto originado por actividades de financiamiento 0 (194.546)

Flujo neto originado por actividades de inversión (179.951) (107.904)

Flujo neto total del ejercicio 51.627 996

Efecto de la inflación sobre el efectivo y efectivo equivalente 0 0

Variación neta del efectivo y efectivo equivalente 51.627 996

Saldo inicial del efectivo y efectivo equivalente 36.423 35.427

Saldo final del efectivo y efectivo equivalente 88.050 36.423

NOTAS EXPLICATIVAS

Inscripción en el Registro de Valores Nº 833

Criterios Contables Nota 2

Cambios Contables Nota 3

ESTADOS FINANCIEROS RESUMIDOS DE FILIALES

233

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ENAP SIPETROL S.A.

2007 2006

BALANCE MUS$ MUS$

Total Activos Circulantes 169.936 116.333

Total Activos Fijos 439.615 406.281

Total Otros Activos 16.838 17.336

Total Activos 626.389 539.950

Total Pasivos Circulantes 152.400 118.139

Total Pasivos Largo Plazo 203.890 216.854

Total Pasivo Exigible 356.290 334.993

Interés Minoritario 1.270 1.272

Total Patrimonio 268.829 203.685

Total Pasivos y Patrimonio 626.389 539.950

2007 2006

ESTADO DE RESULTADOS MUS$ MUS$

Resultado de explotación 30.592 102.200

Resultado fuera de explotación (2.946) (11.164)

Resultado antes de impuesto a la renta 27.646 91.036

Impuesto a la renta (18.686) (44.215)

Items extraordinarios 0 0

Interés Minoritario 3 (192)

Utilidad (Pérdida) del ejercicio 8.963 46.629

2007 2006

ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO MUS$ MUS$

Flujo neto originado por actividades de operación 50.894 124.516

Flujo neto originado por actividades de financiamiento 77.993 (45.825)

Flujo neto originado por actividades de inversión (122.170) (77.705)

Flujo neto total del ejercicio 6.717 986

Efecto de la inflación sobre el efectivo y efectivo equivalente 0 0

Variación neta del efectivo y efectivo equivalente 6.717 986

Saldo inicial del efectivo y efectivo equivalente 9.765 8.779

Saldo final del efectivo y efectivo equivalente 16.482 9.765

NOTAS EXPLICATIVAS

Inscripción en el Registro de Valores -

Criterios Contables Nota 2

Cambios Contables Nota 3

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234

ESTADOS FINANCIEROS RESUMIDOS DE FILIALES

PETRO SERVICIO CORP. S.A.

2007 2006

BALANCE MUS$ MUS$

Total Activos Circulantes 1.701 2.664

Total Activos Fijos 22 38

Total Otros Activos 0 2

Total Activos 1.723 2.704

Total Pasivos Circulantes 82 136

Total Pasivos Largo Plazo 0 0

Total Pasivo Exigible 82 136

Interés Minoritario 0 0

Total Patrimonio 1.641 2.568

Total Pasivos y Patrimonio 1.723 2.704

2007 2006

ESTADO DE RESULTADOSV MUS$ MUS$

Resultado de explotación (122) 1.152

Resultado fuera de explotación (21) (9)

Resultado antes de impuesto a la renta (143) 1.143

Impuesto a la renta 0 0

Items extraordinarios 0 0

Utilidad (Pérdida) del ejercicio (143) 1.143

2007 2006

ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO MUS$ MUS$

Flujo neto originado por actividades de operación (184) 1.650

Flujo neto originado por actividades de financiamiento (785) 0

Flujo neto originado por actividades de inversión 12 0

Flujo neto total del ejercicio (957) 1.650

Efecto de la inflación sobre el efectivo y efectivo equivalente 0 0

Variación neta del efectivo y efectivo equivalente (957) 1.650

Saldo inicial del efectivo y efectivo equivalente 2.442 792

Saldo final del efectivo y efectivo equivalente 1.485 2.442

NOTAS EXPLICATIVAS

Inscripción en el Registro de Valores -

Criterios Contables Nota 2

Cambios Contables Nota 3

235

DECLARACIÓN DE RESPONSABILIDAD

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 2007 es veraz y completa.

SANtIAgO gONzáLEz LARRAíNMinistro de Minería

PresidenteRUT: 6.499.284-8

EDuARDO gONzáLEz YáñEzDirector

RUT: 9.164.893-8

guStAvO CuBILLOS LÓPEzDirector

RUT: 2.421.533-4

RAmÓN JARA ARAYADirector

RUT: 5.899.198-8

CARLOS áLvAREz vOuLLIEmEVicepresidente

RUT: 8.970.274 -7

mIguEL mORENO gARCíA Director

RUT: 5.433.767-1

JORgE mAtutE mAtutEDirector

RUT: 5.334.581- 6

RADOvAN RAzmILIC tOmICICDirector

RUT: 6.283.668 -7

ENRIQuE DávILA ALvEALGerente General

RUT: 5.032.869 - 4 Santiago, marzo de 2008

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VOLVER AL ÍNDICE

grupo de Empresas ENAP

Avenida Vitacura 2736 - piso 10

Las Condes - Santiago de Chile

Teléfono (56-2) 2803000

Fax (56-2) 2803199

RUT ENAP: 92.604.000-6

www.enap.cl

Auditores Externos: Deloitte & Touche

Edición y Coordinación

Dirección de Comunicaciones ENAP

Concepción Visual y Diseño

Filete

www.filete.cl

Fotografía

Thomas Wedderwille

Archivo ENAP

Impresión

Fyrma Gráfica

Esta memoria está impresa en papel Mohawk Options

100% PCW, fabricado con energía eólica,

contiene 100 % fibra postconsumo.

Este papel tiene las siguientes certificaciones:

Green Seal y Green-e.