ENERGÍA QUE MUEVE A CHILE

ENERGÍA QUE MUEVE A CHILE

MeMoria anual 2014

Razón Social: Enap Sipetrol S.A.

Tipo de Entidad: Sociedad Anónima Cerrada inscrita en el Registro de Entidades

Informantes de la Superintendencia de Valores y Seguros (SVS) N°187

RUT: 96.579.730-0

Dirección: Avenida Vitacura Nº 2736 piso 10, comuna de Las Condes, Santiago.

Número de Teléfono: (56-2) 22803000.

Número de Fax: (56-2) 22803820.

Auditores Externos: PricewaterhouseCoopers Consultores Auditores Ltda.

Dirección Internet: www.enap.cl

ENERGÍA QUE MUEVE A CHILE

MeMoria anual

2014

identificación de la empresa

Directorio de enap Sipetrol S.a.

organigrama

Descripción y trayectoria

Hitos de la gestión

Gestión de personas y organización

entorno del negocio

Gestión de inversión y financiamiento

Factores de riesgo de mercado

Síntesis de resultados

Producción de petróleo

Proveedores y clientes

negocios en alianza con otras empresas

Propiedades y equipos

Marcas y patentes

Política de divindendos y distribución de utilidades

Gestión HSe

relacionamiento con comunidades

Sociedades coligadas

estados financieros consolidados 2014

Declaración de responsabilidad

06

08

11

12

14

16

18

23

25

29

33

40

43

49

49

50

53

60

64

67

164

ÍNDICE

6

SIPETROL - Memoria Anual 2014

IDENTIFICACIÓN DE LA EMPRESA

Constitución legal, propiedad y control de la empresa

En Sesión de Directorio Nº 723 de la Empresa

Nacional del Petróleo (ENAP), celebrada el 2 de

mayo de 1990, se aprobó la constitución de esta

filial, lo cual se materializó según consta en escritura

pública del 24 de mayo de 1990, otorgada ante el

Notario Público de Santiago Don Raúl Undurraga

Laso. La constitución de la sociedad fue inscrita

a fojas 13.504, Número 6.798 del año 1990 del

Registro de Comercio del Conservador de Bienes

Raíces y Comercio de Santiago.

La propiedad de Enap Sipetrol S.A. al 31 de diciembre de 2014 se distribuye como sigue:

Accionistas Nº acciones % Participación

ENAP 83.376.759 99,6%

Enap Refinerías S.A. 323.195 0,4%

Total acciones suscritasy pagadas

83.699.954 100%

Memoria Anual 2014 - SIPETROL

8


DIRECTORIO DE ENAP SIPETROL S.A.

Enap Sipetrol S.A., es una sociedad administrada por un Directorio de 7 miembros titulares. La Junta

Ordinaria de Accionistas de fecha 30 de abril de 2014, renovó el Directorio para el período 2014-2017:

PRESIDENTE DEL DIRECTORIO EDUARDo BITRáN ColoDRo

Ingeniero Civil Industrial

RUT: 7.950.535-8

FERNANDo RAMÍREZ PENDIBENE

Ingeniero Civil en Minas

RUT 7.876.527-5

DIRECTORES

Nota:

(1) El Sr. Director Jorge Bande Bruck, presentó su renuncia a la sociedad, la que fue aceptada en sesión de Directorio de fecha 16 de diciembre de 2014.

GERENCIA GENERAL HESkETH STREETER EvANS

Geólogo

RUT: 23.991.729-1

VICEPRESIDENTE DEL DIRECTORIO MARCElo TokMAN RAMoS

Economista

RUT: 16.654.431-9

FERNáN GAZMURI PlAZA

Ingeniero Comercial

RUT Nº 4.461.192-9

JoRGE FIERRo ANDRADE

Técnico Operador Plantas Químicas

RUT: 9.925.434-3

FIDEl MIRANDA BRAvo

Ingeniero Comercial

RUT: 6.923.830-0

JoRGE BANDE BRUCk 1

Economista

RUT: 5.889.738-2

9


REMUNERACIONES DEL DIRECTORIO

La Junta General Extraordinaria de Accionistas N°

23, de 24 de agosto de 2010, adoptó la decisión

de modificar los Estatutos Sociales, artículo sép-

timo, determinando que los Directores no serán

remunerados.

ADMINISTRACIÓN

GERENCIA GENERAL

HESkETH STREETER EvANS

Geólogo

RUT: 23. 991.729-1

GERENCIA DE ExPLORACIóN

lISANDRo RoJAS GAllIANI

Geólogo

RUT: 9.832.871-8

GERENCIA DE MANEJO y

DESEMPEñO PORTfOLIO

DENISSE ABUDINéN BUTTo

Ingeniero Civil Industrial

RUT: 14.168.642-9

REMUNERACIoNES A EJECUTIvoS PoR AÑoS

DE SERvICIo

Remuneraciones a plana ejecutiva

Las remuneraciones pagadas a la plana ejecuti-

va superior de Enap Sipetrol S.A. ascendieron a

$ 1.364.570.424 Los cargos considerados en la

mencionada suma, corresponden a nueve posicio-

nes gerenciales.

Indemnizaciones

Durante el año 2014, la empresa no pagó indem-

nizaciones por años de servicios a sus ejecutivos

superiores.

Sistema de Renta variable

ENAP cuenta con un Sistema de Renta Variable

(SRV) que aplica a sus ejecutivos. Los factores

que se toman en cuenta en el modelo para la de-

terminación del incentivo son los resultados de la

empresa, el nivel de cumplimiento de las metas

individuales y de área, y adicionalmente un factor

conductual individual.

11


ORGANIGRAMA

GERENCIA ENAP SIPETRol ECUADoR

Eduardo Tapia Alvayay

GERENCIA DE EXPloRACIÓN

lisandro Rojas Galliani

GERENCIA DE MANEJo Y DESEMPEÑoDE PoRTFolIo

Denisse Abudinén Butto

PRESIDENTE DEl DIRECToRIo

Eduardo Bitrán Colodro

GERENCIA DE E&P GERENCIA DE ENAP SIPETRol S.A.

Hesketh Streeter Evans

GERENCIA ENAP SIPETRol ARGENTINA

Martín Cittadini

GERENCIA ENAP SIPETRol EGIPTo

Sayed Rezk

12


DESCRIPCIÓN Y TRAYECTORIA

Enap Sipetrol S.A. es una filial de la Empresa

Nacional del Petróleo (ENAP), creada el 24 de mayo

de 1990, bajo el nombre de Sociedad Internacional

Petrolera S.A. (Sipetrol S.A.). Depende funcionalmente

de la Línea de Negocios de Exploración y Producción

de ENAP, que es el área encargada de desarrollar

las actividades relacionadas con la exploración y

explotación de yacimientos de hidrocarburos.

En Junta Extraordinaria de Accionistas, de fecha

2 de marzo de 2005, se aprobó cambiar el nombre

de la sociedad por el de Enap Sipetrol S.A.

Mediante Junta Extraordinaria de Accionistas Nº

10, celebrada el 24 de septiembre de 1999, se aprobó

la ampliación del objeto social. Esto para permitirle a

la sociedad realizar la comercialización en Chile o en

el extranjero de hidrocarburos provenientes de sus

propias actividades en el exterior o de actividades

de sus filiales, como también brindar servicios de

asesoría, tanto en Chile como en el extranjero, en

actividades de exploración, explotación y beneficio

de yacimientos de hidrocarburos.

Las filiales y sucursales de la sociedad vigentes

con participación en activos son:

Enap Sipetrol Argentina S.A.

Constituida el 17 de julio de 1997 bajo las leyes

de la República Argentina. Tiene participación en

los bloques del Área Magallanes (50%), CAM 2A

Sur (50%), Pampa del Castillo-La Guitarra (100%)

y Campamento Central-Cañadón Perdido (50%).

Además participa en exploración en el bloque E2 (33%)

(ex CAM 1 y CAM 3). El 6 de mayo de 2010 se inscribió

la liquidación de la participación en el bloque La

Invernada (50%) en la Inspección General de Justicia

(IGJ) y posteriormente, el 20 de mayo de 2010, se

presentó ante la Administración federal de Ingresos

Públicos (AfIP) la cancelación de la inscripción. Con

esto se da por finalizada la existencia de la UTE.

13


Enap Sipetrol S.A., Ecuador

Sucursal registrada en Ecuador el 28 de octubre de

1992. Es titular de Contratos de Servicios Específicos

para el Desarrollo y Producción de Petróleo Crudo

en los campos Mauro Dávalos Cordero (MDC) y

Paraíso Biguno Huachito Intracampos (PBHI), en la

región amazónica ecuatoriana.

Con fecha 15 de septiembre de 2008, se

constituyó la compañía denominada Golfo de

Guayaquil Petroenap, compañía de economía mixta,

en Quito, Ecuador. Enap Sipetrol S.A., a través de la

sucursal en Ecuador, suscribió 40 acciones Tipo “B”,

que representan el 40% del capital social.

Sipetrol International S.A.

Sociedad Anónima financiera de Inversión,

constituida bajo las leyes de la República Oriental

del Uruguay, adquirida en junio de 1998. Participa

en actividades de producción en Egipto en el bloque

East Ras Qattara (50,5%).

Además, tiene participación en el Bloque Mehr

(33%), en Irán, que se encuentra en etapa de

devolución del área y se está gestionando ante la

NIOC el rembolso de los gastos/tarifas/intereses

incurridos en su exploración.

otras

Enap Sipetrol (UK) Limited, se encuentra en

proceso de cierre de sus operaciones, encontrándose

pendientes trámites administrativos para ello.

Sociedad Internacional Petrolera Enap Ecuador

S.A., constituida el 19 de julio de 2002, sin actividad

económica.

Enap Sipetrol S.A., Sucursal Venezuela, constituida

el 24 de junio de 1994, sin actividad económica.

14


HITOS DE LA GESTIÓN

Marcelo Tokman, Gerente General de ENAP.

El economista Marcelo Tokman Ramos asumió

como Gerente General de ENAP en reemplazo

de Julio Bertrand Planella. El ejecutivo también

cuenta con un Master y Ph. D. de la Universidad

de California, Berkeley, y fue Coordinador General

de Asesores y Jefe de Estudios de la Dirección de

Presupuesto del Ministerio de Hacienda, luego

fue nombrado como Ministro Presidente de la

Comisión Nacional de Energía y fue el primer

Ministro de la cartera de Energía, cuando ésta se

conformó en febrero de 2010.

Máximo Pacheco y Marcelo Tokman.

El convenio se firmó en el marco de la Agenda de

Energía del Gobierno y busca impulsar un uso más

eficiente de los recursos energéticos de ENAP, a

través de la promoción de la gestión energética

y la utilización de equipos eficientes. También

establece la difusión de proyectos exitosos

y de experiencias replicables para promover la

sustentabilidad energética y el desarrollo del

país. Entre los objetivos del acuerdo figura el

compromiso por parte de ENAP de mejorar

su desempeño energético, implementando

programas de mediano y largo plazo que recojan

las recomendaciones de auditorías energéticas

independientes, ejecutadas por consultoras

especializadas.

12 de mayo

Marcelo Tokman asume comoGerente General de ENAP

29 de julio

ENAP firma convenio de Eficiencia Energética con el Ministerio de Energía

15


Enap SIPEC opera en Ecuador desde enero de 2003.

Luego de cinco renegociaciones exitosas

con el estado ecuatoriano en los últimos años,

se marcó un hito trascendente en la vida de

ENAP en Ecuador (Enap SIPEC), tras alcanzar una

producción acumulada de 60 millones de barriles

de petróleo. Esta filial opera desde enero de

2003 los Campos Mauro Dávalos Cordero (MDC)

y Paraíso-Biguno-Huachito (PBH), ubicados en la

región Amazónica de ese país. El contrato suscrito

en ese entonces contemplaba la confirmación de

reservas, el desarrollo y la producción de petróleo

hasta alcanzar un volumen conjunto de 51 millones

de barriles. Para ello, desde 2003 a la fecha se

han invertido más de US$ 300 millones orientados

principalmente a actividades de sísmica, estudios,

obras civiles, perforación, facilidades, generación,

oleoductos y gestión ambiental y comunitaria.

Marcelo Tokman y Miguel Galuccio.

El Gerente General de ENAP, Marcelo Tokman,

y el presidente y CEO de yPf, Miguel Galuccio,

firmaron en las oficinas centrales de yPf en

Buenos Aires el acuerdo para extender la Unión

Transitoria de Empresas (UTE), que ambas

compañías comparten en partes iguales en

el Área Magallanes, en el sur de Argentina. La

extensión sienta las bases para la ejecución de un

importante proyecto gasífero, a implementarse

en etapas, destinando US$ 200 millones iniciales

de inversión, monto que se irá ampliando a medida

que se vayan concretando etapas posteriores

del proyecto. Este plan llevaría la producción de

gas desde los 2,4 millones de metros cúbicos día

(MM m3/d) actuales a unos 4 millones m3/d en los

próximos tres años.

26 de septiembre

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

17 de noviembre

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

16


Gestión del Talento

Se trabajó en la Gestión del Talento con foco en

identificar a los sucesores de los cargos críticos,

elaborar planes de desarrollo y estrategias de re-

tención. 16 personas de la Línea de Exploración y

Producción participaron de esta iniciativa, lo que

representa un 22,9% del total de personas evalua-

das durante 2014, en la cual se evaluó e identificó

el potencial de crecimiento individual y se validaron

acciones específicas de desarrollo a trabajar du-

rante 2015.

Además algunos de los participantes de la iniciati-

va con roles de jefatura, asistieron a un curso de

Liderazgo Estratégico, formulado especialmente

para disminuir algunas brechas identificadas en

éste ámbito.

Capacitación y Gestión del Conocimiento

La capacitación se focalizó en las competencias

técnicas de cada proceso, siendo éstas de carácter

nacional e internacional. Además se realizaron ac-

GESTIÓN DE PERSONAS Y ORGANIZACIÓN

tividades específicas para el desarrollo de habilida-

des de gestión y liderazgo dentro de las cuales cabe

destacar la realización del curso Negotiating and In-

fluencing for Senior Managers donde participó una

persona de la Gerencia de Portfolio. Se diferencia-

ron aquellas actividades de mayor criticidad con el

propósito de gestionar el conocimiento a través de

transferencias internas y/o gestión documental.

Competencias Técnicas Críticas

Durante el 2014 la gestión de personas estuvo

dirigida a desarrollar Competencias Técnicas me-

diante actividades de capacitación principalmente

internacionales, para dar sustento a la estrategia

de la Línea de Exploración y Producción respecto

a la incorporación de nuevas tecnologías. Dentro

de éstas se destacan las siguientes actividades

Hydraulic fracture Treatment Desing and Quality

Control, Microseismic Imaging of Hydraulic fractu-

ring: Improved Engineering of Unconventional Sha-

le Reservoirs, y el curso de Cuencas Emergentes

No Convencionales Latinoamericanas.

18


Durante 2014, el precio del petróleo crudo mar-

cador mundial Brent alcanzó un promedio de 99,4

dólares por barril (US$/bbl) en la Bolsa Interconti-

nental de Londres, disminuyendo así 8,6% con res-

pecto al promedio de 2013 (108,7 US$/bbl).

La baja en el precio del petróleo crudo en 2014, en

relación a 2013, se debió, en parte, al vigoroso au-

mento de la producción mientras que el crecimiento

de la demanda se fue debilitando a medida que se

avanzaba en el año, con una economía china mostran-

do indicadores de una desaceleración más rápida de

lo previsto mientras que en Europa el estancamiento

de la actividad económica hizo caer el consumo, lo

ENTORNO DEL NEGOCIO

que no logró ser compensado por mayor actividad

económica en Estados Unidos y Japón.

Así el precio que subió de 107,8 US$/bbl, a comien-

zos de enero, hasta un máximo anual de 115,1 US$/

bbl a mediados de junio, entró luego en una tenden-

cia descendente. Esta tendencia descendente se

aceleró a partir de octubre, cuando Arabia Saudita

y los demás exportadores del Golfo Pérsico deci-

dieron bajar sus precios oficiales para Asia y otros

mercados para mantener su participación de mer-

cado, abandonando su tradicional conducta de re-

ducción de la producción para sostener el precio. El

precio cerró el año a 57,3 US$/bbl.

Fuente: Intercontinental Exchange (ICE).

Precio diario BRENT (ICE) en 2014

US$/bbl

120

116

112

108

100

96

92

88

84

80

68

64

58

52

28/Ene 25/feb 25/Mar 22/abr 20/may 17/jun 15/jul 12/ago 09/sep 07/oct 4/nov 02/Dic 31/Dic

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

Isis irrumpe en el norte de Irak

Isis contenido;síntomas de desaceleración economía china

Agosto-Septiembre: sorpresiva alta producción de Libia y Nigeria

A. Saudta rebaja sus precios; la siguen otros productores del Golfo Pérsico

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

19


Evolución de oferta y demandamundiales

De acuerdo a estimaciones preliminares del De-

partamento de Energía de los Estados Unidos

(“Short Term Energy Outlook”, January 2015), en

2014 el consumo mundial de petróleo alcanzó los

91,4 millones de barriles por día (MM bpd), aumen-

tando 0,9 MM bpd con respecto a 2013. Con dicho

aumento, el consumo mundial de petróleo comple-

tó su quinto año de expansión desde la Gran Rece-

sión, acumulando un crecimiento de 6,3 MM bpd

en relación al nivel de 2009.

El crecimiento se debió al dinamismo del consu-

mo en las naciones en desarrollo, que aumentó

en 1,2 MM bpd, contrastando con la disminución

de 300.000 barriles por día (bpd) del consumo en

la Organización para la Cooperación y Desarrollo

Económico (OECD), afectada aún por los efectos

de la recesión en Europa y por un menor consu-

mo de Japón, que continuó retornando a operacio-

nes centrales eléctricas nucleares paralizadas en

2011, desplazando generación termoeléctrica con

petróleo.

Según la misma fuente, la oferta mundial de pe-

tróleo fue de 92,2 MM bpd en 2014, creciendo

en 2,0 MM bpd en relación al nivel observado en

2013. El aumento se explica principalmente por el

crecimiento de la oferta en Norteamérica (1,8 MM

bpd), gracias al desarrollo de la producción de pe-

tróleo no convencional (shale/tight oil) en Estados

Unidos, mientras que la OPEP mantuvo constante

su oferta y el resto del mundo aportó un creci-

miento de 200.000 bpd.

2014 2013 variación

Demanda 91,4 90,5 0,9

OECD 45,8 46,1 -0,3

No-OECD 45,6 44,4 1,2

oFERTA 92,2 90,2 2,0

Norteamérica 21,2 19,4 1,8

Resto No-OPEP 35,0 34,8 0,2

LGN y Condensados OPEP 6,1 6,1 0,0

Crudo OPEP 29,9 29,9 0,0

vARIACIÓN INvENTARIoS 0,8 -0,3

Fuente: Departamento de Energía, EE.UU., “Short Term Energy Outlook January 2015”

20


En el caso de la OPEP, la gran caída de la produc-

ción en Libia (-450.000 bpd) en 2014, logró ser

compensada completamente por mayor oferta de

Irak e Irán, registrándose cambios muy menores

en la producción de los demás países miembros.

El exceso de producción sobre consumo durante

2014 se tradujo así en una acumulación de inven-

tarios de 800.000 bpd a nivel mundial.

Precio del Petróleo Crudo: visióngeneral

Durante 2014, el precio del petróleo crudo mar-

cador mundial Brent alcanzó un promedio de 99,4

dólares por barril (US$/bbl) en la Bolsa Interconti-

nental de Londres, disminuyendo así 8,6% con res-

pecto al promedio de 2013 (108,7 US$/bbl).

La baja en el precio del petróleo crudo en 2014,

en relación a 2013, se debió, en parte, al vigoroso

aumento de la producción mientras que el creci-

miento de la demanda se fue debilitando a medida

que se avanzaba en el año, con una economía chi-

na mostrando indicadores de una desaceleración

más rápida de lo previsto mientras que en Europa

el estancamiento de la actividad económica hizo

caer el consumo, lo que no logró ser compensado

por mayor actividad económica en Estados Unidos

y Japón. Así el precio que subió de 107,8 US$/bbl,

a comienzos de enero, hasta un máximo anual de

115,1 US$/bbl a mediados de junio, entró luego en

una tendencia descendente. Esta tendencia des-

cendente se aceleró a partir de octubre, cuando

Arabia Saudita y los demás exportadores del Golfo

Pérsico decidieron bajar sus precios oficiales para

Asia y otros mercados para mantener su participa-

ción de mercado, abandonando su tradicional con-

ducta de reducción de la producción para sostener

el precio. El precio cerró el año a 57,3 US$/bbl.

Precio del Petróleo Crudo: evolución a lo largo del año

Desde enero y hasta comienzos de junio el precio

del Brent tuvo un comportamiento relativamente

estable, fluctuando en una banda de 106 a 110

US$/bbl. Pero a mediados de junio, la irrupción en

Irak desde Siria de una radical milicia armada isla-

mista, el ISIS (Estado Islámico en Irak y Siria), que

logró rápidos avances conquistando parte impor-

tante del norte de Irak, hizo escalar el precio hasta

un máximo de 115,1 US$/bbl, ante la perspectiva

de un colapso del gobierno iraquí.

Sin embargo hacia mediados de julio, contenido el

avance arrollador del ISIS, con inventarios crecien-

do sostenidamente y con las expectativas econó-

micas más pesimistas debido a la desaceleración

de China y el estancamiento de Europa, el precio

21


comenzó a debilitarse, invirtiendo de ascendente

a descendente su tendencia dominante. En agosto

y septiembre, importantes aumentos de la produc-

ción en Nigeria, Libia y Angola agudizaron la ten-

dencia declinante del precio del Brent, que cerró

septiembre a 94,7 US$/bbl.

En octubre, cuando se daba por descontado que la

OPEP –o al menos los países árabes del Gofo Pér-

sico– reducirían su producción para dar soporte

el precio, sorpresivamente Arabia Saudita anunció

una rebaja de los precios de noviembre para sus

clientes en el Asia, medida que fue replicada unos

días después por Irán y otros exportadores ára-

bes del Golfo Pérsico. Esta fue una potente señal

de que Arabia Saudita estaba dejando su tradicio-

nal rol de “productor bisagra” (swing producer) y

que el Reino, en un dramático cambio de política,

se había decidido por mantener su participación

de mercado. Las rebajas de los exportadores del

Golfo Pérsico se profundizaron al mes siguiente,

ampliándose a otros mercados, culminando el 27

de noviembre en Viena, en que la OPEP como un

todo acordó mantener su producción meta con-

junta en 30 MM bpd. Dado que no hubo bajas im-

portantes de la producción en el resto del mundo,

los inventarios continuaron creciendo y debilitando

el precio del Brent, que cayó a 85,9 US$/bbl a fi-

nes de octubre; a 70,2 US$/bbl a fines de noviem-

bre, para cerrar el año a 57,3 US$/bbl.

22


23


GESTIÓN DE INVERSIÓN Y FINANCIAMIENTO

INvERSIoNES

Argentina

La inversión en este país se concentró en:

Pampa del Castillo-la Guitarra

(Proyecto de Explotación. Enap Sipetrol es opera-

dor, con un 100% de participación).

Durante 2014 no se realizaron actividades de per-

foración, sólo se ejecutaron 15 reparaciones de

pozos (workover) y 11 mejoras extractivas.

Para el segundo semestre de 2015 se prevé la

perforación de 6 pozos de desarrollo y 12 repara-

ciones de pozos (workover).

Campamento Central-Cañadón Perdido

(Proyecto de Explotación. Enap Sipetrol tiene un

50% de participación).

Durante 2014 se perforaron 7 pozos de desarro-

llo con resultados positivos. Para 2015 se contem-

pla la perforación de 9 pozos y 8 reparaciones de

primaria.

Egipto


East Ras Qattara

(Proyecto de Explotación y Exploración. Enap Sipe-

trol es operador, con 50,5% de participación).

Durante 2014 se perforaron tres pozos de desa-

rrollo, Shahd-SE8, Al Zahraa-4 y Shahd-SE9, que

tuvieron resultados positivos. Además, concluyó la

perforación del pozo exploratorio Diaa-2 y se per-

foró un segundo pozo exploratorio, Shahd-4, todos

exitosos.

Para 2015 se prevé la perforación de 3 pozos

exploratorios y 1 pozo de desarrollo, junto con la

construcción de un oleoducto.

Ecuador


Mauro Dávalos Cordero (MDC)-Paraíso Biguno

Huachito Intracampos (PBHI)

24


(Proyecto de Explotación y Exploración. Enap SIPEC

es operador, con 100% de participación).

El proyecto de Recuperación Secundaria en el Blo-

que MDC finalizó el 26 de junio de 2013, con la fir-

ma en el campo del acta de entrega a la gerencia

de Producción, además de la documentación y pla-

nos. Durante el segundo semestre se ejecutaron

las actividades de instalación de equipos e instru-

mentos de monitoreo (SCADA).

El 30 de diciembre se firmó en el campo el acta de

entrega de la gerencia de Estrategia y Desarrollo

de Negocios a la gerencia de Producción del pro-

yecto SCADA.

En PBH durante el 2014 se realizó la perforación

de 2 pozos de desarrollo (Huachito-4 y Paraíso-24),

obteniéndose buenos resultados.

En el área Intracampos durante el 2014 finali-

zó la perforación del primer pozo exploratorio

(Inchi), la cual había comenzado en diciembre

de 2013 y se puso en pruebas prolongadas de

producción. Posteriormente, se continuó con la

perforación del segundo pozo exploratorio (Co-

pal), el cual fue cerrado debido al bajo aporte de

producción.

Para el año 2015 en PBH se considera la construcción

de facilidades y líneas de flujo. Mientras que en Intracam-

pos se contempla la perforación de 2 pozos de desarro-

llo y 3 pozos de avanzada.

Bloque 3 Jambelí

(Proyecto de Exploración. Enap Sipetrol es opera-

dor, con 100% de participación).

Consiste en la exploración del área ubicada en la

costa del Golfo de Guayaquil, en busca de nuevos

prospectos y reservas potenciales, principalmen-

te de petróleo.

El 8 de mayo de 2013 se inició la adquisición sísmi-

ca 2D off-shore con la empresa rusa Sevmorgeo,

siendo concluida durante el 2014.

Asimismo, se elaboró y analizó el estudio concep-

tual del desarrollo del bloque; se realizaron corri-

das de simulación de escenarios para evaluar el

bloque y se efectuó el recorrido marítimo en el

área para la evaluación de equipos.

25


FACTORES DE RIESGO DE MERCADO

Enap Sipetrol S.A. realiza directa, o en asociación

con terceros, fuera del territorio nacional, activi-

dades de exploración, explotación o beneficio de

yacimientos que contengan hidrocarburos.

Las actividades de Enap Sipetrol S.A. son reali-

zadas en dos segmentos, a) América Latina, que

incluye operaciones de exploración y explotación

de hidrocarburos, Argentina y Ecuador y b) Medio

Oriente y Norte de África (MENA), que incluye ope-

raciones de exploración y explotación de hidrocar-

buros en Egipto e Irán.

En ambos segmentos se constituyen filiales y su-

cursales para realizar las operaciones necesarias

del negocio de la sociedad según se señala a con-

tinuación:

A) EXPloTACIÓN

(a) área Magallanes - Argentina

Con fecha 4 de enero de 1991, Sociedad Interna-

cional Petrolera S.A. (luego de varias transforma-

ciones, hoy Enap Sipetrol Argentina S.A.) y yaci-

mientos Petrolíferos fiscales Sociedad del Estado

(luego de varias transformaciones, hoy yPf S.A.)

celebraron un contrato de Unión Transitoria de

Empresas (UTE), con el objeto de ejecutar trabajos

de desarrollo y explotación de hidrocarburos en

Área Magallanes, bloque ubicado en la boca orien-

tal del Estrecho de Magallanes, Argentina.

Enap Sipetrol Argentina S.A. como operador de

esta concesión, es responsable de ejecutar todas

las operaciones y actividades en esta área.

El plazo de duración de la relación contractual que

vincula a Enap Sipetrol Argentina S.A. e yPf S.A.

vence el 16 de agosto de 2016. yPf ha extendido

la concesión con la Provincia de Santa Cruz hasta

el 14 de noviembre del 2042. Por otro lado, ENAP

ha llegado a un acuerdo con yPf que le permitiría

continuar en la concesión como operador hasta el

año 2042.

(b) Campamento Central-Cañadón Perdido - Ar-

gentina

En diciembre de 2000, Enap Sipetrol S.A. (luego

Enap Sipetrol Argentina S.A.) firmó con yPf S.A. un

acuerdo a través del cual este último cede y trans-

fiere a Enap Sipetrol Argentina S.A. el 50% de la

concesión que yPf S.A. es titular para la explota-

ción de hidrocarburos sobre las áreas denomina-

das Campamento Central-Cañadón Perdido, en

la provincia de Chubut - República de Argentina,

que se rige por la Ley Nº 24.145 y sus normas

complementarias y reglamentarias, siendo yPf

S.A. quien realiza las labores de operador de

esta concesión.

Con fecha 26 de diciembre de 2013, yPf S.A. y

Enap Sipetrol Argentina S.A. obtuvieron de parte

de la provincia del Chubut la extensión de esta

26


concesión de explotación por 10

años con posibilidad de extensión

hasta el año 2047.

(c) Cam 2A Sur - Argentina

En decisión administrativa Nº 14

del 29 de enero de 1999, se adju-

dicó en favor de yPf y Enap Sipe-

trol Argentina S.A. el Permiso de

Exploración sobre el Área “Cuen-

ca Austral Marina 2/A SUR”

(CAM 2/A SUR). Con fecha 7 de

octubre de 2002, Enap Sipetrol

Argentina S.A. (Operador) e yPf

S.A. celebraron un Acuerdo de

Unión Transitoria de Empresas

(UTE), ubicada en las provincias

de Tierra del fuego.

La concesión de explotación tiene

un plazo de 25 años (vencimiento

2028), el cual puede ser extendido

por un plazo adicional de 10 años.

(d) East Ras Qattara - Egipto

En el marco del proceso de lici-

tación para el año 2002, abier-

to por la Compañía General

Petrolera Egipcia (EGPC) para

presentar ofertas para diver-

sos bloques en el Western De-

sert, la filial Sipetrol Internatio-

27


nal S.A., en conjunto con la empresa australiana

Oil Search Ltd., se adjudicó con fecha 16 de abril

de 2003, el Bloque East Ras Qattara.

El contrato se firmó el 30 de marzo de 2004 ante

el Ministerio de petróleo egipcio, con una participa-

ción de Sipetrol International S.A., sucursal Egipto,

del 50,5% (Operador) y de Oil Search Ltd., 49,5%.

En diciembre de 2007, se dio inicio a la etapa de

explotación y en agosto de 2008 la empresa aus-

traliana Oil Search Limited materializó la venta de

la totalidad de su participación a Kuwait Energy

Company.

Las actividades en el bloque han sido exitosas,

agregándose 9 descubrimientos a la fecha. Esto

ha permitido incrementar las reservas de crudo

en el área.

B) EXPloRACIÓN

(a) E2 (Ex CAM 3 y CAM 1) - Argentina

El Área CAM-1 (Cuenca Austral Marina 1) fue adju-

dicada 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 Minis-

terio 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 Atlán-

tico en la zona austral de Argentina y es contigua

a otras concesiones donde actualmente Enap Sipe-

trol Argentina S.A. explora y produce hidrocarburos.

Enap Sipetrol Argentina S.A. e yPf conformaron

una Unión Transitoria de Empresas (UTE), destina-

da a realizar exploraciones de hidrocarburos en

esta área y proceder a su explotación comercial

en caso que las exploraciones fueran exitosas.

Durante octubre de 2005 la Sociedad recibió una

comunicación de la Secretaría de Energía, me-

diante la cual informa a Enap Sipetrol Argentina

S.A. que el área de explotación CAM-1 sería regis-

trada a nombre de ENARSA (empresa propiedad

del Estado Nacional). Esto último sustentado en el

hecho que el área había sido adjudicada a Enap Si-

petrol Argentina S.A. e yPf S.A. durante 2003 por

la Secretaría de Energía, pero que se encontraba

pendiente la decisión administrativa del Poder Eje-

cutivo Nacional que la aprobará.

Con fecha 26 de septiembre de 2006, se suscri-

bió un convenio de asociación entre ENARSA, Enap

Sipetrol Argentina S.A. e yPf S.A. mediante el cual

las partes acordaron suscribir un contrato de UTE,

cuya participación de cada uno es de un 33,33%.

ENARSA, como titular del área CAM 1 (en adelante

E2), aporta este bloque y Enap Sipetrol Argentina

S.A., en conjunto con yPf S.A., aportan el bloque

CAM 3. formalmente Enap Sipetrol y Repsol yPf

revirtieron el bloque CAM 3 a la Secretaría de

Energía para su posterior adjudicación por parte

de ésta al nuevo consorcio.

28


En el marco del convenio celebrado entre ENAR-

SA, yPf S.A. y Enap Sipetrol Argentina S.A. para la

exploración, desarrollo y eventual explotación con-

junta de la nueva área E2, la Secretaría de Energía

aceptó transferir a ENARSA el área CAM-3, la cual

junto con la ex área CAM-1 integra la mencionada

área E2, objeto del convenio. Asimismo, la Secreta-

ría de Energía aceptó compensar las inversiones

pendientes comprometidas en el área CAM-3 con

el compromiso de perforar un segundo pozo de ex-

ploración dentro de la nueva área E2.

Las partes suscribieron con fecha 30 de junio de

2008, el Contrato de Unión Transitoria de Empre-

sas para la Exploración y Explotación de Hidrocar-

buros en el Área E2, a fin de regular los derechos

y obligaciones entre Enap Sipetrol Argentina S.A.,

yPf S.A. y Energía Argentina S.A. (ENARSA) en su

calidad de socios y coparticipes en la exploración y

explotación del área E2.

El plazo de duración de esta UTE vence el 25 de

septiembre de 2023

(b) Bloque Mehr – Irán

En 2001, Enap Sipetrol S.A., a través de su filial Si-

petrol International S.A., adquirió el 33% de partici-

pación en el Contrato de Servicios de Exploración

del Bloque Mehr ubicado en Irán, en sociedad con

las empresas Repsol yPf y OMV, siendo esta últi-

ma su operadora.

Con fecha 30 de junio de 2007, la National Iranian

Oil Company (NIOC) declaró la comercialidad de un

descubrimiento efectuado en el Bloque denomina-

do Band-e-Karkheh, lo que dio inicio a la negocia-

ción del plan de desarrollo y contrato respectivo.

En diciembre de 2008, al no ser económicamente

viable para las empresas los términos y condicio-

nes del plan de desarrollo negociadas con la NIOC,

se decidió unánimemente no continuar con la eta-

pa de desarrollo del descubrimiento pero reser-

vándose el derecho a exigir reembolso de los gas-

tos incurridos en la etapa de exploración más una

tarifa por los servicios, conforme lo establece el

contrato de servicios de exploración.

No obstante lo señalado, aplicando un criterio pru-

dencial, la filial Enap Sipetrol International S.A., cons-

tituyó en diciembre de 2008 una provisión por el va-

lor de la inversión que ascendió a US$27,2 millones.

Actualmente el Consorcio se encuentra gestionando

ante la NIOC la devolución de los gastos exploratorios

invertidos en el Bloque Mehr, así como el pago de una

tarifa por los servicios de exploración de acuerdo con

lo establecido en el contrato respectivo

29


Resultados

Enap Sipetrol S.A., alcanzó una utilidad en el ejer-

cicio ascendente a US$ 115 millones, al igual que

el resultado obtenido al 31 de diciembre de 2013.

Por otra parte, el EBITDA generado al 31 de di-

ciembre de 2014 alcanzó a US$ 266 millones, lo

que se compara con el generado en 2013, que as-

cendió a US$ 276 millones.

El patrimonio de Enap Sipetrol S.A. llega a US$ 576

millones al cierre de diciembre de 2014.

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

Bruto queda descrito por: a) mayor Lifting Cost

en Argentina principalmente, lo que no alcanza a

compensar b) mayores ingresos en Egipto como

consecuencia del éxito de la campaña de explora-

ción en el activo East Ras Qattara en 2014, con in-

crementos de un 24% en los niveles de producción

respecto de 2013.

Estado de resultados:

INGRESOS DE ACTIVIDADES ORDINARIAS

Los ingresos de actividades ordinarias totales con-

solidados alcanzaron a US$ 576 millones al 31 de

diciembre de 2014, los cuales se comparan con

US$ 569 millones en 2013.

Los ingresos por venta en Enap Sipetrol S.A.se

incrementaron en US$ 7 millones principalmen-

te por mayores ingresos por venta de crudo en

Egipto. En Egipto los ingresos se incrementaron

en US$ 10 millones respecto al 31 de diciembre

de 2013, lo cual se explica principalmente por el

incremento por producción de crudo en Egipto de

un 24%.

En Sipetrol la producción total alcanzó los 14,7 mi-

llones de barriles equivalentes (BOE), superior a los

14,1 millones de barriles equivalentes (BOE) produ-

cidos al 31 de diciembre de 2013. Asimismo, la pro-

SÍNTESIS DE RESULTADOS

30


ducción de petróleo se incrementó de 11,8 millones

de barriles equivalentes producidos el año 2013, a

12,3 millones de barriles equivalentes producidos

el año 2014. Este aumento se concentra en Egipto,

debido a los buenos resultados de la campaña de

perforación realizada en el 2014. Por otro lado, la

producción de gas en Argentina tuvo un aumento

respecto del año 2013 con 2,4 millones de barriles

equivalentes (BOE) para el año 2014.

COSTOS DE VENTAS

Los costos de ventas de Enap Sipetrol S.A., al 31

de diciembre de 2014 aumentaron en US$ 28 mi-

llones, representando un 67% del ingreso de ven-

ta por actividades ordinarias superior a al 63% del

año anterior.

El mayor costo se ve reflejado principalmente en

Argentina por incremento en el lifting cost.

MARGEN BRUTo

Al 31 de diciembre de 2014 hubo una disminución

en el margen bruto respecto a 2013 de US$ 22

millones (10,0%), principalmente por mayores cos-

tos de venta (7,8%), en tanto el aumento en los in-

gresos de actividades ordinarias sólo alcanzó un

aumento de un 1,2%.

vARIACIoNES oTRoS RUBRoS

La disminución de US$ 9 millones en Otros gas-

tos por función corresponde a un efecto en parte

compensado entre a la disminución en la cuenta

Estudios geológicos y geofísicos por US$ 16 millo-

nes principalmente en la sucursal Ecuador, debido

a los estudios de sísmica 3D realizados en el Blo-

que 3J durante el 2013 y el aumento en la cuenta

Pozos secos de exploración y abandonos por US$

4 millones entre otros.

Las Diferencias de cambio presentaron una varia-

ción negativa de US$ 6 millones respecto a 2013

principalmente en la cuenta efectivo y equivalente

al efectivo.

Los Costos financieros presentaron una disminu-

ción de US$ 4 millones respecto al ejercicio 2013

al pasar de US$ 7 millones al 31 de diciembre

de 2013 a US$ 3 millones al 31 de diciembre de

2014. Por otra parte los Ingresos financieros tu-

vieron un aumento de US$ 4 millones en compara-

ción al ejercicio 2013.

El aumento de US$ 2 millones de otros ingresos

por función corresponde principalmente a un re-

verso extraordinario de provisión de pozos secos

exploratorios en Ecuador.

El rubro impuesto a la renta reflejó un gasto de

US$ 26 millones al 31 de diciembre de 2014, lo

que se compara con los US$ 40 millones al 31 de

diciembre de 2013.

ACTIvoS

Al 31 de diciembre del 2014 el total de activos

presenta un aumento de US$ 180 millones con

relación al existente al 31 de diciembre de 2013.

Este aumento se genera principalmente por las

variaciones experimentadas en los saldos de los

siguientes rubros:

• Las Cuentas por cobrar a entidades relaciona-

das, no corriente aumentan en US$ 108 millo-

nes (372,4%) principalmente debido a una posi-

ción excedentaria de caja enviados a la Matriz.

• Las propiedades, plantas y equipos que aumen-

tan en US$ 74 millones (15,9%) principalmente

por US$ 194 millones de adiciones en el ejerci-

cio, que se compensa en parte por una depre-

ciación de US$ 109 millones.

31


Compensado principalmente por:

• La cuenta Deudores comerciales y otras cuen-

tas por cobrar corrientes que disminuye des-

de los US$ 145 millones al 31 de diciembre de

2013 a US$ 99 millones al 31 de diciembre de

2014 (31,7%).

PASIvoS

Al 31 de diciembre de 2014 los pasivos en su con-

junto disminuyeron en US$ 49 millones (13,1%) con

relación a los pasivos vigentes al 31 de diciembre de

2013. Las principales variaciones corresponden a:

• Disminución de cuentas por pagar a entida-

des relacionadas corrientes por US$ 117

millones (97,5%) dado que esta cuenta re-

conoce el dividendo por pagar a la Matriz

de los resultados devengados al 31 de di-

ciembre de 2013.

Compensado por:

• El aumento en Otros pasivos financieros no co-

rrientes de US$ 58 millones (207,1%) produc-

to principalmente de la obligación contraída

con yPf por la extensión de la concesión del

Bloque Área Magallanes por US$ 86 millones

(no corriente), compensado por disminución de

capital asociado a la obligación con Bladex por

US$27 millones.

PATRIMoNIo

El patrimonio aumenta desde los US$ 347 mi-

llones del 31 de diciembre de 2013, a US$ 576

millones al 31 de diciembre de 2014, producto

del resultado del ejercicio de US$ 115 millones,

más la capitalización del resultado del año 2013

por US$ 115 millones acordada en la Junta Ex-

traordinaria realizada con fecha 30 de junio de

2014.

33


PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO

El volumen de petróleo producido por Enap Sipe-

trol S.A. fue de 12,2 millones de barriles, cifra que

representa un aumento de un 4,2% respecto del

año anterior. Este aumento se explica por el mayor

aporte de producción debido a la exitosa campaña

de perforación de Egipto. Sin embargo, este au-

mento se ve contrarrestado por Ecuador, donde

se obtuvo una menor producción de un 4,5% res-

pecto de 2013, debido al menor aporte del Bloque

Mauro Dávalos Cordero (MDC), a raíz de la declina-

ción natural del yacimiento. Asimismo, en Argenti-

na existe una menor producción de un 1,4% versus

2013, debido a la declinación por menor actividad

en Pampa del Castillo (PDC) en espera del acuerdo

de prórroga de extensión y en Campamento Cen-

tral Cañadón Perdido (CCCP) por declinación.

1.200

1.000

800

600

400ENE fEB MAR ABR MAy JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

Mb

bls

PETRÓLEO SIPETROL (MBBLS)

PRoDUCCIÓN MENSUAl DE PETRÓlEo DE ENAP SIPETRol (EN MIlES DE BARRIlES)

Fuente: Gerencia E&P de ENAP.

1.0841.0481.0441.0241.0361.0291.044

9841.008

900

1.002 1.039

34


En línea con el mandato establecido en el Plan Es-

tratégico de ENAP, Enap Sipetrol S.A. concentra

sus actividades de exploración y producción en

América Latina y Norte de África, específicamen-

te en Argentina, Ecuador y Egipto.

Argentina

La filial Enap Sipetrol Argentina actúa como opera-

dor, con el 50% de participación, en las concesio-

nes de explotación en el yacimiento Área Magalla-

nes y en CAM 2/A Sur (Lote Poseidón), y también

como operador con el 33,33% en el permiso de

exploración E2 (ex CAM-1 y CAM-3); todas en la

Cuenca Austral Marina.

Producción de gas natural

La producción de gas natural de Enap Sipetrol

S.A. alcanzó 409 millones de metros cúbicos

(2.404.765 barriles equivalentes), con un aumen-

to de 1,7% respecto de 2013. Este aumento se

explica por mayor eficiencia operacional en Área

Magallanes.

SÍNTESIS POR PAÍSESEn la Cuenca del Golfo San Jorge, es titular y ope-

rador del 100% de la concesión de explotación

Pampa del Castillo-La Guitarra. Además, participa

como socio no operador, con el 50% en la conce-

sión de explotación de Campamento Central-Ca-

ñadón Perdido, donde el operador es yPf.

Durante el 2014 se continuaron con las activida-

des de perforación en Campamento Central – Ca-

ñadón Perdido y se avanza en el desarrollo de la

zona Bella Vista Sur donde se incorporaron nue-

vos pozos con caudales de producción extraordi-

narios. En Pampa del Castillo, el desarrollo estuvo

focalizado en la recuperación secundaria y se rea-

lizaron intervenciones con equipos de Workover.

Fuente: Gerencia E&P de ENAP.

Produccón de petróleo y gas de Enap Sipetrol 2013 y 2014

País

2013 2014 variación 2014/2013

Petróleo(MBBlS)

Gas(MBoE)

Total (MBBlS)

Petróleo (MBBlS)

Gas(MBoE)

Total (MBBlS)

Petróleo Gas Total

Argentina 3.870,2 2.363,8 6.234,0 3.814,9 2.404,8 6.219,6 -1,4% 1,7% 0,2%

Ecuador 4.664,7 - 4,664,7 4.453,6 - 4.453,6 -4,5% - -4,5%

Egipto 3.218,3 - 3.218,3 3.974,5 - 3.974,6 23,5% - 23,5%

E&P Internacional 11.753,2 2.363,8 14.117,0 12.243,1 2.404,8 14,647,9 4,2% 1,7% 3,8%

35


En Área Magallanes, se ejecutaron tareas orienta-

das a mejorar la confiabilidad operacional.

El Sistema de Gestión de Integridad Operacional

(SGIO), implementado en Enap Sipetrol Argentina

en 2012, se encuentra operativo. Dicho sistema

ha contribuido a mejorar los resultados del ne-

gocio y a gestionar el riesgo de seguridad de las

personas, del medio ambiente y de los procesos e

instalaciones en las operaciones de esta filial.

En cuanto a cuestiones comerciales, el precio del

gas registró una evolución positiva y continua vi-

gente el “Programa de Estímulo a la Inyección Ex-

cedente de Gas Natural”, por el cual, se prevé el

pago de un valor de US$7,5/MMbtu para el gas

inyectado al sistema por encima de una curva de

producción base. Producto de una fuerte devalua-

ción del peso argentino frente al dólar en el mes

de enero de 2014, se estableció un sendero de

precios de venta a mercado local hasta el mes de

mayo con el fin de mitigar el impacto que dicha de-

valuación tendría en el precio de los combustibles.

El efecto negativo en los ingresos por ventas se vio

más que compensado por una mejora sustancial

en los costos medidos en dólares. Una vez finali-

zado el sendero, los precios locales mantuvieron

una evolución positiva hasta finales del 2014. Sin

embargo, a partir de fuerte la baja del precio in-

ternacional registrada entre fines de 2014 y prin-

cipios de 2015, y con el fin de mantener el nivel de

inversiones en el sector, el gobierno nacional esta-

bleció nuevos precios de venta a mercado local en

función de la cotización del Ice Brent y que implican

una reducción de hasta un 10% para los niveles

más bajos aunque estos precios locales continúan

siendo más altos que el internacional. Además, se

han reducido al mínimo las alícuotas de derechos

de exportación para niveles de Ice Brent por deba-

jo de los US$/bbl 70, como también se establecen

mecanismos de incentivos para incrementos de

producción y para exportadores. Se avanza con

plan de acción focalizado en la racionalización y op-

timización de costos, de forma de amortiguar el

impacto ocasionado por la coyuntura actual.

Con respecto a la extensión de concesiones, el

status actual por bloque es el siguiente:

En Área Magallanes (AM) se firmó Acuerdo Vincu-

lante para extensión del contrato de asociación

con yPf.

En Pampa del Castillo (PDC) aún no se ha cerrado

acuerdo de prórroga de concesión con la provincia

de Chubut.

En Área Campamento Central-Cañadón Perdido

(CCCP), área que se comparte en porcentajes

iguales con yPf S.A., en diciembre de 2013 se

firmó prórroga de concesión con la provincia de

Chubut.

área Magallanes Argentina

La producción de Enap Sipetrol Argentina, en el

yacimiento Área Magallanes, totalizó 921.282 ba-

rriles de petróleo y 408,57 millones de metros cú-

bicos de gas natural (2.404.765 barriles equivalen-

tes), lo cual arroja una producción total agregada

de 3,3 millones de barriles equivalentes (BOE).

Estos resultados presentan un aumento respecto

de 2013, debido a eficiencias operacionales la pla-

taforma AM-2.

36


CAM 2/A Sur

La plataforma Poseidón, con la que cuenta el Área

CAM 2/A Sur, se encuentra sin producir desde di-

ciembre de 2010. Al respecto, luego de realizar los

estudios del caso, junto con el socio yPf, se decidió

la reversión del Área CAM 2/A Sur a la provincia

de Tierra del fuego, para lo cual se iniciaron las

gestiones con yPf y la propia provincia. Durante

2014, impulsado por la mejora en los precios del

gas y la vigencia del programa estímulo a la inyec-

ción excedente se avanzó con estudios de evalua-

ción de factibilidad de perforación al casquete de

gas con el fin de poner en valor los recursos gasí-

feros remanentes en el área.

área E2 (EX CAM-1/CAM-3)

Durante 2014 se finalizaron algunos estudios

para Área E2 (Ex CAM-1/CAM-3). Enap Sipetrol

Argentina es operadora del Área E2, en la Cuenca

Austral Marina (CAM), en virtud del convenio de

asociación (firmado en septiembre de 2006) con

la compañía estatal argentina Energía Argentina

Sociedad Anónima (ENARSA) y con yPf, ratifican-

do el acuerdo previamente suscrito en febrero de

2006. Posteriormente, suscribió el Contrato de

Unión Transitoria de Empresas E2, que regula la

relación de las empresas que participan en esta

alianza y ratifica a Enap Sipetrol Argentina como

operadora del Área E2.

Pampa del Castillo-la Guitarra

La producción de Enap Sipetrol Argentina en el

yacimiento Pampa del Castillo-La Guitarra, alcan-

zó los 1,7 millones de barriles, un 1,5% menor a

la obtenida en 2013, debido a la declinación de la

curva básica de producción, ocasionada por me-

nor actividad a la espera del acuerdo de prórroga

de concesión del bloque.

Durante 2014 no se realizó inversión en perfora-

ción, sólo se ejecutaron 15 reparaciones de pozos

(workover) y 11 mejoras extractivas.

Campamento Central-Cañadón Perdido

La producción de Enap Sipetrol Argentina en el

yacimiento Campamento Central-Cañadón Perdi-

do, totalizó 1,2 millones de barriles de petróleo

crudo, lo que representa una disminución de un

2,3% respecto de lo producido en 2013, debido

a la declinación natural del yacimiento, lo cual no

pudo ser contrarrestado por el aporte de nuevos

pozos que entraron en producción el último tri-

mestre del año 2014.

Durante el año 2014 se perforaron 7 pozos de de-

sarrollo, los cuales fueron todos productores y 22

reparaciones de pozos (workover).

38


Ecuador

Continua el posicionamiento de Enap SIPEC a tra-

vés de los avances en las áreas exploratorias (Blo-

que 3 Jambelí e Intracampos), así como en los blo-

ques que han venido siendo explotados desde hace

10 años, Mauro Dávalos Cordero (MDC) y Paraíso

Biguno Huachito Intracampos (PBHI).

Actividad exploratoria

En el Bloque 3 Jambelí, el 8 de mayo de 2013 inició

la adquisición sísmica 2D off-shore con la empresa

rusa Sevmorgeo, siendo concluida durante el 2014.

Asimismo, se elaboró y analizó el estudio concep-

tual del desarrollo del bloque; se realizaron corri-

das de simulación de escenarios para evaluar el

bloque y se efectuó el recorrido marítimo en el

área para la evaluación de equipos.

En tanto, en el área Intracampos durante el 2014

finalizó la perforación del primer pozo explorato-

rio (Inchi), la cual había comenzado en diciembre

de 2013 y se puso en pruebas prolongadas de

producción. Posteriormente, se continuó con la

perforación del segundo pozo exploratorio (Co-

pal), el cual fue cerrado debido al bajo aporte de

producción.

Actividad de desarrollo y explotación

El proyecto de Recuperación Secundaria en el Blo-

que MDC finalizó el 26 de junio de 2013, con la fir-

ma en el campo del acta de entrega a la gerencia

de Producción, además de la documentación y pla-

nos. Durante el segundo semestre se ejecutaron

las actividades de instalación de equipos e instru-

mentos de monitoreo (SCADA). El 30 de diciembre

se firmó en el campo el acta de entrega de la ge-

rencia de Estrategia y Desarrollo de Negocios a la

gerencia de Producción del proyecto SCADA.

Durante el 2014 se realizó la perforación de 2 po-

zos de desarrollo (Huachito-4 y Paraíso-24), obte-

niéndose buenos resultados.

La producción de ambos yacimientos (MDC y PBHI)

alcanzó los 4,5 millones de barriles durante 2014,

lo que marcó una disminución de un 4,5% respec-

to del año anterior, explicado por la declinación na-

tural del bloque MDC.

Egipto

Enap Sipetrol es el operador de la producción de

bloque East Ras Qattara, con una participación de

50,5%, en sociedad con Kuwait Energy, que tiene el

49,5% restante.

El volumen de crudo producido por Enap Sipetrol

Egipto fue de 3,98 millones de barriles, cifra supe-

rior en un 23,8% respecto de 2013, como resulta-

do de la exitosa campaña de perforación de 2014,

la que fue reanudada a comienzos del 2013, luego

de la obtención de los permisos militares, lo que ha

contribuido a aumentar la capacidad productora

del campo Shahd SE&Al Zahra.

El escenario de Egipto ha continuado estando

marcado por importantes cambios políticos. Sin

embargo, dado el complejo entorno político, eco-

nómico y social, la industria del petróleo no se vio


afectada y las operaciones de Enap Sipetrol Egipto

y Petroshahd se desarrollaron con normalidad.

Asimismo, Enap Sipetrol Egipto logró obtener US$

153,8 millones, correspondiente a pagos de la fac-

turación de crudo por parte de la empresa estatal

de Egipto, con una desviación positiva de un 9% en

comparación con lo esperado para 2014.

finalmente, el cierre de 2014 para Enap Sipetrol

fue exitoso en cuanto a resultados de ingresos

netos, por el comportamiento positivo de la pro-

ducción.

Bloque East Ras Qattara

Enap Sipetrol es el operador de la producción de

bloque East Ras Qattara, con una participación de

50,5%, en sociedad con Kuwait Energy, que tiene

el 49,5% restante.

En el bloque East Ras Qattara se han realizado diver-

sos descubrimientos desde 2007 a la fecha, en con-

junto con Petroshahd, la compañía operadora aso-

ciada en la modalidad joint venture con Enap Sipetrol.






exitosos.

40


PROVEEDORES Y CLIENTES

Los principales proveedores de Enap Sipetrol S.A.

corresponden al rubro de servicios petroleros y

a compañías dedicadas a la venta de materiales

para la exploración y desarrollo de yacimientos de

hidrocarburos.

En Argentina, los principales proveedores son:

Skanska S.A., SP Argentina S.A., San Antonio Int.

S.A.; Sodexho Argentina S.A., Bahía Grande LN S.A.,

DAP Helicópteros Argentina S.A.

Los principales clientes de Enap Sipetrol S.A. en

Argentina son: yPf S.A.; Shell C.A.P.S.A.; Oil Com-

bustibles S.A. y Axion Energy.

El principal cliente en Egipto es: Egyptian General

Petroleum Corporation (EGPC).

Los principales proveedores en Ecuador son: Wea-

therford South America GMBH, Helmerich & Pa-

yne de Ecuador Inc., Tuscany International Drilling

INC, Schlumberger del Ecuador S.A., Tenaris Global

Services Ecuador S.A., Seguridad Nacional y Pro-

fesional Senapro, Baker Petrolite del Ecuador S.A.,

Tecfood Servicios de Alimentación S.A., Equitra-

mcor Cia. Ltda., Erazo Constructores S.A., y Repre-

sentaciones Comerciales Arcolands Cía. Ltda.

El principal cliente en Ecuador es la Secretaría de

Hidrocarburos de Ecuador.

Dentro de los principales proveedores y clientes

de Enap Sipetrol S.A. se encuentra nuestro accio-

nista mayoritario, Empresa Nacional del Petróleo

(ENAP).

41


SEGUROS

Durante el año 2014, Enap Sipetrol S.A., a través

de los programas de seguros corporativos contra-

tados por ENAP, que incluyen pólizas de Incendio y

Responsabilidad Civil, mantuvo cubierta sus insta-

laciones, edificios, maquinarias, existencias y otros

riesgos derivados de la operación. Las respectivas

pólizas estuvieron contratadas con las asegura-

doras ACE Seguros S.A. y Compañía de Seguros

Generales Penta Security S.A.

Adicionalmente, para sus trabajadores y ejecuti-

vos, mantuvo suscrito un contrato de seguro de

Salud Catastrófico con Euroamerica Seguros de

Vida S.A.

43


área Magallanes. Argentina

Con fecha 4 de enero de 1991, Sociedad Interna-

cional Petrolera S.A. (luego de varias transforma-

ciones, hoy Enap Sipetrol Argentina S.A.) y yaci-

mientos Petrolíferos fiscales Sociedad del Estado

(luego de varias transformaciones, hoy yPf S.A.)

celebraron un contrato de Unión Transitoria de

Empresas (UTE), con el objeto de ejecutar trabajos

de desarrollo y explotación de hidrocarburos en

Área Magallanes, bloque ubicado en la boca orien-

tal del Estrecho de Magallanes, Argentina.

Enap Sipetrol Argentina S.A. como operador de

esta concesión, es responsable de ejecutar todas

las operaciones y actividades en esta área.

En el año 2014 se firmó Acuerdo Vinculante para

extensión del contrato de asociación con yPf.

Campamento Central - Cañadón Perdido.Argentina

En diciembre de 2000, Enap Sipetrol Argentina

S.A. suscribió con yPf S.A. un acuerdo a través del

cual ésta última cedió y transfirió a Enap Sipetrol

Argentina S.A. el 50% de la concesión que yPf

S.A. era titular para la explotación de hidrocarbu-

ros sobre las áreas denominadas Campamento

Central-Cañadón Perdido, provincia de Chubut-Re-

pública de Argentina, regidas por la Ley Nº24.145

y sus normas complementarias. yPf S.A. es quien

realiza las labores de operador en esta concesión.

Durante el 2013 yPf S.A. y Enap Sipetrol Argentina

S.A. obtuvieron de parte de la provincia del Chubut

la extensión de esta concesión de explotación has-

ta el 14 de noviembre del año 2047.

Cam 2 A Sur. Argentina

Mediante decisión administrativa Nº14 del 29 de

enero de 1999, se adjudicó en favor de yPf S.A. y

Enap Sipetrol Argentina S.A. el Permiso de Explo-

ración sobre el Área “Cuenca Austral Marina 2/A

SUR” (CAM 2/A Sur). Con fecha 7 de octubre de

2002, Enap Sipetrol Argentina S.A. e yPf S.A. cele-

braron el respectivo Acuerdo de Unión Transitoria

de Empresas (UTE), designándose a la Sociedad

como operadora del área CAM 2/A Sur ubicada

en las provincias de Tierra del fuego, Antártida e

Islas del Atlántico Sur y Santa Cruz.

La plataforma Poseidón, con la que cuenta el Área

CAM 2/A Sur, se encuentra sin producir desde di-

ciembre de 2010. Al respecto, luego de realizar los

estudios del caso, junto con el socio yPf, se decidió

la reversión del Área CAM 2/A Sur a la provincia

de Tierra del fuego, para lo cual se iniciaron las

gestiones con yPf y la propia provincia. Durante

2014, impulsado por la mejora en los precios del

NEGOCIOS EN ALIANZA CON OTRAS EMPRESAS

44


gas y la vigencia del programa estímulo a la inyec-

ción excedente se avanzó con estudios de evalua-

ción de factibilidad de perforación al casquete de

gas con el fin de poner en valor los recursos gasí-

feros remanentes en el área.

East Ras Qattara. Egipto

En el marco del proceso de licitación de concesio-

nes de exploración y explotación de hidrocarburos

del año 2002, abierto por la Compañía General

Petrolera Egipcia (EGPC) a objeto de adjudicar di-

versos bloques en el Western Desert, la filial Sipe-

trol International S.A., en conjunto con la empresa

australiana Oil Search Ltd., se adjudicó con fecha

16 de abril de 2003, el bloque East Ras Qattara.

El contrato se firmó el 30 de marzo de 2004 ante

el ministerio del Petróleo egipcio, con una partici-

pación del 50,5% (Operador) de Sipetrol Internatio-

nal S.A., sucursal Egipto, y del 49,5% restante de

Oil Search Ltd.

En el bloque East Ras Qattara se han realizado di-

versos descubrimientos desde 2007 a la fecha, en

conjunto con Petroshahd, la compañía operadora

asociada en la modalidad joint venture con Enap

Sipetrol.






exitosos.

Exploración de Hidrocarburos:

El detalle de los proyectos de exploración de Enap

Sipetrol S.A. es el siguiente:

Proyecto Paísoperador/ Prestador

del servicio

Porcentaje participación

Enap Sipetrol S.A.31.12.14

%

31.12.13

%

Área Magallanes ArgentinaEnap Sipetrol

Argentina S.A.50 50

Campamento Central-

Cañadón PerdidoArgentina yPf S.A. 50 50

CAM2A Sur ArgentinaEnap Sipetrol

Argentina S.A.50 50

East Ras Qattara EgiptoPetroshad

(Join Ventury Company50,50 50,50

45


E2 ( Ex CAM 3 y CAM 1). Argentina

El Área Cuenca Austral Marina 1 (CAM-1) fue ad-

judicada con fecha 4 de septiembre de 2003 a

las empresas Enap Sipetrol Argentina S.A. e yPf

S.A., por la Secretaría de Energía del Ministerio de

Planificación federal, Inversión Pública y Servicios,

aceptada la oferta realizada por las empresas du-

rante el Concurso Público Internacional convocado

para esta concesión.

El área se encuentra ubicada en el océano Atlán-

tico en la zona austral de Argentina, y es contigua

a otras concesiones donde actualmente Enap Sipe-

trol Argentina S.A. explora y produce hidrocarburos.

Enap Sipetrol Argentina S.A. e yPf conformaron

una Unión Transitoria de Empresas (UTE), destina-

da a realizar exploraciones de hidrocarburos en

esta área y proceder a su explotación comercial

en caso que las exploraciones fueran exitosas.

Durante 2014 se finalizaron algunos estudios

para Área E2 (Ex CAM-1/CAM-3). Enap Sipetrol

Argentina es operadora del Área E2, en la Cuenca

Austral Marina (CAM), en virtud del convenio de

asociación (firmado en septiembre de 2006) con

la compañía estatal argentina Energía Argentina

Sociedad Anónima (ENARSA) y con yPf, ratifican-

do el acuerdo previamente suscrito en febrero de

2006. Posteriormente, suscribió el Contrato de

Unión Transitoria de Empresas E2, que regula la

relación de las empresas que participan en esta

alianza y ratifica a Enap Sipetrol Argentina como

operadora del Área E2.

Bloque Mehr. Irán

En 2001, Enap Sipetrol S.A., a través de su filial Sipe-

trol International S.A., adquirió el 33% de participa-

ción en el Contrato de Servicios de Exploración del

Bloque Mehr ubicado en Irán, constituyéndose un

consorcio con las empresas Repsol yPf y OMV, asu-

miendo esta última como operadora del contrato.

Con fecha 30 de junio de 2007, la National Iranian

Oil Company (NIOC) declaró la comercialidad de un

descubrimiento efectuado en el Bloque denominado

Band-e-Karkheh, lo que dio inicio a la negociación del

plan de desarrollo y contrato respectivo. En diciem-

bre de 2008, al no ser económicamente viable para

las empresas los términos y condiciones del plan

de desarrollo negociadas con la NIOC, el consorcio

decidió unánimemente no continuar con la etapa de

desarrollo del descubrimiento pero reservándose

el derecho a exigir reembolso de los gastos incurri-

dos en la etapa de exploración más una tarifa por

los servicios, conforme lo establece el contrato de

servicios de exploración.

No obstante lo señalado y aplicando un crite-

rio prudencial, la filial Sipetrol International S.A.,

constituyó en diciembre de 2008 una provi-

sión por el valor de la inversión que ascendió a

US$27,2 millones.

Actualmente el consorcio se encuentra gestionan-

do ante la NIOC el reembolso de los gastos explo-

ratorios invertidos en el Bloque Mehr, así como el

pago de una tarifa por los servicios de exploración

de acuerdo con lo establecido en el contrato de


46


otros negocios

El detalle de otros proyectos de exploración y ex-

plotación de Enap Sipetrol S.A., es el siguiente:

Pampa del Castillo-La Guitarra. Argentina

Con fecha 25 de septiembre de 2001, Pecom

Energía S.A., cedió a Enap Sipetrol Argentina S.A. el

100% de los derechos de la concesión de explota-

ción del área hidrocarburífera denominada Pampa

del Castillo-La Guitarra, localizada en la provincia

de Chubut, Argentina.

Aún no se ha cerrado acuerdo de prórroga de con-

cesión con la provincia de Chubut

Paraíso Biguno Huachito Intracam-pos (PBHI) y Mauro Dávalos Cordero (MDC). Ecuador

Con fecha 7 de octubre de 2002, se firmó un con-

trato de prestación de servicios con la Empresa

de Petróleos del Ecuador –PETROECUADOR-y su fi-

lial la Empresa Estatal de Exploración y Producción

de Petróleos del Ecuador –Petroproducción-, para

explotar y desarrollar los campos Paraíso Biguno

Huachito (PBH) y Mauro Dávalos Cordero (MDC),

ubicados en la cuenca oriente de Ecuador. Por

medio de este contrato de servicios específicos,

la Sociedad se comprometió a realizar las inversio-

nes para el desarrollo de los campos por un valor

estimado de US$ 90 millones, que consideraban la

perforación de 16 pozos (9 en PBH y 7 en MDC),

la construcción de una estación de producción en

MDC, adecuación de facilidades y un campamen-

to. 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 27 de julio de 2010, se promulgó en

Ecuador una ley reformatoria que estableció que

los contratos de servicios existentes, incluidos

MDC y PBH, debían modificarse y adoptar el con-

trato de servicios modificatorio de prestación de

servicios para exploración y explotación de hidro-

carburos, contemplado en el Art. 16 de la Ley de

Hidrocarburos en un plazo de 180 días.

De acuerdo con lo dispuesto, Enap Sipetrol S.A. ini-

ció un proceso de renegociación de los contratos

de MDC y PBH, que culminó el 23 de noviembre de

2010 con la suscripción de dos contratos modifi-

catorios a los contratos de prestación de servicio

para la exploración y explotación de hidrocarburos

(petróleo crudo) en los Bloques Mauro Dávalos Cor-

dero (MDC) y Paraíso Biguno Huachito e Intracam-

pos (PBHI) de la región amazónica ecuatoriana.

Actualmente continúa el posicionamiento de Enap

SIPEC en estos bloques.

Bloque 3, Jambelí. Ecuador

Con fecha 3 de octubre de 2011, la Secretaría de

Hidrocarburos del Ecuador suscribió con Enap Si-

petrol S.A. (conocida en ese país como SIPEC) el

Contrato de Prestación de Servicios para la Explo-

ración y Explotación de Hidrocarburos, en el Blo-

que 3 (Jambelí) ubicado en el Golfo de Guayaquil.

A la fecha se realizó una sísmica 2D off-shore con

la empresa rusa Sevmorgeo. Asimismo, se elabo-

ró y analizó el estudio conceptual del desarrollo

del bloque; se realizaron corridas de simulación de

escenarios para evaluar el bloque y se efectuó el

recorrido marítimo en el área para la evaluación

de equipos.

49


Enap Sipetrol S.A., cuenta con los siguientes activos:

Argentina

Participación en los bloques del Área Magallanes

(50%), CAM 2 A Sur (50%); Pampa del Castillo-La

Guitarra (100%); y Campamento Central-Cañadón

Perdido (50%). A su vez, participa en estudios de

exploración en territorio argentino, en el bloque E2

(33,3%), ex CAM 1 y CAM 3.

Ecuador

Enap SIPEC tiene contratos de servicios específi-

cos para la exploración y producción de crudo en

los campos Mauro Dávalos Cordero (MDC) y Paraí-

La marca Enap Sipetrol S.A. está debidamente re-

gistrada y vigente en Chile, Argentina, Colombia,

Egipto, Reino Unido y Uruguay.

PROPIEDADES Y EQUIPOS

MARCAS Y PATENTES

so, Biguno, Huachito e Intracampos (PBHI), de la re-

gión amazónica ecuatoriana, cuya operación está

a cargo de Enap SIPEC, que controla el 100% de

estos activos. Además existe actividad de explora-

ción y explotación petrolera en el bloque explorato-

rio 3 Jambelí, ubicado en el golfo de Guayaquil, con

una superficie de 4.000 km2.

Egipto

Enap Sipetrol en Egipto participa en actividades

de exploración y producción en el bloque East

Ras Qattara, donde posee el 50,5% de partici-

pación.

En Brasil y Venezuela están registradas pero en

proceso de renovación. No existen patentes regis-

tradas.

50


Política de dividendos

La política de reparto de dividendos de las socie-

dades filiales de Empresa Nacional del Petróleo, se

basa en las instrucciones impartidas en el Oficio

N° 526 de fecha 3 de julio de 2006, del Ministe-

rio de Hacienda, el cual establece el traspaso del

100% de las utilidades anuales de éstas.

Adicionalmente, mediante Ofi cio N°1292 de fecha

15 de julio de 2012 y Ofi cio N°1125 de fecha 20

de mayo de 2013, ambos del Ministerio de Hacien-

da, se resolvió mantener una revisión anual de la

situación financiera de la Empresa Nacional del

Petróleo, para decidir si corresponde autorizar la

capitalización de las utilidades de las filiales y de la

Empresa Nacional del Petróleo, en tanto se man-

tenga la situación de pérdida tributaria.

Durante el año 2014, el Ministerio de Hacienda de

acuerdo a Oficio N°2150/ 2014, resolvió suspen-

der para los años 2014 y 2015 la política de dis-

tribución del 100% de las utilidades de las filiales

de ENAP.

Enap Sipetrol S.A., en la 24° Junta Ordinaria de Ac-

cionistas, celebrada el 30 de abril del año 2014,

los accionistas, aprobaron por unanimidad no re-

partir las utilidades del ejercicio 2014 como divi-

dendos a los accionistas.

Distribución de utilidades de socieda-des filiales:

En Sesión de Directorio N°229 de Enap Sipetrol

Argentina S.A., de fecha 8 de octubre de 2014, es-

tableció la distribución de dividendos por un monto

de Ar$ 95.000.000 (MUS$ 11.223), imputables a

las reservas facultativas de dicha sociedad.

En Sesión de Directorio N°226 de Enap Sipetrol

Argentina S.A., de fecha 27 de mayo de 2014, es-

tableció la distribución de dividendos por un monto

de Ar$ 85.000.000 (MUS$ 10.538), imputables a


Distribución de utilidades sociedad matriz:

Enap Sipetrol S.A. en su 24° Junta Ordinaria de Ac-

cionistas, celebrada el 30 de abril de 2014, acordó

por la unanimidad de los accionistas no repartir

las utilidades generadas por el ejercicio económi-

co 2013 y autorizó capitalizar 100% de dichas

utilidades, lo cual se materializó en Junta Extraor-

dinaria de Accionistas celebrada con fecha 24 de

junio de 2014.

POLÍTICA DE DIVIDENDOSY DISTRIbUCIÓN DE UTILIDADES

GESTIÓN HSE

52


Enap Sipetrol Argentina

En se realizó el taller gerencial de HSE confirmando

el liderazgo en la seguridad, higiene y el medio am-

biente de los gerentes de diferentes áreas. Tam-

bién se realizaron las reuniones con referentes de

los contratistas con mayor cantidad de personal

para transmitir estos valores de liderazgos en Se-

guridad, Higiene y Medioambiente. Para promover

el liderazgo visible, se realizó el cumplimiento de un

programa de inspecciones de Seguridad, Higiene

y Medioambiente a las instalaciones de Enap Sipe-

trol Argentina, por medio de los gerentes y jefes

de diferentes unidades, en un plan de inspecciones

cruzadas.

fueron realizadas auditorías de seguimiento des-

de Casa Matriz respecto de las acciones compro-

metidas para el cumplimiento legal en Seguridad y

Salud Ocupacional y cumplimiento legal en Medio-

ambiente.

En el ámbito de la Salud, se realizaron campañas

de prevención de enfermedades, nutricionales y

del cuidado del peso, con visitas de médicos nu-

tricionistas, seguimiento y capacitaciones en ali-

mentación sana, prevención de estrés, prevención

de enfermedades cardiovasculares y prevención

de accidentes cerebro vasculares (ACV). También

hubo charlas de prevención de uso y consumo de

sustancias ilícitas y alcohol.

53


En el ámbito de la seguridad, se continuó con el

proceso de integración y fortalecimiento de las

Reglas por la Vida en las distintas operaciones.

A partir de agosto se comenzó a implementar un

programa formal para capacitar en materias de

Autocuidado (SafeStart) a personal propio y al de

las empresas contratistas. Se fijaron como obje-

tivos llegar al 30 % de la población total propia y

contratista y culminar con el 100% de los trabaja-

dores en el 2015.

Durante junio se celebró el Mes de la Seguridad

con conferencias realizadas por profesionales de

distintas áreas de la seguridad (prevención de

adicciones en el trabajo, manejo inteligente y segu-

ridad vial, programa de vida saludable) además de

la campaña de prevención de lesiones en manos y

accidentes en extremidades, entre otras.

Los procesos de inducción fueron reforzados y ho-

mologados en las unidades operativas.

Durante 2014, la Gestión de Incidentes continuó

con el despliegue de la plataforma informática cor-

porativa (SGI-ENAP), para la gestión de la informa-

ción relacionada con accidentes e incidentes, per-

mitiendo realizar un mejor seguimiento de casos

e investigaciones. Junto con lo anterior, durante

2014 se estableció utilizar la metodología de Inves-

tigación de Incidentes TapRoot a nivel corporativo,

iniciando un proceso de capacitación e implemen-

tación en esta filial.

Respecto a la gestión de crisis y emergencias, en

los yacimientos Pampa del Castillo-La Guitarra y

Cuenca Austral, un grupo de brigadistas continúa

entrenando en un centro especializado. Personal

de bomberos de la región instruye y capacita al

personal en los yacimientos. Del mismo modo, un

ente externo certificó a la oficina de Buenos Aires

como Espacio Cardio Asistido (ECA). También con-

tinuaron los planes de simulacros de emergencias

y de evacuación en las oficinas de Buenos Aires y

en los citados yacimientos.

Comité Gerencial HSE

Esta filial cuenta con un comité gerencial HSE dedi-

cado fundamentalmente a cuestiones de Salud, Se-

guridad y Medioambiente relacionadas con todas

las áreas de Enap Sipetrol Argentina, incorporando

la revisión y los avances de los planes de Integridad

Operacional y mitigación de riesgos. La componen

la primera plana de gerencias y jefaturas de la filial.

Se reúne mensualmente y tiene como fin ordenar,

integrar y priorizar las acciones de seguridad bajo

una sola mirada conjunta de carácter operativo y

con foco en la gestión de riesgos.

Integridad operacional y Riesgos

En 2014 se realizó el cuarto proceso de evaluación

del Sistema de Gestión de Integridad Operacional

(SGIO) para cada una de las operaciones de Enap

Sipetrol, identificando brechas de desempeño por

54


operación a los requisitos y expectativas defini-

das en el sistema, liderada por Casa Matriz. Junto

con ello, en las instalaciones de Batería Recepción

Magallanes (BRM) y las plataformas de Cuenca

Austral, se realizó una actualización al Estudio de

Riesgo HAZID con metodología Bow Tie. También

se hizo en los yacimientos Pampa de Castillo-La

Guitarra, Cuenca Austral y oficina de Buenos Aires

el seguimiento de la efectividad de las barreras en

los riesgos críticos relevadas en 2013.

Enap SIPEC Ecuador

El modelo de negocio de Enap SIPEC en Ecuador

define a la Integridad Operacional y Riesgos como

un factor relevante para el cumplimiento de su es-

trategia, en línea con lo definido por la Línea de Ne-

gocios E&P de ENAP para sus operaciones.

Los ejes estratégicos de la gestión en Ecuador es

priorizar a las personas, luego el medioambiente

y finalmente la producción, lo cual ha sido trans-

mitido como parte del liderazgo visible de la alta

gerencia mediante diferentes herramientas de

comunicación, como por ejemplo los encuentros

“Cara a Cara” con el personal de Quito y campo.

Este mensaje se traduce en confianza hacia todo

el personal, quienes reconocen que la organiza-

ción se gestiona sobre la base de riesgos.

Los resultados de esta gestión se evidencian en el

mejoramiento progresivo de los indicadores de ac-

cidentabilidad. En 2014 se logró una operación con

Índices de frecuencia y Gravedad igual a “cero”.

Hitos relevantes

En junio de 2014 se realizó el tercer proceso de

evaluación del Sistema de Gestión de Integridad

Operacional (SGIO), liderada por Casa Matriz. Esta

instancia fue motivo de debate interno, lo que per-

mitió avanzar en el proceso de mejoramiento con-

tinuo hacia una excelencia en la operación, camino

que se logra de manera permanente a través de

prácticas preventivas que se asocian a un cambio

de cultura que se gestiona por riesgo (preventivo)

y no al impacto (reactivo).

Como parte de este reforzamiento cultural en el

2014 se destaca la capacitación en riesgos (meto-

dología HAZID y Bow Tie), así como la integración

de los sistemas de Gestión Estratégica, de Integri-

dad Operacional y de Riesgos.

Durante 2014 se continuó con el proceso de for-

talecimiento de la “detección temprana de condi-

ciones de riesgos” en la operación, a través de la

herramienta participativa denominada “Enapito

Enfermo”, la cual permite dar seguimiento y con-

trol a las condiciones y acciones inseguras detec-

tas por cualquier persona (trabajadores, ejecuti-

vos, contratistas y visitas), de una manera positiva

y con la visión de mejorar estas condiciones.

Otra herramienta fundamental es la incorporación

de una herramienta de planificación de tareas so-

bre la base de riesgo, denominada “Paso a Paso”,

que durante 2014 permitió documentar centena-

res de actividades que se realizan en distintos ám-

bitos de una manera simple y práctica.

55


Enap SIPEC fue galardonada en marzo de 2015

con un premio por la gestión de riesgos de la filial

durante 2014, y su gerente general, Eduardo Ta-

pia, presentó en un plenario interno de ENAP la ex-

periencia de Ecuador hacia la excelencia operacio-

nal, a través de una cultura de integridad y riesgos.

Enap SIPEC definió como lema para el año 2014 el

AUTOCUIDADO.

“Hoy trabajemos para que mañana podamos re-

gresar a casa, sanos”. Es el diario compromiso de

seguir innovando los procesos en camino hacia la

excelencia operacional en Enap Sipec.

Gestión Ambiental

Dentro de las actividades relacionadas con la Ges-

tión Ambiental en los Bloques Mauro Dávalos Cor-

dero (MDC) y Paraíso Biguno Huachito Intracam-

pos (PBHI), Enap SIPEC ejecutó el seguimiento a los

planes de manejo ambiental para los bloques MDC

y PBHI, así como también los planes de manejo am-

biental de las perforaciones de los pozos Huachi-

to-4 y Paraíso-24, bajo el enfoque preventivo, mejo-

ra continua y gestión de riesgos ambientales que

tenemos como política empresarial.

En 2014 se gestionaron las licencias ambientales

de los pozos Huachito-4 y Paraíso-24, y se inicia-

ron los procesos y gestiones asociadas al licen-

ciamiento de los proyectos correspondientes a la

campaña de perforación de 2015.

Con la finalidad de mantener un seguimiento a

las operaciones y dar cumplimiento a la legisla-

ción ambiental ecuatoriana vigente, y especial-

mente al RAOHE (Reglamento Ambiental para

Operaciones Hidrocarburíferas en Ecuador), se

ejecutó el monitoreo ambiental interno de las

descargas líquidas, emisiones gaseosas, ruido

ambiente, inmisiones hídricas, inmisiones aire

(calidad aire ambiente), ecosistemas circundan-

tes (monitoreo biótico), suelos en proceso de

remediación, lodos y ripios de perforación; ac-

tividad desarrollada durante 2014 tanto en la

operación como en la perforación de los dos po-

zos antes mencionados, con el fin de garantizar

la mínima afectación al entorno y reportar los

mismos a la autoridad ambiental.

56


El tratamiento de aguas negras y grises generadas

en el campamento Base, Estación Paraíso y cam-

pamento MDC, se realiza a través de un biosiste-

ma denominado “Pantano Seco”, cuya finalidad es

controlar y mantener bajo norma las descargas

efectuadas. Dicho sistema es más amigable con el

medioambiente que una planta de tratamiento con-

vencional, en lo que se refiere a su funcionamiento

y subproductos o desechos, lo que se alinea con la

política de desarrollo sostenible de Enap SIPEC.

El Sistema de Gestión Ambiental se integró al

Sistema de Gestión de Integridad Operacional. En

2014 se estableció como un input en la gestión y

control de riesgos ambientales a través de herra-

mientas contributivas y prácticas, garantizando

así el menor impacto hacia el medioambiente y el

fortalecimiento en la construcción de una cultura

preventiva.

Se mantuvo un sistema de manejo integrado de de-

sechos sólidos y líquidos, orientado en la reducción

de los mismos en la fuente y su reciclaje de ser el

caso. En cuanto a los residuos sólidos generados

en las operaciones regulares y durante las perfora-

ciones, son entregados a gestores calificados, con

la finalidad de garantizar su disposición final, que se

rige según lo establecido por la legislación ecuato-

riana, a excepción de los desechos orgánicos de las

operaciones, los que son gestionados en un 100%

en las propias instalaciones de la empresa a través

de un sistema de compostaje, cuyo producto final

es utilizado en la finca integral ubicada en MDC, que

se mantiene como parte de la responsabilidad so-

cial empresarial de la compañía.

Cabe destacar que se establecieron medidas pre-

ventivas para la gestión de desechos líquidos co-

rrespondientes a las perforaciones de los pozos

Huachito 4 y Paraíso 24, ya que bajo un enfoque

de prevención de riesgos, considerando lecciones

aprendidas en perforaciones anteriores, se definió

la necesidad de un post tratamiento a través de

gestores ambientales, con licencia ambiental pre-

vio a la disposición final, y monitoreo continuo con

resultados inmediatos previo a las evacuaciones

de las aguas de dewatering, negras y grises, medi-

das que actuaron como barreras, y garantizaron

el cumplimiento de la normativa ambiental en un

100% para la descarga de estos efluentes.

Considerando los compromisos ambientales nor-

mativos, y considerando la cultura interna de me-

jora continua, en 2014 se desarrollaron auditorías

ambientales internas a la gestión, y externas de

cumplimiento a los Planes de Manejo Ambiental.

Actualmente la empresa se encuentra en los

procesos correspondientes de gestión de las no

conformidades, a través de los planes de acción

correspondientes.

Considerando el nuevo enfoque para el manejo

de pasivos ambientales, en el tercer trimestre de

2014 comenzó la caracterización hidrogeológica

en el área de los campos Paraíso, Biguno y Huachi-

to, con el fin de establecer la gradiente hidrológica

que permitirá definir la movilización de aguas sub-

terráneas, información que es fundamental para

establecer estrategias a futuro de intervención

en áreas que presenten contaminación, y a la vez

permite optimizar los recursos técnicos y econó-

micos asociados.

Asimismo, en el marco de la gestión de pasivos

ambientales, se consideró la prueba de nuevas

tecnologías, motivo por el cual se arrancó con el

57


plan piloto de remediación en terreno, que consi-

dera un proceso electro-dialítico. Durante 2015

se espera contar con resultados positivos de este

tratamiento, para así considerarlo en la estrategia

integral de remediación de pasivos ambientales en

los distintos bloques.

Enap SIPEC realizó un levantamiento de informa-

ción, con el fin de obtener indicadores ambientales

sobre la base a las actividades efectuadas, que

tienen relación con la producción mensual de los

bloques, para así establecer tendencias, y de esta

forma lograr un adecuado seguimiento a la ges-

tión ambiental y la sostenibilidad de las operacio-

nes de Enap SIPEC.

Enap Sipetrol Egipto

Enap Sipetrol Egipto, en coordinación con las com-

pañías que participan en el Joint Venture de la em-

presa Petroshahd, responsable de la operación de

los yacimientos donde Enap Sipetrol tiene inver-

siones en Egipto, ha influenciado para lograr que

Petroshahd asuma algunos compromisos ambien-

tales y de seguridad, en línea con las directrices

que tiene ENAP a nivel corporativo, a través de su

Línea de Negocio de Exploración y Producción.

Petroshahd ha llevado adelante compromisos

ambientales, tales como: Evaluación Ambiental

de Activos para seis pozos perforados que han

tenido la aprobación de EGPC (Egyptian Gene-

ral Petroleum Corporation) y el Ministerio de

Medioambiente en Egipto, completar los regis-

tros ambientales para todas las instalaciones

de producción en cumplimiento de las regulacio-

nes ambientales de Egipto, y desarrollo de audi-

torías periódicas que han permitido una revisión

en detalle de todas las locaciones del yacimiento

East Ras Qattara (ERQ).

El yacimiento ERQ tiene una producción promedio

de agua de +/- 8.500 bbl, las cuales actualmente

son recolectadas en piletas de evaporación con

recubrimientos plásticos. En 2014 Sipetrol & Pe-

troshahd comenzaron un estudio para construir

un depósito de agua, con separadores API para se-

parar el aceite y sólidos suspendidos del agua de

formación, el que será una solución permanente

para el tratamiento de esta agua.

En el ámbito de la Seguridad y Salud Ocupacional,

Enap Sipetrol Egipto continúa trabajando en pla-

nes de mitigación de riesgos críticos y en la imple-

mentación del Sistema de Integridad Operacional

(SGIO), al igual que las otras filiales.

Uno de los focos principales de accidentes que se

ha solicitado poner atención a Petroshahd son los

accidentes vehiculares de transporte de petróleo.

En 2014 se tomaron diferentes medidas, tales

como: inclusión de nuevas exigencias técnicas a

través de nuevos proceso de licitación a contra-

tistas de transporte; implementación de la circu-

lación con convoys, mayor frecuencia de inspec-

ciones técnicas, mecánicas y de gestión vehicular;

capacitación y entrenamiento a choferes, y el con-

trol de uso de drogas ilícitas, entre otras.

Lo anterior, en forma paralela al desarrollo de in-

genierías y solicitud de aprobaciones respectivas

para la construcción de un oleoducto que permita

llevar a un mínimo cercano a cero el transporte

de petróleo en camiones, y consecuentemente el

potencial de accidentes con daños a las personas

y al medioambiente por este proceso.

RELACIONAMIENTO CON COMUNIDADES

60


Enap Sipetrol Argentina

Enap Sipetrol Argentina lleva adelante una serie

acciones que tienen como propósito vincular a la

compañía con sus principales públicos de interés,

localizados en las áreas de influencia donde la em-

presa desarrolla sus operaciones.

En este sentido, durante 2014 la compañía llevó a

cabo acciones relacionadas con el medio ambien-

te, el desarrollo profesional, la educación y la vin-

culación directa con los stakeholders prioritarios.

En lo que respecta a iniciativas con temáticas

medioambientales, durante 2014 se comenzó a

trabajar fuertemente en la Pingüinera de la Re-

serva Provincial Cabo Vírgenes. El plan de trabajo

está estructurado en dos etapas, la primera con-

cluyó en octubre de 2014 y consistió en una se-

rie de acciones de mejora en el Estacionamiento,

Sendero y Mirador Turístico de la Pingüinera; y la

segunda etapa, a finalizar durante 2015, implica el

mejoramiento y puesta en marcha del Centro de

Rehabilitación y el Centro de Interpretación de la

Pingüinera, para lo cual ya se avanzó con un re-

levamiento pormenorizado de las necesidades de

dichos centros, las especificaciones técnicas y se

inició el proceso de licitación.

El trabajo con la Pingüinera implica un acercamien-

to con el Consejo Agrario Provincial, ente del cual

depende el área, y con toda la comunidad local.

En el ámbito del desarrollo profesional, en noviem-

bre de 2014 Enap Sipetrol Argentina participó y

auspició el Ix Congreso de Exploración y Desarro-

llo de Hidrocarburos que se realizó en la ciudad de

Mendoza. Esta actividad se lleva a cabo cada tres

años y es la más importante de la región en estas

materias. En forma paralela a este certamen, se

organizaron una muestra industrial y comercial, se-

siones técnicas, cursos previos al Congreso, visitas

a terreno y actividades sociales. Representantes

de la compañía formaron parte de esta experiencia

que, según las estadísticas, contó con una de las

mayores concurrencias de las últimas ediciones.

En el área de Educación, la compañía lanzó durante

2014 un programa de Pasantías, con el objetivo

de brindar una primera oportunidad de ingresar

al mercado laboral a estudiantes universitarios

avanzados de diferentes comunidades en las que

la compañía desarrolla sus actividades.

Las pasantías son coordinadas por medio de la Uni-

versidad Nacional de la Patagonia Austral (UNPA)

y la Universidad Nacional de la Patagonia San Juan

Bosco (UNPSJB), dos de los planteles más impor-

tantes de la zona, generando una alianza muy pro-

vechosa para ésta y otras acciones futuras.

finalmente, en lo que respecta a la vinculación con

los stakeholders más importantes de la organiza-

ción, Enap Sipetrol Argentina participó, en mayo de

2014, de la Exposición Comercial e Industrial de

Comodoro Rivadavia. Además de posibilitar el rela-

cionamiento con los principales grupos de interés

locales, la participación en este evento permitió

61


que la compañía diera a conocer la importancia

que le asigna al cuidado del medioambiente y las

comunidades, por medio de su Sistema de Gestión

de Integridad Operacional (SGIO).

Durante la muestra, se interactuó con periodis-

tas, estudiantes, pares de la industria, empresas

Pymes, autoridades, funcionarios y público en ge-

neral. Se trató de un espacio de intercambio muy

provechoso, especialmente para los ejecutivos de

la empresa, que tuvieron la oportunidad de encon-

trarse con las más altas autoridades provinciales

que visitaron la muestra, entre ellas, el Goberna-

dor y Ministro de Hidrocarburos de Chubut, así

como el Cónsul de Chile destinado en Comodoro

Rivadavia.

Asimismo, como miembro del Instituto Argenti-

no del Petróleo y el Gas (IAPG), Enap Sipetrol Ar-

gentina participó durante 2014 del Proyecto de

Investigación e Innovación en el Área Tecnológica

denominado “Recuperación Mejorada de Petróleo”

(Enhaced Oil Recovery, EOR, por sus siglas en in-

glés), que integra el Convenio Marco de Coopera-

ción suscrito en 2009 por el Ministerio de Ciencia,

Tecnología e Innovación Productiva de la Nación y

el IAPG. Además, la empresa tuvo activa participa-

ción en importantes comisiones de trabajo, como

por ejemplo: Asuntos Legales, Relaciones Institu-

cionales y Medioambiente, entre otras.

Enap Sipetrol Argentina trabaja en el apoyo cons-

tante a cuatro actores de relevancia para las ope-

62


raciones donde realiza sus actividades: destaca-

mentos de bomberos de las localidades cercanas

a sus operaciones, la Universidad de la Patagonia

Austral (UNPA), el Consejo Agrario Provincial de

Santa Cruz (CAP) y el Gobierno de Santa Cruz. Ade-

más, abastece de Gas Natural a la Estancia Monte

Dinero, a la Prefectura Naval Argentina (PNA) y a

la Armada Argentina de la localidad de faro Vírge-

nes, en el sur de ese país.

Junto con aportar a la creación de valor compar-

tido con los stakeholders, estas acciones también

se orientan a robustecer la reputación de Enap

Sipetrol Argentina, entendida como licencia social

para operar.

Enap Sipetrol Ecuador, Enap SIPEC

El trabajo de Relaciones Comunitarias de ENAP

SIPEC contribuye de manera significativa al desa-

rrollo de la operación en el Bloque Mauro Dáva-

los Cordero (MDC). Con el objetivo de fortalecer

la gestión, se realizó una reestructuración del

enfoque de las relaciones cotidianas con las comu-

nidades, concibiéndola más allá de la negociación

y socialización de nuevos proyectos, como una vía

concreta para contribuir al beneficio y desarrollo

de las comunidades del Área de Influencia Directa.

La sistematización de las actividades para estable-

cer un trabajo coherente y continuo ha sido posible

con la aplicación de una matriz de Marco Lógico

que evalúa permanentemente los cumplimientos,

a la vez que garantiza su eficacia y eficiencia. A

continuación, se describen los principales logros y

acciones del año 2014.

área Educación

Entre los aportes realizados por ENAP SIPEC se

cuentan la entrega de becas a 16 estudiantes

beneficiarios de este proceso, mochilas y útiles

escolares a alumnos de las Unidades Educativas

del área de Influencia Directa y materiales para el

mantenimiento de cinco de éstas.

Con la finalidad de contribuir a la disposición final

de los desechos diarios producidos en las escue-

las, además se entregaron Puntos Ecológicos

para su recolección.

En el marco de las acciones de Responsabilidad

Social de ENAP SIPEC, también se desarrolló el

Proyecto Enapito en la Comunidad, que está dividi-

do en dos etapas:

“El Club de Enapito”: Instancia que tiene por objeti-

vo educar a niños en temas de prevención en salud

y socialización de valores humanos, a través de tí-

teres, juegos, dinámicas grupales, zancos y mala-

bares en las escuelas de las cinco comunidades

del área.

“Enapito”: Colección de 12 CD grabados en Alta

Definición para difundir temas de Nutrición, Sa-

lud, Higiene, Cuidado del Medioambiente, Huerto

Escolar y valores. Estas colecciones se pusieron a

disposición de los niños y niñas de los centros edu-

cativos, acompañados de una guía didáctica para

los docentes.

Apoyo en Salud: El apoyo con las brigadas médicas

y odontológicas de ENAP SIPEC en cada una de las

comunidades del área de influencia directa e indi-

recta es permanente con atención preventiva.

63


Enap Sipetrol Egipto

Auspicio al torneo de Fútbol de las Empresas de

Petróleo y Gas

En el marco del Programa de Responsabilidad So-

cial Corporativa que promueve la compañía, y por

sexto año consecutivo, Enap Sipetrol Egipto apoyó

el Torneo de fútbol para las Empresas de Petró-

leo y Gas, que se realiza durante el mes sagrado

del Ramadán. Este año, Enap Sipetrol Egipto fue el

patrocinador en categoría platino de este torneo,

que es el principal evento social del sector y en el

que participan las más prestigiosas empresas,

tanto públicas como privadas.

Contribución a la comunidad

Junto a otras compañías vecinas, la empresa par-

ticipó en labores destinadas a limpiar, pintar y plan-

tar el área alrededor de sus instalaciones. Asimis-

mo, continuó entregando su contribución social al

orfanato local.

Encuentro multicultural

El 27 de febrero de 2014, la Embajada de Chile en

El Cairo participó en la celebración del 11° Día In-

ternacional, evento organizado por el centro Sawy

Culturewheel, con el objetivo de difundir la cultura

de distintos países a nivel intercontinental.

Con el apoyo de Enap Sipetrol, los colaboradores

de la embajada compartieron con los invitados in-

formación valiosa sobre historia y cultura de Chi-

le, así como algunos regalos para conmemorar el

acontecimiento.

El equipo de la embajada chilena estuvo encabe-

zado por el Embajador y el Cónsul de Chile en El

Cairo, además de funcionarios diplomáticos. En

representación de Enap Sipetrol Egipto, asistió Sa-

yed Rezk, gerente general de la empresa.

SoCieDaD ruTFeCHa De

ConSTiTuCiÓn

CaPiTal SuSCriTo Y

PaGaDooBJeTo SoCial

DireCTorio De la SoCieDaD

GerenTe General

ParTiCiPaCiÓn enaP

eJeCuTiVoS De enaP en ColiGaDa

relaCioneS CoMerCialeS

aCToS o ConTraToS CeleBraDoS

ProPorCiÓn De la

inVerSiÓn SoBre el ToTal De

aCTiVoS De enaP

PreSiDenTe DireCTorio

DireCToreSTiTulareS

DireCToreSSuPlenTeS

DireCToreS TiTulareS

DireCToreS SuPlenTeS

ExPLORACION y PRODUCCION

TERMINALES MARITIMAS PATAGONICAS S.A.

0-E 6.01.1994MS 14.360 Pesos Argentinos

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

fernando Jose Villarreal

fernando Jose Villarreal;

Martín Cittadini;

Pablo Alvarez,

Horacio Pujol,

Rodolfo Eduardo Berisso,

Nestor Hugo falivene

Walter fernández;

Daniel Ciaffone;

Horacio Luis Cester;

Javier Gutierrez Arauz;

Marcelo Horacio Bombicini;

Alejandro Gotz

Daniel Scalise 13,79%Martín Cittadini

Walter fernández

Prestar servicio de almacenaje y embarques de hidrocarburos.

0,85%

COMPAñÍA LATINOAMERICANA PETROLERA S.A.

96.668.110-1 31.12.1992M$ 3.101.208

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

Lorenzo Gazmuri Schleyer

Lorenzo Gazmuri Schleyer;

Arturo Natho Gamboa;

Andrés Robertson Coo;

Heskeet Streeter;

Alvaro Hercolani

Ramiro Méndez Urrutia;

Juan Carlos Carrasco Baudrand;

frederic Chaveyriart;

Lisandro Rojas Galliani;

Denisse Abudinen

Ramon Concha Barrientos

20,00%

Heskeet Streeter

Alvaro Hercolani

Lisandro Rojas Galliani

Denisse Abudinen

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

0,02%

GOLfO DE GUAyAQUIL PETROENAP COMPAñÍA DE ECONOMIA MIxTA

0-E 15.09.2008 MUS$ 100

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

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

Rodrigo Bloomfield Sandoval

Eduardo Tapia AlvallayDiego Diaz 40,00%


Eduardo Tapia Alvallay

Diego Diaz

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

0,00%

SOCIEDADES COLIGADAS

SoCieDaD ruTFeCHa De

ConSTiTuCiÓn

CaPiTal SuSCriTo Y

PaGaDooBJeTo SoCial

DireCTorio De la SoCieDaD

GerenTe General

ParTiCiPaCiÓn enaP

eJeCuTiVoS De enaP en ColiGaDa

relaCioneS CoMerCialeS

aCToS o ConTraToS CeleBraDoS

ProPorCiÓn De la

inVerSiÓn SoBre el ToTal De

aCTiVoS De enaP

PreSiDenTe DireCTorio

DireCToreSTiTulareS

DireCToreSSuPlenTeS

DireCToreS TiTulareS

DireCToreS SuPlenTeS

ExPLORACION y PRODUCCION

TERMINALES MARITIMAS PATAGONICAS S.A.

0-E 6.01.1994MS 14.360 Pesos Argentinos

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

fernando Jose Villarreal

fernando Jose Villarreal;

Martín Cittadini;

Pablo Alvarez,

Horacio Pujol,

Rodolfo Eduardo Berisso,

Nestor Hugo falivene

Walter fernández;

Daniel Ciaffone;

Horacio Luis Cester;

Javier Gutierrez Arauz;

Marcelo Horacio Bombicini;

Alejandro Gotz

Daniel Scalise 13,79%Martín Cittadini

Walter fernández

Prestar servicio de almacenaje y embarques de hidrocarburos.

0,85%

COMPAñÍA LATINOAMERICANA PETROLERA S.A.

96.668.110-1 31.12.1992M$ 3.101.208

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

Lorenzo Gazmuri Schleyer

Lorenzo Gazmuri Schleyer;

Arturo Natho Gamboa;

Andrés Robertson Coo;

Heskeet Streeter;

Alvaro Hercolani

Ramiro Méndez Urrutia;

Juan Carlos Carrasco Baudrand;

frederic Chaveyriart;

Lisandro Rojas Galliani;

Denisse Abudinen

Ramon Concha Barrientos

20,00%

Heskeet Streeter

Alvaro Hercolani

Lisandro Rojas Galliani

Denisse Abudinen

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

0,02%

GOLfO DE GUAyAQUIL PETROENAP COMPAñÍA DE ECONOMIA MIxTA

0-E 15.09.2008 MUS$ 100

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

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


Eduardo Tapia AlvallayDiego Diaz 40,00%


Eduardo Tapia Alvallay

Diego Diaz

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

0,00%

ENAP SIPETROL S.A. y fILIALES

Estados financieros consolidados preparados

de acuerdo a NIIf al 31 de diciembre de 2014 y 31 de diciembre de 2013.

ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS 2014

ENAP SIPETROL S.A. Y FILIALES Estados financieros consolidados 31 de diciembre de 2014 CONTENIDO Informe del auditor independiente Estados de situación financiera consolidados Estados de resultados consolidados Estados de resultados integrales consolidados Estados de cambios en el patrimonio neto consolidados Estados de flujos del efectivo consolidados Notas a los estados financieros consolidados $ - Pesos chilenos M$ - Miles de pesos chilenos US$ - Dólares estadounidenses MUS$ - Miles de dólares estadounidenses UF - Unidades de fomento € - Euro

ENAP SIPETROL S.A. Y FILIALES

ESTADO DE SITUACIÓN FINANCIERA CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 y 2013(En miles de dólares)

Nota 31.12.2014 31.12.2013

N° MUS$ MUS$

ACTIVOS

Activos corrientes

Efectivo y equivalentes al efectivo 7 85.362 40.169

Otros activos no financieros, corrientes 195 229

Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar, corrientes 8 98.515 145.114

Cuentas por cobrar a entidades relacionadas, corrientes 9 1.275 3.115

Inventarios 7.807 3.204

Activos por impuestos, corrientes 10 3.557 2.219

Total activos corrientes 196.711 194.050

Activos no corrientes

Otros activos financieros, no corrientes 6 8.022 17.530

Derechos por cobrar, no corrientes 8 288 253

Cuentas por cobrar a entidades relacionadas, no corrientes 9 136.771 29.232

Inversiones contabilizadas utilizando el método de la participación 11 148 170

Propiedades, planta y equipo 12 540.067 466.492

Activos por impuestos diferidos 10 17.571 12.250

Total de activos no corrientes 702.867 525.927

TOTAL ACTIVOS 899.578 719.977

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


ESTADO DE SITUACIÓN FINANCIERA CONSOLIDADOSAL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 y 2013(En miles de dólares)

Nota 31.12.2014 31.12.2013

N° MUS$ MUS$PATRIMONIO Y PASIVOS

PASIVOS

Pasivos corrientes

Otros pasivos financieros, corrientes 16 34.612 28.550

Cuentas comerciales y otras cuentas por pagar, corrientes 17 62.195 56.568

Cuentas por pagar a entidades relacionadas, corrientes 9 3.190 120.234

Otras provisiones, corrientes 18 19 -

Pasivos por impuestos, corrientes 10 26.331 27.833

Provisiones por beneficios a los empleados, corrientes 19 13.337 12.358

Otros pasivos no financieros, corrientes 1.122 6.063

Total pasivos corrientes 140.806 251.606

Pasivos no corrientes

Otros pasivos financieros, no corrientes 16 86.140 27.843

Otras cuentas por pagar, no corrientes 17 2.325 4.002

Otras provisiones, no corrientes 18 44.639 40.647

Pasivo por impuestos diferidos 10 43.913 43.135

Provisiones por beneficios a los empleados, no corrientes 19 4.842 4.604

Otros pasivos no financieros, no corrientes 818 1.604

Total de pasivos no corrientes 182.677 121.835

Total pasivos 323.483 373.441

PatrimonioCapital emitido 20 524.628 409.277

Ganancias acumuladas 114.594 -

Primas de emisión 9.371 9.371

Otras reservas 20 (73.355) (72.973)

Patrimonio atribuible a los propietarios de la controladora 575.238 345.675

Participaciones no controladoras 21 857 861

Total patrimonio 576.095 346.536

TOTAL PATRIMONIO Y PASIVOS 899.578 719.977



ESTADO DE RESULTADOS CONSOLIDADOS

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

01.01.2014 01.01.2013

Estados de Resultados Nota 31.12.2014 31.12.2013

Ganancia (pérdida) N° MUS$ MUS$

Ingresos de actividades ordinarias 23 575.651 568.582

Costo de ventas 24 (386.474) (357.770)

Margen bruto 189.177 210.812

Otros Ingresos, por función 3.682 1.715

Gasto de administración (31.680) (30.568)

Otros gastos, por función 25 (14.765) (24.461)

Otras ganancias (pérdidas) - 5.212

Ingresos financieros 5.059 1.088

Costos financieros 26 (3.302) (7.407)

Participación en las ganancias (pérdidas) de asociadas y negocios

conjuntos que se contabilicen utilizando el método de la participación 11 (1) 1

Diferencias de cambio 28 (7.098) (1.222)

Ganancia (pérdida), antes de impuesto 141.072 155.170

Gasto por impuestos a las ganancias 10 (26.373) (39.678)

Ganancia (pérdida) 114.699 115.492

Ganancia (pérdida), atribuible a:

Ganancia (pérdida), atribuible a los propietarios de la controladora 114.594 115.351

Ganancia (pérdida), atribuible a participaciones no controladoras 21 105 141



Acumulado


ESTADO DE RESULTADOS INTEGRALES CONSOLIDADOS

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

01.01.2014 01.01.2013

31.12.2014 31.12.2013

Estado de Resultado Integral MUS$ MUS$

Ganancia 114.699 115.492

Componentes de otro resultado integral, antes de impuestos

Diferencias de cambio por conversión

Ganancias (pérdidas) por diferencias de cambio de conversión, antes de impuestos (28) (16)

Ganancias (pérdidas) actuariales definidas como beneficios de planes de pensiones (465) -

Otro resultado integral, antes de impuestos, diferencias de cambio por conversión (493) (16)

Impuesto a las ganancias relacionado con diferencias de cambio de conversión

de otro resultado integral 6 -

Impuesto a las ganancias relativo a nuevas mediciones de planes de beneficios

definidos de otro resultado integral 105 -

Suma de impuestos a las ganancias relacionados con componentes de otro resultado integral 111 -

Resultado integral total 114.317 115.476

Resultado integral atribuible a:

Resultado integral atribuible a los propietarios de la controladora 114.212 115.335Resultado integral atribuible a participaciones no controladoras 105 141

Resultado integral total 114.317 115.476


Acumulado


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

Reservas

Reservas por actuariales en Patrimonio

Diferencias de planes de Ganancias atribuible a

Capital Primas de Superavit de cambio por beneficios Otras (pérdidas) los propietarios Participaciones Patrimonio

Nota emitido emisión Revaluación conversión definidos Reservas acumuladas de la controladora no controladoras total

N° MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Saldo inicial 01.01.2014 409.277 9.371 - (72.785) (188) (72.973) - 345.675 861 346.536Cambios en patrimonio

Resultado integral

Ganancia (pérdida) - - - - - - 114.594 114.594 105 114.699

Otro resultado integral - - - (22) (360) (382) - (382) - (382)

Resultado integral - - - (22) (360) (382) 114.594 114.212 105 114.317

Emisión de patrimonio 20 d 115.351 - - - - - - 115.351 - 115.351

Incremento (disminución) por

transferencias y otros cambios - - - - - - - - (109) (109)Total cambios en patrimonio 115.351 - - (22) (360) (382) 114.594 229.563 (4) 229.559

Saldo final 31.12.2014 524.628 9.371 - (72.807) (548) (73.355) 114.594 575.238 857 576.095

Reservas

Reservas por actuariales en Patrimonio

Diferencias de planes de Ganancias atribuible a

Capital Primas de Superavit de cambio por beneficios Otras (pérdidas) los propietarios Participaciones Patrimonio

emitido emisión Revaluación conversión definidos Reservas acumuladas de la controladora no controladoras total

MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Saldo inicial 01.01.2013 447.189 9.371 - (72.769) - (72.769) (45.821) 337.970 767 338.737

Resultado integral

Ganancia (pérdida) - - - - - - 115.351 115.351 141 115.492

Otro resultado integral - - - (16) - (16) - (16) - (16)

Resultado integral - - - (16) - (16) 115.351 115.335 141 115.476

Emisión de patrimonio 20 d 7.909 - - - - - - 7.909 - 7.909

Dividendos - - - - - - (115.351) (115.351) - (115.351)

Incremento (disminución) por

transferencias y otros cambios (45.821) - - - (188) (188) 45.821 (188) (47) (235)Total cambios en patrimonio (37.912) - - (16) (188) (204) 45.821 7.705 94 7.799

Saldo final 31.12.2013 409.277 9.371 - (72.785) (188) (72.973) - 345.675 861 346.536


Cambios en Otras Reservas

Cambios en Otras Reservas


ESTADO DE FLUJOS DE EFECTIVO CONSOLIDADOS

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

Nota 31.12.2014 31.12.2013

N° MUS$ MUS$

Flujos de efectivo procedentes de (utilizados en) actividades de operación

Clases de cobros por actividades de operación

Cobros procedentes de las ventas de bienes y prestación de servicios 619.105 559.691

Otros cobros por actividades de operación 3.292 4.998

Clases de pagos

Pagos a proveedores por el suministro de bienes y servicios (227.789) (248.945)

Pagos a y por cuenta de los empleados (46.354) (45.958)

Otros pagos por actividades de operación (40.463) (3.419)

Dividendos recibidos - -

Intereses recibidos 4.960 1.088

Impuestos a las ganancias reembolsados (pagados) (26.570) (10.271)

Otras entradas (salidas) de efectivo 7.473 (1.316)

Flujos de efectivo netos procedentes de actividades de operación 293.654 255.868

Flujos de efectivo procedentes de (utilizados en) actividades de inversión

Préstamos a entidades relacionadas (107.348) - Compras de propiedades, planta y equipo (101.645) (123.137)

Cobros a entidades relacionadas - -

Flujos de efectivo netos utilizados en actividades de inversión (208.993) (123.137)

Flujos de efectivo procedentes de (utilizados en) actividades de financiación

Préstamos de entidades relacionadas - 21.710 Pagos de préstamos (27.500) (31.725) Reembolso de Otros Pasivos FinancierosPago de pasivos por arrendamientos financieros - (699) Pagos de préstamos a entidades relacionadas - (106.366) Intereses pagados (3.216) - Dividendos pagados (53) Otras entradas (salidas) de efectivo - -

Flujos de efectivo netos utilizados en actividades de financiación (30.769) (117.080)

Incremento neto (disminución) en el efectivo y equivalentes al efectivo, antes del efecto de los

cambios en la tasa de cambio 53.892 15.651

Efectos de la variación en la tasa de cambio sobre el efectivo y equivalentes al efectivo (8.699) 797

Efectivo y equivalentes al efectivo al inicio del período 40.169 23.721

Efectivo y equivalentes al efectivo al final del período 7 85.362 40.169



NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS

Índice Página

1. Información general 1

2. Descripción del negocio 1

3. Resumen de principales políticas contables aplicadas 3

4. Gestión de riesgos financieros y definición de coberturas 18

5. Estimaciones y juicios contables críticos 19

6. Instrumentos financieros 21

7. Efectivo y equivalentes al efectivo 22

8. Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar 23

9. Saldos y transacciones con entidades relacionadas 24

10. Activos y pasivos por impuesto corriente y diferidos 26

11. Inversiones contabilizadas utilizando el método de la participación 30

12. Propiedades, planta y equipo 32

13. Pérdidas por deterioro y provisiones 35

14. Participaciones en operaciones conjuntas 36

15. Otros negocios 40

16. Otros pasivos financieros 42

17. Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar 44

18. Otras provisiones 45

19. Provisiones por beneficios a los empleados 46

20. Patrimonio 48

21. Interés no controlable 51

22. Segmentos de negocios 51

23. Ingresos de actividades ordinarias 54

24. Costos de ventas 54

25. Otros gastos por función 54

26. Costos financieros 55

27. Gastos del personal 55

28. Diferencia de cambio 56

29. Moneda extranjera 57

30. Información sobre medio ambiente 58

31. Juicios, restricciones, contingencias y compromisos comerciales 58

32. Garantías comprometidas con terceros 60

33. Ámbito de consolidación 61

34. Hechos posteriores 61

1

NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS A DICIEMBRE DE 2014

(En miles de dólares)

1. INFORMACION GENERAL

Enap Sipetrol S.A., es la matriz del grupo de empresas a que se refieren los presentes estados financieros

consolidados.

Enap Sipetrol S.A., filial de la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP), fue constituida mediante escritura pública

de fecha 24 de mayo de 1990, publicada en el Diario Oficial de fecha 26 de mayo del mismo año con el nombre

de Sociedad Internacional Petrolera S.A. (Sipetrol S.A.), domiciliada en Avenida Vitacura N°2736, piso 10, Las

Condes, Santiago. Depende funcionalmente de la Línea de Negocios de Exploración y Producción de ENAP que

es el área encargada de desarrollar las actividades relacionadas con la exploración y explotación de yacimientos

de hidrocarburo.

El objetivo principal es realizar en forma directa o en asociación con terceros, fuera del territorio nacional, una o

más de las actividades de exploración, explotación o beneficio de yacimientos que contengan hidrocarburos.

Mediante Junta Extraordinaria de Accionistas Nº 10 celebrada el 24 de septiembre de 1999, se aprobó la

ampliación del objeto social. Esto para permitir a la Sociedad realizar la comercialización en Chile o en el

extranjero de hidrocarburos provenientes de sus propias actividades en el exterior o de actividades de sus filiales,

como también brindar servicios de asesoría, en actividades de exploración, explotación y beneficio de yacimientos

de hidrocarburos.

En Junta Extraordinaria de Accionistas de fecha 2 de marzo de 2005, se aprobó cambiar el nombre de la Sociedad

por Enap Sipetrol S.A.

La Sociedad está inscrita con el N° 187 de la Superintendencia de Valores y Seguros.

Los estados financieros de la Sociedad correspondientes al ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2014 fueron

aprobados por su Directorio en Sesión Ordinaria N°328 de fecha 29 de enero de 2015. Los estados financieros de

la Sociedad correspondientes al ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2013 fueron aprobados por su

Directorio en Sesión Ordinaria N° 315 de fecha de 28 de enero de 2014.

2. DESCRIPCIÓN DEL NEGOCIO

La Sociedad puede realizar fuera del territorio nacional, las actividades de exploración, producción y dentro del

territorio nacional, la comercialización de hidrocarburos que provengan de sus propias actividades en el exterior o

de la actividad de sus filiales, prestar servicios de asesoría, tanto en Chile como en el extranjero asociadas a las

actividades de exploración, explotación y beneficio de yacimientos de hidrocarburos.

El grupo consolidado se compone de Enap Sipetrol S.A. (“la Sociedad”) e incluye las sucursales de Ecuador y

Venezuela (sin actividad económica) y las filiales en Argentina, Inglaterra (en proceso de cierre), Ecuador,

Uruguay y las operaciones conjuntas descritos en Nota 14.

2

La sucursal y filiales de la Sociedad con actividad y con participación en activos son:

Enap Sipetrol S.A., Sucursal Ecuador

Sucursal registrada en Ecuador el 28 de octubre de 1992. Es titular de Contratos de Servicios Específicos para el

Desarrollo y Producción de Petróleo Crudo en los campos Mauro Dávalos Cordero (MDC) y Paraíso, Biguno y

Huachito (PBH), en la región amazónica ecuatoriana.

Con fecha 12 de noviembre de 2008, la Superintendencia de Compañías de Ecuador autorizó cambiar el nombre

de Sociedad Internacional Petrolera S.A. a su actual denominación Enap Sipetrol S.A., la que fue inscrita en el

Registro Mercantil del Cantón de Quito y en la Dirección Nacional de Hidrocarburos con fechas 26 de noviembre

y 19 de diciembre de 2008, respectivamente.

Con fecha 15 de septiembre de 2008 se constituyó la compañía denominada Golfo de Guayaquil Petroenap,

Compañía de Economía Mixta, en la ciudad de Quito, Ecuador. Enap Sipetrol S.A., sucursal Ecuador, suscribió

40 acciones Tipo “B” que representan el 40% del capital social.

Con fecha 3 de octubre de 2011, Enap Sipetrol S.A. (sucursal Ecuador) y la Secretaria de Hidrocarburos del

Ecuador, suscribieron un contrato de prestación de servicios para la exploración y explotación de hidrocarburos

(petróleo-crudo) en el “Bloque 3 Jambelí”, ubicado en el Golfo de Guayaquil.

Enap Sipetrol Argentina S.A.

Constituida el 17 de julio de 1997 bajo las leyes de la República Argentina. Tiene participación en los bloques:

Área Magallanes (50%), CAM 2A Sur (50%), Pampa del Castillo – La Guitarra (100%) y Campamento Central –

Cañadón Perdido (50%). Además, participa en exploración en los bloques La Invernada (50%) y E2 (33%) ex

CAM 1 y CAM 3.

Sipetrol International S.A.

Sociedad Anónima Financiera de Inversión, constituida bajo las leyes de la República Oriental del Uruguay,

adquirida en junio de 1998. Participa en actividades de producción en Egipto en el bloque East Ras Qattara

(50,5%), y actividades de exploración en Bloque 2 – Rommana (40%) y Bloque 8 – Sidi Abd El Rahman (30%).

Además, tiene participación en el Bloque Mehr, en Irán, la que se encuentra en etapa de devolución del área, bajo

los términos señalados en la Nota 14 d).

Otras

Enap Sipetrol (UK) Limited, se encuentra en proceso de cierre de sus operaciones, el cual se espera concluir en el

transcurso del año 2015. Enap Sipetrol S.A. tiene un 100% de participación en el capital social.

Sociedad Internacional Petrolera Enap Ecuador S.A., constituida el 19 de julio de 2002, actualmente sin actividad

económica.

Enap Sipetrol S.A., Sucursal Venezuela, constituida el 24 de junio de 1994, actualmente sin actividad económica.

3

3. RESUMEN DE PRINCIPALES POLÍTICAS CONTABLES APLICADAS

3.1. Principios contables

Los presentes estados financieros consolidados se presentan en miles de dólares de los Estados Unidos de

Norteamérica, confeccionados a partir de los registros de contabilidad mantenidos por Enap Sipetrol S.A. y

Filiales y han sido preparados de acuerdo a normas impartidas por la Superintendencia de Valores y Seguros de

Chile (en adelante SVS) las cuales, excepto por lo dispuesto por su Oficio Circular N° 856, según se detalla en el

párrafo siguiente, son consistentes con las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF).

Con fecha 26 de septiembre de 2014 se promulgó la ley 20.780, publicada el 29 de septiembre de 2014, la cual

introduce modificaciones al sistema tributario en Chile en lo referente al impuesto a la renta, entre otras materias.

En relación con dicha Ley, el 17 de octubre de 2014 la SVS emitió el Oficio Circular N° 856, en el cual dispuso

que la actualización de los activos y pasivos por impuestos a la renta diferidos que se producen como efecto

directo del incremento en la tasa de impuestos de primera categoría introducido por la Ley 20.780 (Reforma

Tributaria) se realizaran contra patrimonio y no como indica la NIC 12. En Notas 3r se detallan los criterios

empleados de la reforma y la aplicación del Oficio Circular citado.

La preparación de los presentes estados financieros consolidados requiere el uso de estimaciones y supuestos por

parte de la Administración del Grupo ENAP. Estas estimaciones están basadas en el mejor saber de la

administración sobre los montos reportados, eventos o acciones. El detalle de las estimaciones y juicios contables

críticos se detallan en la Nota 5.

A continuación se describen las principales políticas contables adoptadas en la preparación de estos estados

financieros consolidados, estas políticas han sido definidas en función de las NIC y NIIF vigentes al 31 de

diciembre de 2014, y han sido aplicadas de manera uniforme a los ejercicios que se presentan en estos estados

financieros consolidados.

a. Bases de preparación y período - Los presentes estados financieros consolidados de Enap Sipetrol S.A. y

Filiales comprenden el estado de situación financiera al 31 de diciembre de 2014 y 2013, los estados de

resultados, de resultados integrales, de cambios en el patrimonio y de flujo de efectivo por los ejercicios

terminados al 31 de diciembre de 2014 y 2013 y han sido preparados de acuerdo con Normas Internacionales de

Información Financiera (NIIF).

Estos estados financieros consolidados han sido preparados sobre la base del costo histórico, excepto los

instrumentos financieros que son medidos a valor razonable como se explica en las políticas contables descritas a

continuación. El costo histórico, generalmente se basa en el valor razonable de la consideración entregada en un

intercambio de activos.

b. Bases de consolidación - Los estados financieros consolidados de la Sociedad incluyen los activos, pasivos,

ingresos, gastos y flujos de caja de la Matriz y de sus subsidiarias, después de eliminar las transacciones entre

compañías relacionadas.

Los estados financieros de las entidades dependientes tienen moneda funcional y moneda de presentación dólares

de los Estados Unidos de Norteamérica.

4

i) Filiales:

Las filiales son aquellas sobre las que la Sociedad ejerce, directa o indirectamente su control, entendido como la

capacidad de poder dirigir las políticas operativas y financieras de una empresa para obtener beneficios de sus

actividades. Esta capacidad se manifiesta, en general aunque no únicamente, por la propiedad, directa o indirecta,

del 50% o más de los derechos políticos de la sociedad. Asimismo, se consolidan por este método aquellas

entidades en las que, a pesar de no tener este porcentaje de participación, se entiende que sus actividades se

realizan en beneficio de la sociedad, estando ésta expuesta a la mayoría de los riesgos y beneficios de la entidad

dependiente.

A la hora de evaluar si la Sociedad controla a otra entidad se considera la existencia y el efecto de los derechos

potenciales de voto que sean actualmente susceptibles de ser ejercidos. Las Filiales se consolidan a partir de la

fecha en que se transfiere el control a la Sociedad y se excluyen de la consolidación en la fecha en que cesa el

mismo.

Para contabilizar la adquisición de las afiliadas se utiliza el método de adquisición, según este método el costo de

adquisición es el valor razonable de los activos entregados, de los instrumentos de patrimonio emitidos y de los

pasivos incurridos o asumidos en la fecha de intercambio. Los activos identificables adquiridos y los pasivos y

contingencias identificables asumidos en una combinación de negocios se valoran inicialmente por su valor

razonable a la fecha de adquisición. El exceso del costo de adquisición sobre el valor razonable de la participación

del Grupo en los activos netos identificables adquiridos, se reconoce como “Plusvalía”. Si el costo de adquisición

es menor que el valor razonable de los activos netos de la afiliada adquirida, la diferencia se reconoce

directamente como utilidad en el estado de resultados.

En el caso de las filiales de propiedad parcial, las participaciones no controladoras en el patrimonio y en los

resultados del ejercicio de las sociedades filiales se presentan, respectivamente, en los rubros “Participaciones no

controladoras” del estado de situación financiera consolidado y “Ganancia (pérdida), atribuible a participaciones

no controladoras” en el estado de resultados del ejercicio consolidado y “Resultado integral atribuible a

participaciones no controladoras” en el estado de resultados integrales consolidado.

Se eliminan las transacciones intercompañías, los saldos y las ganancias no realizadas por transacciones entre

entidades. Las pérdidas no realizadas también se eliminan, a menos que la transacción proporcione evidencia de

una pérdida por deterioro del activo transferido. Cuando es necesario para asegurar su uniformidad con las

políticas adoptadas, se modifican las políticas contables de las afiliadas.

En el cuadro siguiente, se detallan las sociedades filiales directas e indirectas, que han sido consolidadas por Enap

Sipetrol S.A.

Sociedad Domicilio Relación

con matriz

31.12.2014 31.12.2013

Enap Sipetrol Argentina S.A. Argentina Filial directa 99,50% 99,50%

Enap Sipetrol (UK) Limited Reino Unido Filial directa 100,00% 100,00%

Sipetrol International S.A. Uruguay Filial directa 100,00% 100,00%

Sociedad Internacional Petrolera ENAP Ecuador S.A. Ecuador Filial directa 100,00% 100,00%

Porcentaje de participación

accionaria

ii) Acuerdos conjuntos

Los principios para la presentación de información financiera donde la empresa tiene una participación en

acuerdos que son controlados conjuntamente, se reconocen de acuerdo a NIIF 11 “Acuerdos conjuntos”.

5

Un acuerdo conjunto puede tomar las formas de una operación conjunta, para su distinción una entidad

determinará el tipo de acuerdo conjunto en el que está involucrada considerando sus derechos y obligaciones

surgidos del acuerdo, adicionalmente, evaluará sus derechos y obligaciones considerando la estructura y forma

legal del acuerdo, las cláusulas acordadas por las partes en el acuerdo contractual y otros factores y circunstancias,

cuando sean relevantes.

Una operación conjunta es un acuerdo conjunto mediante el cual las partes que tienen control conjunto del

acuerdo tienen derechos a los activos y obligaciones con respecto a los pasivos, relacionados con el acuerdo. Esas

partes se denominan operadores conjuntos.

Un operador conjunto reconocerá en relación con su participación en una operación conjunta:

(i) sus activos, incluyendo su participación en los activos mantenidos conjuntamente;

(ii) sus pasivos, incluyendo su participación en los pasivos incurridos conjuntamente;

(iii) sus ingresos de actividades ordinarias procedentes de la venta de su participación en el producto que surge de

la operación conjunta;

(iv) su participación en los ingresos de actividades ordinarias procedentes de la venta del producto que realiza la

operación conjunta; y

(v) sus gastos, incluyendo su participación en los gastos incurridos conjuntamente.

Un negocio conjunto es un acuerdo conjunto mediante el cual las partes que tienen control conjunto del acuerdo

tienen derechos a los activos netos del acuerdo. Esas partes se denominan partícipes de un negocio conjunto.

Un partícipe de un negocio conjunto contabilizará en los estados financieros consolidados su participación en un

negocio conjunto como una inversión en asociadas utilizando el método de la participación.

iii) Sucursal

Se consideran sucursales a aquellas extensiones de la misma compañía creadas con el propósito de abarcar

mercados ubicados fuera de la localidad en la que se encuentra la casa matriz, Enap Sipetrol S.A. Desde el punto

de vista jurídico, la principal característica de las sucursales es que son parte integrante de la casa matriz. El

concepto de sucursal supone dependencia económica y jurídica de la principal y existe titularidad de una misma

persona jurídica con tratamiento legal unitario. Ostenta el mismo nombre, mantiene la unidad de la empresa, no

tiene capital propio ni responsabilidad separada, aunque dentro de las relaciones internas esté investida de una

relativa autonomía administrativa.

Los activos, pasivos, ingresos y gastos correspondientes a las sucursales se presentan en el estado de situación

financiera consolidado y en el estado de resultados integrales consolidados de acuerdo con su naturaleza

específica.

iv) Transacciones con intereses minoritarios

Cuando hay cambios en la proporción del capital perteneciente a la participación no controladora en una filial, el

Grupo ajusta los importes en libros de las participaciones controladoras y no controladoras para reflejar los

cambios en sus intereses relativos con respecto a la filial. El Grupo reconoce directamente en patrimonio cualquier

diferencia entre el importe del ajuste a la participación no controladora y el valor razonable de la contraprestación

pagada o recibida atribuible a los propietarios de la matriz.

6

v) Otras Inversiones

Corresponden a inversiones no contabilizadas bajo afiliadas, asociadas ni operaciones conjuntas que son

registradas según lo señalado en nota 3.l – Activos financieros corrientes y no corrientes.

c. Moneda funcional - La moneda funcional de Enap Sipetrol S.A. y Filiales es el dólar de los Estados Unidos de

Norteamérica. La moneda funcional para cada entidad se ha determinado como la moneda del ambiente

económico principal en el que operan. Las transacciones distintas a las que se realizan en la moneda funcional de

la entidad se han convertido a la tasa de cambio vigente a la fecha de la transacción. Los activos y pasivos

monetarios expresados en monedas distintas a la funcional se han convertido a las tasas de cambio de cierre. El

patrimonio neto se mantiene a tipo de cambio histórico a la fecha de su adquisición o aportación. Las ganancias y

pérdidas por la conversión se han incluido en las utilidades o pérdidas netas del ejercicio dentro de otras partidas

financieras.

d. Bases de conversión - Los activos y pasivos en pesos chilenos, en unidades de fomento y otras monedas, han

sido traducidos a dólares a los tipos de cambio vigentes a la fecha de cierre de los estados financieros, de acuerdo

al siguiente detalle:

31.12.2014 31.12.2013

Pesos Chilenos 606,75 524,61

Pesos Argentinos 8,55 6,52

Libra Egipcia 7,16 6,94

Libra Esterlina 0,64 0,61

Unidad de fomento 0,02 0,02

e. Compensación de saldos y transacciones - Como norma general en los estados financieros no se compensan

los activos y pasivos, tampoco los ingresos y gastos, salvo en aquellos casos en que la compensación sea

requerida o permitida por alguna norma y esta presentación sea un reflejo del fondo de la transacción.

Los ingresos o gastos con origen en transacciones que, contractualmente o por imperativo de una norma legal,

contemplan la posibilidad de compensación y la Sociedad tiene la intención de liquidar por su importe neto o de

realizar el activo y proceder al pago del pasivo de forma simultánea, se presentan netos en la cuenta de resultados.

f. Moneda extranjera - Las transacciones en una divisa distinta de la moneda funcional de una Sociedad se

consideran transacciones en “moneda extranjera” y se contabilizan en su moneda funcional al tipo de cambio

vigente en la fecha de la operación. Al cierre de cada ejercicio, los saldos del estado de situación financiera de las

partidas monetarias en moneda extranjera se valorizan al tipo de cambio vigente a dicha fecha, y las diferencias de

cambio que surgen de tal valoración se registran en los estados de resultados del ejercicio, en el rubro

“Diferencias de cambio”.

g. Inversiones en asociadas contabilizadas por el método de participación - Se consideran entidades coligadas

o asociadas a aquellas sobre las cuales la Sociedad está en posición de ejercer una influencia significativa, pero no

un control ni control conjunto, por medio del poder de participar en las decisiones sobre sus políticas operativas y

financieras y son incorporadas en estos estados financieros consolidados usando el método de la participación.

Con carácter general, la influencia significativa se presume en aquellos casos en los que el Grupo posee una

participación superior al 20%.

Según el método de la participación, la inversión se registra inicialmente al costo, y es ajustada posteriormente

por los cambios posteriores a la adquisición en la parte del inversor, de los activos netos de la participada. El

resultado del ejercicio consolidado incluye la participación en el resultado del ejercicio de la participada en el

7

rubro “Participación en ganancias (pérdidas) de asociadas contabilizadas por el método de la participación” y el

otro resultado integral incluye su participación en el otro resultado integral de la participada.

Cuando la participación del Grupo en las pérdidas de una asociada supera la inversión en dicha asociada, el Grupo

descontinúa el reconocimiento de su participación en las pérdidas adicionales. Las pérdidas adicionales sólo se

reconocen en la medida en que el Grupo haya incurrido en obligaciones legales o constructivas o haya realizado

pagos en nombre de la asociada.

Las ganancias no realizadas por transacciones entre el Grupo y sus coligadas o asociadas se eliminan en función

del porcentaje de participación del Grupo en éstas. También se eliminan las pérdidas no realizadas, excepto si la

transacción proporciona evidencia de pérdida por deterioro del activo que se transfiere. Cuando es necesario para

asegurar su uniformidad con las políticas adoptadas por el Grupo, se ajusta la información financiera de coligadas

o asociadas.

h. Propiedades, planta y equipo - Los bienes de propiedad, planta y equipo son registrados al costo, excluyendo

los costos de mantención periódica menos depreciación acumulada, menos pérdidas por deterioro de valor.

El costo de los elementos de propiedades, planta y equipo comprende su precio de adquisición más todos los

costos directamente relacionados con la ubicación del activo, su puesta en condiciones de funcionamiento según

lo previsto por la gerencia y la estimación inicial de cualquier costo de desmantelamiento y retiro del elemento o

de rehabilitación del emplazamiento físico donde se asienta.

Adicionalmente, se considerará como costo de los elementos de propiedades, planta y equipo, los costos por

intereses de la financiación directamente atribuibles a la adquisición o construcción de activos que requieren de un

período de tiempo sustancial antes de estar listos para su uso o venta.

Los gastos de reparaciones, conservación y mantenimiento se imputan a resultados del ejercicio en que se

producen. Cabe señalar, que algunos elementos de propiedades, planta y equipo de la Sociedad requieren

revisiones periódicas. En este sentido, los elementos objeto de sustitución son reconocidos separadamente del

resto del activo y con un nivel de desagregación que permita amortizarlos en el ejercicio que medie entre la actual

y hasta la siguiente reparación.

Las operaciones de exploración se registran de acuerdo a las normas establecidas en la NIIF 6 “Exploración y

Evaluación de Recursos Minerales”.

Estas operaciones de Exploración de Hidrocarburos se registran de acuerdo con el método de esfuerzos exitosos

(successful-efforts) y el tratamiento contable de los diferentes costos incurridos bajo este método es el siguiente:

i) Los costos originados en la adquisición de nuevos derechos o participaciones en áreas con reservas probadas y

no probadas se capitalizan en el rubro Propiedades, planta y equipo.

ii) Los costos originados en la adquisición de participaciones en áreas exploratorias se capitalizan a su precio de

compra y se amortizan con cargo a resultados de acuerdo con el criterio señalado en el rubro costos de

exploración. En el caso que no se encuentren reservas, estos valores previamente capitalizados, son registrados

como gasto en resultados. Cuando el resultado es positivo en la exploración, es decir, existe un descubrimiento

comercialmente explotable, los costos se presentan en el rubro Propiedad planta y equipo, a su valor neto contable

en el momento que así se determine. Los pozos se clasifican como comerciales únicamente si se espera que

generen un volumen de reservas suficiente para justificar su desarrollo comercial.

8

iii) Los costos de exploración, anterior a la perforación, como los gastos de geología y geofísica, costos asociados

al mantenimiento de las reservas no probadas y los otros costos relacionados con la exploración se cargan a

resultados en el momento en que se incurren.

iv) Los costos de perforación incurridos en las campañas exploratorias, incluyendo los pozos exploratorios

estratigráficos, se capitalizan y se presentan en el rubro Propiedades, planta y equipo, pendientes de la

determinación de si se han encontrado reservas probadas que justifiquen su desarrollo comercial. Si no se han

encontrado reservas probadas, estos costos inicialmente capitalizados son cargados en resultados.

v) Los costos de perforación de pozos que hayan dado lugar a un descubrimiento positivo de reservas

comercialmente explotables se capitalizan y se presentan en el rubro Propiedades planta y equipo.

vi) Los costos de desarrollo incurridos para extraer las reservas probadas y para tratamiento y almacenaje de

petróleo y gas (incluyendo costos de perforación de pozos productivos y de pozos en desarrollo secos,

plataformas, sistemas de mejora de recuperación, etc.) se capitalizan y se presentan en el rubro Propiedades,

planta y equipo.

vii) Los costos por los futuros abandonos y desmantelamientos de campos están calculados, campo por campo y

se capitalizan por su valor estimado. Esta capitalización se realiza con abono al rubro otras provisiones no

corrientes.

Las inversiones capitalizadas según los criterios anteriores se amortizan de acuerdo con el siguiente método:

a) Las inversiones correspondientes a adquisición de reservas probadas se amortizan a lo largo de la vida

comercial estimada del yacimiento en función de la relación existente entre la producción del año y las reservas

probadas del campo al inicio del ejercicio de amortización.

b) Las inversiones relacionadas con reservas no probadas o de campos en evaluación no se amortizan. Estas

inversiones son analizadas, al menos anualmente, o antes si existiera un indicio de deterioro y de producirse un

deterioro, éste se reconoce con cargo a resultados.

c) Los costos originados en perforaciones y las inversiones efectuadas con posterioridad para el desarrollo y

extracción de las reservas de hidrocarburos se amortizan a lo largo de la vida comercial estimada del yacimiento,

en función de la relación existente entre la producción del año y las reservas probadas desarrolladas del campo al

inicio del ejercicio de amortización.

Los cambios en las estimaciones de reservas se tienen en cuenta en el cálculo de las amortizaciones con carácter

prospectivo.

Siempre que haya un indicio de que pueda existir un deterioro en el valor de los activos, se compara el valor

recuperable de los mismos con su valor neto contable.

Cualquier registro o reverso de una pérdida de valor, que surja como consecuencia de esta comparación, se

registra con cargo o abono a resultados según corresponda.

i. Depreciación - Los elementos de propiedades, planta y equipo, con excepción de aquellos relacionados con las

actividades de Exploración y Producción de hidrocarburos, se deprecian siguiendo el método lineal, mediante la

distribución del costo de adquisición de los activos menos el valor residual estimado entre los años de vida útil

estimada de los elementos. A continuación se presentan los principales elementos de propiedad, planta y equipo y

sus años de vida útil:

9

Vida útil

años

Edificios 30 y 50

Plantas y Equipos

Plantas 10 y 15

Equipos 10 y 18

Equipos de tecnología de la información 4 y 6

Instalaciones fijas y accesorios 10 y 20

Vehículos de motor 7

Mejoras de bienes arrendados:

Edificaciones 10

Inversiones en exploración y producción Cuota de agotamiento

Otras propiedades de planta y equipo 3 y 20

Para aquellos elementos de propiedades, planta y equipo relacionados con las actividades de exploración y

producción de hidrocarburos, se amortizan según el método de amortización de unidades de producción (cuota de

agotamiento).

El valor residual y la vida útil de los elementos de activos fijos se revisan anualmente y su depreciación comienza

cuando los activos están en condiciones de uso.

Los terrenos se registran de forma independiente de los edificios o instalaciones que puedan estar asentadas sobre

los mismos y se entiende que tienen una vida útil indefinida y por lo tanto, no son objetos de depreciación.

La Sociedad evalúa, cuando se presentan factores de indicio de deterioro, la existencia de un posible deterioro de

valor de los activos de propiedades, planta y equipo. Mediante la metodología de descontar los flujos futuros a

una tasa de descuento real antes de impuesto, las proyecciones consideran un horizonte de 5 años más la

perpetuidad. El último análisis se realizó con fecha 31 de diciembre de 2014, dicho análisis concluyó que las

inversiones no requieren ajustes en tal sentido.

j. Activos no corrientes o grupos de activos para su disposición - Los activos no corrientes o grupos de activos

para su disposición se clasifican como mantenidos para la venta si su importe en libros se recupera a través de una

operación de venta y no a través del uso continuado de los mismos. Esta condición se considera cumplida

únicamente cuando la venta es altamente probable y el activo está disponible para la venta inmediata en su estado

actual. La venta se considera altamente probable si previsiblemente se completará en el plazo de un año desde la

fecha de clasificación.

Estos activos se presentan valorados por el menor importe entre el valor en libros y el valor razonable menos el

costo de venta.

k. Deterioro de activos no financieros - La política definida por la Sociedad es que cada vez que exista

evidencia objetiva como resultado de uno o más eventos ocurridos después del reconocimiento inicial, que el

importe en libros puede no ser recuperable se realizan pruebas de deterioro.

La pérdida por deterioro, se reconoce por el exceso del importe en libros del activo sobre su importe recuperable.

El importe recuperable es el mayor entre el valor razonable de un activo menos los costos para la venta y su valor

en uso.

10

A efectos de evaluar las pérdidas por deterioro del valor, los activos se agrupan al nivel más bajo para el que hay

flujos de efectivo identificables por separado (unidades generadoras de efectivo).

Los activos sobre los cuales se aplica la metodología anteriormente descrita, son los siguientes:

Propiedades, planta y equipo, relacionados con las operaciones de producción y exploración de hidrocarburos.

Inversiones contabilizadas utilizando el método de la participación.

l. Otros activos financieros – La Sociedad clasifica sus activos financieros en las siguientes categorías: a valor

razonable con cambios en resultados, préstamos y cuentas a cobrar, activos financieros mantenidos hasta su

vencimiento y disponibles para la venta. La clasificación depende del propósito con el que se adquirieron los

activos financieros y se determina al momento del reconocimiento inicial.

i) Activos financieros a valor razonable con cambios en resultados

Los activos financieros a valor razonable con cambios en resultados son activos financieros mantenidos para

negociar. Un activo financiero se clasifica en esta categoría si se adquiere principalmente con el propósito de

venderse en el corto plazo.

ii) Préstamos y cuentas por cobrar con cambios en resultados

Los préstamos y cuentas por cobrar son activos financieros no derivados con pagos fijos o determinables, que no

cotizan en un mercado activo, se clasifican en activos corrientes, excepto los vencimientos superiores a 12 meses

desde la fecha del balance, que se clasifican como activos no corrientes. Los préstamos y cuentas por cobrar

incluyen los deudores comerciales y otras cuentas por cobrar.

iii) Activos financieros mantenidos hasta su vencimiento

Los activos financieros mantenidos hasta su vencimiento son activos financieros no derivados con pagos fijos o

determinables y vencimiento fijo, que la administración de la Sociedad tiene la intención positiva y la capacidad

de mantener hasta su vencimiento.

Si la Sociedad vendiese un importe significativo de los activos financieros mantenidos hasta su vencimiento, la

categoría completa se reclasificaría como disponible para la venta. Estos activos financieros se clasifican en otros

activos financieros, no corrientes, excepto aquéllos con vencimiento inferior a 12 meses a partir de la fecha del

Estado de Situación Financiera, que se clasifican como activos financieros corrientes.

iv) Activos financieros disponibles para la venta

Los activos financieros disponibles para la venta son activos no derivados que se designan en esta categoría, o que

no son clasificados en ninguna de las otras categorías. Se clasifican en otros activos financieros no corrientes, a

menos que la administración pretenda enajenar la inversión en los 12 meses siguientes a la fecha del Estado de

Situación Financiera.

Deterioro de activos financieros - Los activos financieros, distintos de aquellos valorizados a valor razonable a

través de resultados, son evaluados a la fecha de cada estado de situación para establecer la presencia de

indicadores de deterioro. Los activos financieros se encuentran deteriorados cuando existe evidencia objetiva de

que, como resultado de uno o más eventos ocurridos después del reconocimiento inicial, los flujos futuros de caja

estimados de la inversión han sido afectados negativamente.

11

En el caso de los activos financieros valorizados al costo amortizado, la pérdida por deterioro corresponde a la

diferencia entre el valor libro del activo y el valor presente de los flujos futuros de caja estimados, descontados a

la tasa de interés efectiva original del activo financiero. Las inversiones financieras de la sociedad son realizadas

en instituciones de la más alta calidad crediticia y mantenidas en el corto plazo, por lo que no presentan a la fecha

un indicio de deterioro respecto de su valor libro.

Para determinar si los títulos de patrimonio clasificados como disponibles para la venta, han sufrido pérdidas por

deterioro, se considerará si ha habido un descenso significativo o prolongado en el valor razonable de los títulos

por debajo de su costo. Si existe cualquier evidencia de este tipo, para los activos financieros disponibles para

venta, la pérdida acumulada determinada como la diferencia entre el costo de adquisición y el valor razonable

corriente, menos cualquier pérdida por deterioro del valor en ese activo financiero previamente reconocido en

resultados acumulados se reversan del patrimonio y se reconoce en el estado de resultados en el rubro “Otros

gastos por función”. Estas pérdidas por deterioro del valor, reconocidas en el estado de resultados por

instrumentos de patrimonio, no se revierten.

Valorizaciones en momento de reconocimiento inicial y enajenación: Las adquisiciones y enajenaciones de

activos financieros se reconocen en la fecha de negociación, es decir, la fecha en que la Sociedad se compromete a

adquirir o vender el activo. Las inversiones se reconocen inicialmente por el valor razonable más los costos de la

transacción para todos los activos financieros no clasificados a valor razonable con cambios en resultados. Los

activos financieros a valor razonable con cambios en resultados se reconocen inicialmente por su valor razonable,

y los costos de la transacción se llevan a resultados. Las inversiones se dan de baja contablemente cuando los

derechos a recibir flujos de efectivo de las inversiones han vencido o se han transferido y la Sociedad ha

traspasado sustancialmente todos los riesgos y beneficios derivados de su titularidad.

Valoración posterior

Los activos financieros disponibles para la venta y los activos financieros a valor razonable con cambios en

resultados se contabilizan posteriormente por su valor razonable. Los préstamos y cuentas a cobrar y los activos

financieros mantenidos hasta su vencimiento se contabilizan por su costo amortizado de acuerdo con el método de

tasa de interés efectiva.

Las pérdidas y ganancias que surgen de cambios en el valor razonable de la categoría de activos financieros a

valor razonable con cambios en resultados se incluyen en el estado de resultados dentro de “Otras ganancias /

(pérdidas) netas” en el ejercicio en que surgen. Los ingresos por dividendos derivados de activos financieros a

valor razonable con cambios en resultados se reconocen en el estado de resultados dentro de “Otras ganancias /

(pérdidas) netas” cuando se establece el derecho del Grupo a recibir el pago.

Los cambios en el valor razonable de inversiones financieras en títulos de deuda denominados en moneda

extranjera, clasificados como disponibles para la venta, son separados entre diferencias de cambio resultantes de

modificaciones en el costo amortizado del título y otros cambios en el importe en libros del mismo. Las

diferencias de cambio se reconocen en el resultado del ejercicio y los otros cambios en el importe en libros se

reconocen en el patrimonio, y son estos últimos reflejados de acuerdo con NIC 1 a través del estado de otros

resultados integrales. Las diferencias de cambio sobre inversiones financieras en instrumentos de patrimonio

mantenidos a valor razonable con cambios en resultados, se presentan clasificados como activos financieros

disponibles para la venta parte de la ganancia o pérdida en el valor razonable. Las diferencias de cambio sobre

estas inversiones clasificadas como activos financieros disponibles para la venta, se incluyen en el patrimonio en

la cuenta de reserva correspondiente, y son reflejados en el estado de otros resultados integrales.

Cuando el valor de un título clasificado como disponible para la venta se vende o su valor se deteriora, los ajustes

acumulados por fluctuaciones en su valor razonable reconocidos en el patrimonio, se reconocen en el estado de

resultados en el rubro “Otras ganancias (pérdidas)”.

12

Los intereses que, surgen de los valores disponibles para la venta calculados usando el método de interés efectivo,

se reconocen en el estado de resultados en el rubro “Otros ingresos por función”. Los dividendos generados por

instrumentos disponibles para la venta se reconocen en el estado de resultados en el rubro “Otros ingresos por

función” cuando se ha establecido el derecho del Grupo a percibir el pago de los dividendos.

Los valores razonables de las inversiones que cotizan, se basan en precios de compra corrientes. Si el mercado

para un activo financiero no es activo (o el instrumento no cotiza en bolsa), la Sociedad establece el valor

razonable empleando técnicas de valoración que incluyen, el uso de valores observados en transacciones libres

recientes entre partes interesadas y debidamente informadas, referencias a otros instrumentos sustancialmente

similares, el análisis de flujos de efectivo descontados y modelos de fijación de precios de opciones, haciendo uso

máximo de información del mercado y usando lo menos posible información interna específica del Grupo ENAP.

En caso que, ninguna técnica mencionada pueda ser utilizada para fijar el valor razonable, se registran las

inversiones a su costo de adquisición neto de la pérdida por deterioro, si fuera el caso.

m. Derivados implícitos - La Sociedad evalúa la existencia de derivados implícitos en contratos, para determinar

si sus características y riesgos están estrechamente relacionados con el contrato principal siempre que el conjunto

no esté contabilizado a valor razonable. Los derivados implícitos son separados del contrato principal, que no es

medido a valor justo a través de resultado, cuando el análisis muestra que las características económicas y los

riesgos de los derivados implícitos no están estrechamente relacionados con el contrato principal.

n. Reconocimiento de ingresos - Los ingresos por ventas y servicios son reconocidos por la Sociedad, cuando los

riesgos relevantes y beneficios de la propiedad de los productos son transferidos al comprador y los productos son

entregados en la ubicación acordada. Los ingresos son medidos al valor razonable de la consideración recibida o

por recibir y representa los montos a recibir por los servicios provistos en el curso normal de los negocios, neto de

los descuentos e impuestos relacionados.

La Sociedad reconoce los ingresos cuando el importe de los mismos puede ser valorado de manera fiable, y es

probable que los beneficios económicos futuros vayan a fluir a la Sociedad, según se describe a continuación:

i) Ventas de bienes: Los ingresos por ventas de bienes se reconocen cuando una entidad de la Sociedad ha

entregado los productos al cliente y no existe ninguna obligación pendiente de cumplirse que pueda afectar la

aceptación de los productos por parte del cliente. La entrega no tiene lugar hasta que los productos se han enviado

al lugar indicado por el comprador, los riesgos de obsolescencia y pérdida se han transferido al cliente y el cliente

ha aceptado los productos de acuerdo con el contrato de venta, el período de aceptación ha finalizado, o bien la

Sociedad tiene evidencia objetiva de que se han cumplido los criterios necesarios para la aceptación. Las ventas se

reconocen en función del precio fijado en el contrato de venta, neto de los descuentos por volumen y las

devoluciones estimadas a la fecha de la venta. Se presume que no existe un componente de financiación

significativo, debido a que las ventas se realizan con un período medio de cobro reducido, lo que está en línea con

la práctica habitual del mercado.

ii) Venta de servicios: Los ingresos por ventas de servicios se reconocen cuando pueden ser estimados con

fiabilidad y en función a los servicios efectivamente prestados a la fecha de cierre de los estados financieros.

iii) Ingresos por dividendos: Los dividendos son reconocidos por la sociedad cuando el derecho a recibir el

pago queda establecido.

iv) Ingresos por intereses: Los intereses se reconocen usando el método de tasa de interés efectiva.

13

v) Ingresos diferidos: Los ingresos diferidos, corresponden a valores percibidos anticipadamente en virtud de

un contrato de usufructo suscrito. Estos ingresos se amortizan linealmente con abono a resultados sobre base

devengada.

o. Existencias – El petróleo crudo y gas natural están valorizados a su costo de producción, las materias primas,

productos en proceso, productos terminados y materiales, están valorizados inicialmente al costo. Posteriormente

al reconocimiento inicial, se valorizan al menor entre el valor neto realizable y el costo. La Sociedad utiliza el

método FIFO como método de costeo para los productos en existencia y para los materiales utiliza el método del

Precio Promedio Ponderado.

El valor neto realizable, representa la estimación del precio de venta al cierre del ejercicio menos todos los costos

estimados de terminación y los costos que serán incurridos en los procesos de comercialización, ventas y

distribución.

p. Provisión de beneficios a los empleados - Los costos asociados a los beneficios contractuales del personal,

relacionados con los servicios prestados por los trabajadores durante el ejercicio, son cargados a resultados en el

ejercicio en que se devengan. Las ganancias y pérdidas actuariales se reconocen en el rubro Otro resultado

integral dentro de reservas de patrimonio.

Las obligaciones por concepto de indemnizaciones por años de servicios surgen como consecuencia de acuerdos

de carácter colectivo suscritos con los trabajadores de la Sociedad en los que se establece el compromiso por parte

de la empresa. La Sociedad reconoce el costo de los beneficios del personal de acuerdo a cálculos actuariales,

según lo requerido por la NIC 19 “Beneficios del personal” donde se consideran estimaciones como la expectativa

de vida, permanencia futura e incrementos de salarios futuros. Para determinar dicho cálculo al 31 de diciembre

de 2014, se ha utilizado una tasa de descuento de 5,91% anual (6,49% en 2013).

La Sociedad reconoce un pasivo y un gasto asociado al Sistema de Renta Variable (SRV) que aplica a todos sus

ejecutivos, en base a una fórmula que tiene en cuenta Resultados financieros anuales de la empresa, resultados de

área y nivel de cumplimiento de metas alcanzado por cada gerencia. Se reconoce una provisión cuando la

empresa, se encuentra obligada contractualmente, o cuando existe una práctica que en el pasado ha creado una

obligación implícita.

q. Otras provisiones y pasivos contingentes – Corresponden a obligaciones presentes, legales o asumidas,

surgidas como consecuencia de un suceso pasado para cuya cancelación se espera una salida de recursos, cuyo

importe y oportunidad se pueden estimar fiablemente.

Los pasivos contingentes corresponden a obligaciones posibles, surgidas a raíz de sucesos pasados y cuya

existencia ha de ser confirmada sólo por que ocurran o no ocurran uno o más hechos futuros inciertos que no están

enteramente bajo el control de la Sociedad; o una obligación presente, surgida a raíz de sucesos pasados, que no se

ha reconocido contablemente porque no es probable que para satisfacerla se vaya a requerir una salida de recursos

que incorporen beneficios económicos; o porque el importe de la obligación no pueda ser medido con la suficiente

fiabilidad.

La Sociedad no registra activos ni pasivos contingentes salvo aquellos que deriven de contratos de carácter

onerosos, los cuales se registran como provisión y son revisados a la fecha de cada estado de situación financiera

para reflejar la mejor estimación existente a ese momento.

r. Impuesto a las ganancias e impuestos diferidos - La Sociedad determina la base imponible y calcula su

impuesto a la renta de acuerdo con las disposiciones legales vigentes en cada ejercicio. En el caso de las filiales

extranjeras, estas presentan individualmente sus declaraciones de impuestos de acuerdo a las normativas fiscales

aplicables en los respectivos países.

14

Los impuestos diferidos originados por diferencias temporarias y otros eventos que crean diferencias entre la base

contable y tributaria de activos y pasivos se registran de acuerdo con las normas establecidas en la NIC 12

“Impuesto a las ganancias”. Excepto por lo mencionado en el párrafo siguiente, el impuesto a la renta (corriente y

diferido) es registrado en el estado de resultados salvo que se relacione con un ítem reconocido en Otros

resultados integrales, directamente en patrimonio o proviene de una combinación de negocios. En ese caso, el

impuesto también es contabilizado en Otros resultados integrales, directamente en resultados o con contrapartida

en la plusvalía mercantil, respectivamente.

De acuerdo a las instrucciones impartidas por la Superintendencia de Valores y Seguros de Chile en su Oficio

Circular N° 856 del 17 de Octubre del 2014, los efectos producidos por el cambio de la tasa de impuesto a la renta

aprobado por la Ley 20.780 (reforma tributaria) sobre los impuestos a la renta diferidos, que de acuerdo a NIC 12

debieran imputarse a los resultados del período, deben ser contabilizados como Resultados Acumulados. La

aplicación de esta Oficio Circular no tuvo efecto en los presentes estados financieros.

El impuesto a las ganancias se registra en el estado de resultados o en las cuentas de patrimonio neto del estado de

situación financiera consolidado en función de donde se hayan registrado las ganancias o pérdidas que lo

originaron. Las diferencias entre el valor contable de los activos y pasivos y su base fiscal generan los saldos de

impuestos diferidos de activo o de pasivo que se calculan utilizando las tasas fiscales que se espera que estén

vigentes cuando los activos y pasivos se realicen.

Las variaciones producidas durante el ejercicio en los impuestos diferidos de activo o pasivo se registran en la

cuenta de resultados consolidada o directamente en las cuentas del estado de cambios en el patrimonio y estado de

situación financiera, según corresponda.

Los activos por impuestos diferidos se reconocen únicamente cuando se espera disponer de utilidades tributarias

futuras suficientes para recuperar las deducciones por diferencias temporarias.

s. Otros pasivos financieros - Los préstamos que devengan intereses y las obligaciones con el público y pasivos

financieros de naturaleza similar se reconocen inicialmente a su valor razonable, neto de los costos en que se haya

incurrido en la transacción. Posteriormente, se valorizan a su costo amortizado y cualquier diferencia entre los

fondos obtenidos (netos de los costos necesarios para su obtención) y el valor de reembolso, se reconoce en el

estado de resultados durante la vida de la deuda de acuerdo con el método de la tasa de interés efectiva.

Las obligaciones financieras se clasifican como pasivos corrientes a menos que la Sociedad tenga un derecho

incondicional a diferir su liquidación durante al menos 12 meses después de la fecha del balance.

t. Arrendamientos financieros - El arrendador transfiere sustancialmente todos los riesgos y ventajas inherentes

a la propiedad del activo al arrendatario. La propiedad del activo, en su caso, puede o no ser transferida, el costo

de los activos arrendados se presenta en el Estado de Situación Financiera Consolidado, según la naturaleza del

bien objeto del contrato y, simultáneamente, se registra un pasivo por el mismo importe. Dicho importe será el

menor entre el valor razonable del bien arrendado y la suma de los valores actuales de las cantidades a pagar al

arrendador más, en su caso, el precio de período de la opción de compra. Estos activos se amortizan con criterios

similares a los aplicados al conjunto de las propiedades, planta y equipo de uso propio o en el plazo del

arrendamiento, cuando éste sea menor.

Los gastos financieros asociados al pasivo financiero se cargan a resultado.

15

u. Capital Emitido - Las acciones ordinarias se clasifican como patrimonio neto.

Los aumentos y disminuciones de capital son aprobados en Juntas Extraordinarias de Accionistas, para cuyo caso

el accionista mayoritario ENAP debe estar autorizado a través de Oficios y/o Decretos Ley emanados por el

Ministerio de Hacienda, los cuales constituyen la obligación legal que da origen a su registro.

v. Distribución de dividendos – La política de distribución de utilidades utilizada por la Sociedad es la política

corporativa de la Matriz ENAP, establecida a través de los oficios y/o Decretos Ley emanados por el Ministerio

de Hacienda, los cuales constituyen la obligación legal que da origen a su registro.

Información sobre inversiones en el exterior:

En Sesión de Directorio N°229 de Enap Sipetrol Argentina S.A., de fecha 8 de octubre de 2014,

estableció la distribución de dividendos por un monto de Ar$ 95.000.000 (MUS$ 11.223), imputables a


En Sesión de Directorio N°226 de Enap Sipetrol Argentina S.A., de fecha 27 de mayo de 2014, se estableció la

distribución de dividendos por un monto de Ar$85.000.000 (MUS$ 10.485), imputables a las reservas facultativas

de dicha sociedad.

En Sesión de Directorio N°216 de Enap Sipetrol Argentina S.A., de fecha 3 de julio de 2013, estableció la

distribución de dividendos por un monto de Ar$50.000.000 (MUS$ 9.227), imputables a las reservas facultativas

de dicha sociedad.

w. Medio ambiente - La política de la Sociedad establece que los gastos medio ambientales asociados a proyecto

se activan y el resto de los desembolsos se reconocen en resultado.

x. Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar – Las Cuentas por pagar comerciales y otras

cuentas por pagar se reconocen inicialmente a su valor razonable y posteriormente se valoran por su costo

amortizado.

y. Estado de flujos de efectivo - El estado de flujos de efectivo recoge los movimientos de caja realizados

durante el ejercicio, determinados por el método directo. En este estado de flujos de efectivo se utilizan las

siguientes expresiones en el sentido que figura a continuación:

i) Efectivo y equivalentes al efectivo: La Sociedad considera equivalentes al efectivo aquellos activos

financieros líquidos, depósitos o inversiones financieras líquidas, que tienen una duración original de tres meses o

menos y cuyo riesgo de cambio en su valor es poco significativo.

ii) Actividades de operación: son las actividades que constituyen la principal fuente de ingresos ordinarios de la

Sociedad, así como otras actividades que no puedan ser calificadas como de inversión o financiación.

iii) Actividades de inversión: son las actividades relacionadas con la adquisición, enajenación o disposición por

otros medios de activos a largo plazo y otras inversiones no incluidas en el efectivo y sus equivalentes.

iv) Actividades de financiación: son las actividades que producen variaciones en la composición del patrimonio

neto, y de los pasivos de carácter financiero.

16

Transacciones que no representan flujo de efectivo:

Con fecha 17 de noviembre de 2014 la filial Enap Sipetrol Argentina S.A. reconoció una obligación devengada

con cargo a Propiedad planta y equipo por MUS$100.000, asociada a la firma del acuerdo de extensión de la

concesión Área Magallanes, obligándose a realizar aportes futuros al Proyecto Incremental de la UTE con YPF

S.A.. Al 31 de diciembre de 2014, la Filial ha realizado aportes efectivos por US$8 millones. (Ver Nota 16 a))

3.2. Nuevos pronunciamientos contables

a) Las siguientes nuevas Normas e Interpretaciones han sido adoptadas en estos estados financieros:

Enmiendas a NIIFs:

Obligatoria para

ejercicios iniciados

a partir de:

NIC 32, Instrumentos Financieros: Presentación – Aclaración de requerimientos para el neteo de activos y

pasivos financieros: Aclara los requisitos para la compensación de activos y pasivos financieros en el Estado de

Situación Financiera. Específicamente, indica que el derecho de compensación debe estar disponible a la fecha

del estado financiero y no depender de un acontecimiento futuro.

01.01.2014

NIC 27 “Estados Financieros Separados” y NIIF 10 “Estados Financieros Consolidados” y NIIF 12 “Información

a revelar sobre participaciones en otras entidades”: Las modificaciones incluyen la definición de una entidad de

inversión e introducen una excepción para consolidar ciertas subsidiarias pertenecientes a entidades de

inversión.

01.01.2014

NIC 36 “Deterioro del Valor de los Activos”: Modifica la información a revelar sobre el importe recuperable de

activos no financieros alineándolos con los requerimientos de NIIF 13. 01.01.2014

NIC 39 “Instrumentos Financieros: Reconocimiento y Medición”: Establece determinadas condiciones que debe

cumplir la novación de derivados, para permitir continuar con la contabilidad de cobertura; esto con el fin de

evitar que novaciones que son consecuencia de leyes y regulaciones afecten los estados financieros. 01.01.2014

Nuevas Interpretaciones:

Obligatoria para


a partir de:

CINIIF 21, Gravamenes: Define un gravamen como una salida de recursos que incorpora beneficios económicos

que es impuesta por el Gobierno a las entidades de acuerdo con la legislación vigente. Indica el tratamiento

contable para un pasivo para pagar un gravamen si ese pasivo esta dentro del alcance de NIC 37. 01.01.2014

La adopción de estas normas, enmiendas e interpretaciones no tienen un impacto significativo en los estados

financieros consolidados intermedios.

17

b) Las nuevas normas, interpretaciones y enmiendas emitidas, no vigentes para el ejercicio 2014, para las cuales

no se ha efectuado adopción anticipada de las mismas son las siguientes:

Nuevas NIIF - NIC:

Obligatoria para


a partir de:

NIIF 9, Instrumentos Financieros: El principal cambio es que, en los casos en que se toma la opción del valor

razonable de los pasivos financieros, la parte del cambio de valor razonable atribuibles a cambios en el riesgo de

crédito propio de la entidad es reconocida en otros resultados integrales en lugar de resultados, a menos que esto

cree una asimetría contable.

01.01.2018

NIIF 14, Diferimiento de Cuentas Regulatorias. Esta norma es aplicable a entidades que adoptan por primera vez

las NIIF, están involucradas en actividades con tarifas reguladas, y reconocieron importes por diferimiento de

saldos de cuentas regulatorias en sus anteriores PCGA. Esta norma requiere la presentación por separado en el

estado de situación financiera y los movimientos en el estado de resultados integrales.

01.01.2016

NIIF 15, Ingresos procedentes de contratos con clientes. Esta nueva norma, proporciona un modelo único

basado en principios, de cinco pasos: i) identificar el contrato, ii) identificar las obligaciones, iii) determinar el

precio de la transacción, iv) asignar el precio de transacción de las obligaciones de ejecución de los contratos, v)

reconocer el ingreso cuando (o como) la entidad satisface una obligación de desempeño

01.01.2017

Enmiendas a NIIFs:

NIIF 9 “Instrumentos Financieros”: Las modificaciones incluyen como elemento principal una revisión

sustancial de la contabilidad de coberturas para permitir a las entidades reflejar mejor sus actividades de gestión

de riesgos en los estados financieros.

Sin determinar

NIC 19 “Beneficios a los empleados”: Esta modificación se aplica a las contribuciones de los empleados o

terceras partes en los planes de beneficios definidos. 01.07.2014

NIIF 11 “Acuerdos Conjuntos”: . Esta enmienda incorpora a la norma una guía en relación a cómo contabilizar

la adquisición de una participación en una operación conjunta que constituye un negocio. 01.01.2016

NIC 16 “Propiedad, Planta y Equipos” y NIC 38 "Activos intangibles": Clarifica que el uso de métodos de

amortización de activos basados en los ingresos no es apropiado, ya que son en general una base inapropiada

para medir el consumo de los beneficios económicos que están incorporados en activo intangible 01.01.2016

NIC 16 “Propiedad, Planta y Equipos” y NIC 41 "Agricultura": Modifica la información financiera en relación a

las “plantas portadoras”, como vides, árboles de caucho y palma de aceite. 01.01.2016

NIC 27 “Estados financieros separados”: Esta modificación permite a las entidades utilizar el método de la

participación en el reconocimiento de las inversiones en subsidiarias, negocios conjuntos y asociadas en sus

estados financieros separados. Su aplicación anticipada es permitida.

01.01.2016

NIIF 10 “Estados Financieros Consolidados” y NIC 28 “Inversiones en asociadas y negocios conjuntos”:

Aborda una inconsistencia entre los requerimientos de la NIIF 10 y los de la NIC 28 en el tratamiento de la venta

o la aportación de bienes entre un inversor y su asociada o negocio conjunto. 01.01.2016

NIIF 10 “Estados Financieros Consolidados” y NIC 28 “Inversiones en asociadas y negocios conjuntos”: La

enmienda clarifica sobre la aplicación de la excepción de consolidación para entidades de inversión y sus

subsidiarias.

01.01.2016

NIC 1 “Presentación de Estados Financieros”. La enmienda clarifica la guía de aplicación de la NIC 1 sobre

materialidad y agregación, presentación de subtotales, estructura de los estados financieros y divulgación de las

políticas contables.

01.01.2016

Mejoras a las Normas Internacionales de Información Financiera (2012). Emitidas en diciembre de 2013.

Obligatoria para


a partir de:

NIIF 2 “Pagos basados en acciones” – Se clarifican las definición de “Condiciones para la consolidación (o

irrevocabilidad) de la concesión” (vesting conditions) y “Condiciones de mercado” (market conditions) y se

definen separadamente las “Condiciones de rendimiento” (performance conditions) y “Condiciones de sevicio”

(service conditions).

01.07.2014

NIIF 3, "Combinaciones de negocios" - Se modifica la norma para aclarar que la obligación de pagar una

contraprestación contingente que cumple con la definición de instrumento financiero se clasifica como pasivo

financiero o como patrimonio, sobre la base de las definiciones de la NIC 32, "Instrumentos financieros:

Presentación".

01.07.2014

NIIF 8 “Segmentos de operación” - La norma se modifica para incluir el requisito de revelación de los juicios

hechos por la administración en la agregación de los segmentos operativos. 01.07.2014

NIIF 13 "Medición del valor razonable”: El IASB ha modificado la base de las conclusiones de la NIIF 13 para

aclarar que no tenía la intención de eliminar la capacidad de medir las cuentas por cobrar y por pagar a corto

plazo a los importes nominales en tales casos.

01.07.2014

NIC 16, "Propiedad, planta y equipo", y NIC 38, "Activos intangibles": Aclara cómo se trata el valor bruto en

libros y la depreciación acumulada cuando la entidad utiliza el modelo de revaluación. 01.07.2014

NIC 24, "Información a revelar sobre partes relacionadas" - La norma se modifica para incluir, como entidad

vinculada, una entidad que presta servicios de personal clave de dirección a la entidad que informa o a la matriz

de la entidad que informa (“la entidad gestora”).

01.07.2014

18

Mejoras a las Normas Internacionales de Información Financiera (2014). Emitidas en septiembre de 2014.

Obligatoria para


a partir de:

NIIF 5, "Activos no corrientes mantenidos para la venta y operaciones interrumpidas”. La enmienda aclara que,

cuando un activo (o grupo para disposición) se reclasifica de “mantenidos para la venta "a" mantenidos para su

distribución ", o viceversa, esto no constituye una modificación de un plan de venta o distribución, y no tiene

que ser contabilizado como tal. 01-01-2016NIIF 7 "Instrumentos financieros: Información a revelar". Hay dos modificaciones de la NIIF 7. (1) Contratos de

servicio: Si una entidad transfiere un activo financiero a un tercero en condiciones que permiten que el cedente

de de baja el activo, la NIIF 7 requiere la revelación de cualquier tipo de implicación continuada que la entidad

aún pueda tener en los activos transferidos. 01-01-2016NIC 19, "Beneficios a los empleados" - La enmienda aclara que, para determinar la tasa de descuento para las

obligaciones por beneficios post-empleo, lo importante es la moneda en que están denominados los pasivos, y no

el país donde se generan. 01-01-2016NIC 34, "Información financiera intermedia" - La enmienda aclara qué se entiende por la referencia en la norma

a "información divulgada en otra parte de la información financiera intermedia”. La nueva enmienda modifica la

NIC 34 para requerir una referencia cruzada de los estados financieros intermedios a la ubicación de esa

información. La modificación es retroactiva. 01-01-2016

La administración de la Empresa estima que la futura adopción de las normas e interpretaciones antes descritas no

tendrá un impacto significativo en los estados financieros consolidados intermedios.

4. GESTIÓN DE RIESGOS FINANCIEROS Y DEFINICIÓN DE COBERTURAS

En el curso normal de sus negocios y actividades de financiamiento, la Sociedad, está expuesta a distintos riesgos

de naturaleza financiera que pueden afectar de manera más o menos significativa el valor económico de sus flujos

y activos y, en consecuencia, sus resultados.

La Sociedad dispone de una organización y de sistemas de información, administrados por la Gerencia de

Finanzas Corporativa, que permiten identificar riesgos, determinar su magnitud, proponer al Directorio medidas

de mitigación, ejecutar dichas medidas y controlar su efectividad.

A continuación se presenta una definición de los riesgos que enfrenta la Sociedad, una caracterización y

cuantificación de éstos y una descripción de las medidas de mitigación actualmente en uso por parte de la

Sociedad.

a.- Riesgo de mercado

Es la posibilidad de que la fluctuación de variables de mercado tales como tasas de interés, tipo de cambio,

precios o índices de crudo y productos, etc., produzcan pérdidas económicas debido a la desvalorización de flujos

o activos o a la valorización de pasivos, debido a la nominación o indexación de éstos a dichas variables.

Riesgo de tasa de interés – El financiamiento de la Sociedad considera una mezcla de fuentes de fondos afectas a

tasa fija (línea de crédito otorgada por la Matriz) y tasa variable (préstamos).La porción de financiamiento afecta a

tasa de interés variable, usualmente consistente en la tasa flotante LIBOR de 3 ó 6 meses más un margen y expone

a la Sociedad a cambios en sus gastos financieros en el escenario de fluctuaciones de la tasa LIBOR.

La deuda financiera total de Enap Sipetrol S.A. al 31 de diciembre de 2014 se resume en el siguiente cuadro,

desglosada entre deuda a tasa fija y deuda a tasa variable.

19

En miles de US$ Tasa fija

Tasa

flotante Totales

Deuda bancaria - 120.339 120.339

Arrendamiento financiero - 413 413

Totales - 120.752 120.752

b.- Riesgo de liquidez

Este riesgo está asociado a la capacidad de la Sociedad para amortizar o refinanciar a precios de mercado

razonables los compromisos financieros adquiridos, y a su capacidad para ejecutar sus planes de negocios con

fuentes de financiamiento estables.

Con el fin de minimizar este riesgo de liquidez, la Sociedad, mantiene dentro de su estructura de financiamiento

una mezcla de deuda de corto y largo plazo, diversificada por tipo de acreedor y mercado, gestionando con

anticipación el refinanciamiento de las obligaciones de corto plazo.

Esta gestión es realizada por la empresa Matriz, la cual mantiene una política financiera corporativa que establece

los lineamientos para hacer frente a estos riesgos, consistente en la contratación de facilidades crediticias a largo

plazo comprometidas e inversiones financieras temporales, por montos suficientes para soportar las necesidades

proyectadas para un período que está en función de la situación y expectativas de los mercados de deuda y de

capitales.

c.- Riesgo de crédito

Este riesgo está referido a la capacidad de terceros de cumplir con sus obligaciones financieras con la Sociedad.

Dentro de las partidas expuestas a este riesgo se distingue la siguiente categoría: Activos financieros - Corresponde a los saldos de efectivo y equivalentes al efectivo, tales como depósitos a

plazo y valores negociables. La capacidad de la Sociedad de recuperar estos fondos a su vencimiento depende de

la solvencia de la Institución Financiera en el que se encuentren depositados.

Para mitigar este riesgo, la Matriz ENAP, ha establecido como política financiera parámetros de calidad crediticia

que deben cumplir las instituciones financieras para poder ser consideradas elegibles como depositarias de los

productos señalados arriba, así como límites máximos de concentración por institución. 5. ESTIMACIONES Y JUICIOS CONTABLES CRÍTICOS

Responsabilidad de la información y estimaciones realizadas

La información contenida en estos estados financieros consolidados es de responsabilidad de la Alta

Administración de la Sociedad.

En los presentes estados financieros consolidados se han utilizado estimaciones realizadas por la Administración

de la Sociedad y de las entidades consolidadas para cuantificar algunos de los activos, pasivos, ingresos, gastos y

compromisos que figuran registrados en ellos.

Estas estimaciones se han realizado en función de la mejor información disponible sobre los hechos analizados,

sin embargo, es posible que acontecimientos que puedan tener lugar en el futuro obliguen a modificarlas (al alza o

20

la baja) en próximos ejercicios, lo que haría, conforme a lo establecido en la NIC 8, de forma prospectiva,

reconociendo los efectos del cambio de estimación en las correspondientes cuentas de pérdidas y ganancias.

En la aplicación de las políticas contables de la Sociedad, las cuales se describen en la Nota 3, la administración

hace estimaciones y juicios en relación al futuro sobre los valores en libros de los activos y pasivos. Las

estimaciones y los juicios asociados se basan en la experiencia histórica y en otros factores que son considerados

relevantes. Los resultados actuales podrían diferir de estas estimaciones.

La administración necesariamente efectúa juicios y estimaciones que tienen un efecto sobre las cifras presentadas

en los estados financieros, por lo tanto cambios en estos supuestos y estimaciones podrían tener un efecto en los

estados financieros consolidados.

A continuación se detallan las estimaciones o juicios críticos usados por la administración:

5.1. Deterioro de activos - A la fecha de cierre de cada ejercicio, o en aquella fecha en que se considere

necesario, se analiza el valor de los activos para determinar si existe algún indicio de que dichos activos hubieran

sufrido una pérdida por deterioro. En caso de que exista algún indicio se realiza una estimación del monto

recuperable de dicho activo para determinar, en su caso, el importe del saneamiento necesario. Si se trata de

activos identificables que no generan flujos de caja de forma independiente, se estima la recuperabilidad de la

Unidad Generadora de Efectivo a la que pertenece el activo.

En el caso de las Unidades Generadoras de Efectivo el análisis de su recuperabilidad se realiza siempre que haya

un indicio de que pueda existir un deterioro en el valor de los activos, comparando el valor recuperable de los

mismos con su valor neto contable.

El monto recuperable es el mayor entre el valor de mercado descontado el costo necesario para su venta y el valor

de uso, entendiendo por éste el valor actual de los flujos de caja futuros estimados. Para el cálculo del valor de

recuperación del inmovilizado material, el valor de uso es el criterio utilizado por la Sociedad.

Para estimar el valor de uso, la Sociedad prepara las provisiones de flujos de caja futuros antes de impuestos a

partir de los presupuestos más recientes aprobados por la Administración de la Sociedad. Estos presupuestos

incorporan las mejores estimaciones disponibles de ingresos y costos de las Unidades Generadoras de Efectivo

utilizando las mejores estimaciones como la experiencia del pasado y las expectativas futuras.

Estos flujos se descuentan para calcular su valor actual a una tasa, antes de impuestos, que recoge el costo de

capital del negocio en que se desarrolla. Para su cálculo se tiene en cuenta el costo actual del dinero y las primas

de riesgo utilizadas de forma general para el negocio.

En el caso de que el importe recuperable sea inferior al valor neto en libros del activo, se registra la

correspondiente provisión por pérdida por deterioro por la diferencia, con cargo a resultados.

Las pérdidas por deterioro reconocidas en un activo en ejercicios anteriores son revertidas cuando se produce un

cambio en las estimaciones sobre su importe recuperable aumentando el valor del activo con abono a resultados

con el límite del valor en libros que el activo hubiera tenido de no haberse realizado el saneamiento.

5.2. Vidas útiles de la Propiedades, planta y equipo - La administración de la Sociedad determina las vidas

útiles estimadas y los correspondientes cargos por depreciación de sus propiedades, planta y equipo. Esta

estimación está basada en los ciclos de vida proyectados de los productos para su segmento de alta tecnología.

Esto podría cambiar significativamente como consecuencia de innovaciones técnicas. La administración

incrementará el cargo por depreciación cuando las vidas útiles sean inferiores a las vidas estimadas anteriormente

o depreciará o eliminará activos técnicamente obsoletos o no estratégicos que se hayan abandonado o vendido. La

21

Sociedad revisa las vidas útiles estimadas de los bienes de propiedad, planta y equipos, al cierre de cada ejercicio

de reporte financiero anual.

5.3. Reservas de crudo y gas - La estimación de las reservas de crudo y gas son una parte integral del proceso de

toma de decisiones de la Sociedad. El volumen de las reservas de crudo y gas se utiliza para el cálculo de la

depreciación utilizando los ratios de unidad de producción y para la evaluación de la recuperabilidad de las

inversiones en activos de Exploración y Producción.

5.4. Provisiones por litigios y otras contingencias - El costo final de la liquidación de denuncias y litigios puede

variar debido a estimaciones basadas en diferentes interpretaciones de las normas, opiniones y evaluaciones

finales de la cuantía de daños. Por tanto, cualquier variación en circunstancias relacionadas con este tipo de

contingencias, podría tener un efecto significativo en el importe de la provisión por contingencias registrada.

La Sociedad realiza juicios y estimaciones al registrar costos y establecer provisiones para saneamientos y

remediaciones medioambientales que están basados en la información actual relativa a costos y planes esperados

de remediación momento del tiempo del desembolso efectivo, tasa de interés para descontar los flujos futuros,

entre otros, con el fin de determinar su valor razonable. En el caso de las provisiones medioambientales, los

costos pueden diferir de las estimaciones debido a cambios en leyes y regulaciones, descubrimiento y análisis de

las condiciones del lugar, así como a variaciones en las tecnologías de saneamiento. Por tanto, cualquier

modificación en los factores o circunstancias relacionados con este tipo de provisiones, así como en las normas y

regulaciones, podría tener, como consecuencia, un efecto significativo en las provisiones registradas.

5.5. Cálculo del impuesto sobre beneficios y activos por impuestos diferidos - Los activos y pasivos por

impuestos se revisan en forma periódica y los saldos se ajustan según corresponda. La Sociedad considera que se

ha hecho una adecuada provisión de los efectos impositivos futuros, basada en hechos, circunstancias y leyes

fiscales actuales.

6. INSTRUMENTOS FINANCIEROS

El detalle de los activos y pasivos financieros mantenidos por la Sociedad es el siguiente:

Activos financieros

31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013

MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Corriente

Efectivo y equivalentes al efectivo 85.362 40.169 - -

Otros activos no financieros corrientes 195 229 - -

Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar corrientes 98.515 145.114 - -

Cuentas por cobrar a entidades relacionadas, corriente 1.275 3.115 - -

Total Activos financieros corrientes 185.347 188.627 - -

No corriente

Otros activos financieros no corrientes 358 9.866 7.664 7.664

Derechos por cobrar no corrientes 288 253 - -

Cuentas por cobrar a entidades relacionadas, no corriente 136.771 29.232 - -

Total activos financieros no corrientes 137.417 39.351 7.664 7.664

Totales 322.764 227.978 7.664 7.664

Préstamos y

cuentas por cobrar

Activos financieros

disponible para la venta

22

Pasivos financieros

31.12.2014 31.12.2013

MUS$ MUS$

Corriente

Otros pasivos financieros corrientes 34.612 28.550

Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar 62.195 56.568

Cuentas por pagar a entidades relacionadas 3.190 120.234

Total pasivos financieros corrientes 99.997 205.352

No corriente

Otros pasivos financieros no corrientes 86.140 27.843

Pasivos no corrientes 2.325 4.002

Total pasivos financieros no corrientes 88.465 31.845

Totales 188.462 237.197

Préstamos y

cuentas por pagar

7. EFECTIVO Y EQUIVALENTES AL EFECTIVO

El detalle del efectivo y equivalentes al efectivo es el siguiente:

31.12.2014 31.12.2013

MUS$ MUS$

Caja 15 66

Bancos 51.344 7.572

Depósito a plazo 34.003 32.531

Totales 85.362 40.169

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

23

Moneda 31.12.2014 31.12.2013

MUS$ MUS$

Caja US$ 5 66

AR$ 10 -

EG £ - -

Bancos US$ 21.405 5.049

CLP 5 -

AR$ 499 182

EG £ 29.353 2.259

UK £ 82 82

Depósito a plazo US$ 103 3.500

AR$ 33.900 172

EG £ - 28.859

Totales 85.362 40.169

Los depósitos a plazo vencen en un plazo inferior a tres meses desde su fecha de adquisición y devengan el interés

de mercado para este tipo de inversiones. No existen restricciones a la disposición de efectivo.

Al 31 de diciembre de 2014 y 2013 no existen sobregiros bancarios presentados como efectivo y efectivo

equivalente.

8. DEUDORES COMERCIALES Y OTRAS CUENTAS POR COBRAR

La composición de este rubro al 31 de diciembre de 2014 y 2013:

31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013

MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Deudores por ventas 81.778 131.207 - -

Deudores varios 12.476 13.907 288 253

Otros deudores 4.261 - - -

Totales 98.515 145.114 288 253

Total Corriente Total No Corriente

La Sucursal Ecuador y la filial Sipetrol International S.A., mantienen un contrato con un cliente que corresponde

al 71% y 63% del saldo del rubro, respectivamente al 31 de diciembre de 2014 y 2013.

La filial Argentina mantiene contratos con dos clientes que en su conjunto representan un 19% y 21% del total del

saldo del rubro, respectivamente al 31 de diciembre de 2014 y 2013.

El ejercicio de crédito promedio de las ventas es de 60 días.

Los saldos incluidos en este rubro no devengan intereses. Los valores razonables de deudores comerciales,

deudores varios y otras cuentas por cobrar corresponden a los mismos valores contables.

24

La Sociedad no ha constituido provisión de incobrables.

El detalle de las cuentas por cobrar vencidas y no deterioradas es el siguiente:

Cuentas por cobrar 31.12.2014 31.12.2013

vencidas pero no deterioradas MUS$ MUS$

De 1 día hasta 5 días 903 3.578

De 6 día hasta 30 días 4.879 10.260

De 31 días hasta 60 días 5 12.327

De 61 días hasta 90 días 8.275 11.901

Más de 90 días hasta 1 año 33.827 980 Más de 1 año 59 176

Totales 47.948 39.222

9. SALDOS Y TRANSACCIONES CON ENTIDADES RELACIONADAS

Los saldos por cobrar, por pagar y las transacciones con empresas relacionadas son las siguientes:

a) Cuentas por cobrar

Naturaleza

RUT Sociedad País de la relación Moneda 31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013

MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

92604000-6 Empresa Nacional del Petróleo Chile Matriz USD - 2.355 136.771 29.232

87756500-9 Enap Refinerias S.A. Chile Accionista USD 1.275 502 - -

E-0 Golfo de Guayaquil Petroenap

Compañía de Economía Mixta Ecuador Asociada USD - 258 - -

Totales 1.275 3.115 136.771 29.232

Corriente No Corriente

b) Cuentas por pagar

Cuentas por pagar

Descripción de Naturaleza

RUT Sociedad País la transacción de la relación Moneda 31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013

MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

92604000-6 Empresa Nacional del Petróleo Chile Comercial Matriz USD 3.170 4.863 - -

92604000-6 Empresa Nacional del Petróleo Chile Dividendo Matriz USD - 114.906 - -

87756500-9 Enap Refinerías S.A. Chile Comercial Accionista USD 20 20 - -

87756500-9 Enap Refinerías S.A. Chile Dividendo Accionista USD - 445 - -

Totales 3.190 120.234 - -

No CorrienteCorriente

25

c) Transacciones con partes relacionadas

Naturaleza Moneda o Descripcion de Efecto en Efecto en

RUT Sociedad País de la relación unidad de reajuste la transacción Monto resultado Monto resultado

MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

92604000-6 Empresa Nacional del Petróleo Chile Matriz USD Servicios recibidos 926 (869) 466 (386)

Servicios prestados 1.435 1.206 1.703 98

Reembolso de gastos recibidos 277 (277) 157 (157)

Reembolso de gastos emitidos 534 - 333 -

Venta de crudo 8.234 1.310 7.114 1.484

Pago de préstamos 26.028 - 81.019 -

Préstamos 133.567 - 20.332 (1.001)

Dividendos por pagar 53 - 114.906 -

Dividendos pagados 47 - - -

Capitalización de utilidades 114.906 - 7.879 -

87756500-9 Enap Refinerías S.A. Chile Accionista USD Venta de crudo - - 37.566 5.491

Dividendos por pagar - - 445 -

Capitalización de utilidades 445 - 30 -

31.12.201331.12.2014

d) Retribuciones del Directorio

El artículo séptimo de los estatutos sociales, modificado en acta de la vigésimo novena Junta Extraordinaria de

Accionistas celebrada el 24 de junio de 2014, establece que los Directores no serán remunerados por sus

funciones.

El Directorio se conforma de la siguiente manera:

Nombre Cargo

Eduardo Bitrán Colodro Presidente

Marcelo Tokman Ramos Vicepresidente

Fernán Gazmuri Plaza Director

Fidel Antonio Miranda Bravo Director

Fernando Gustavo Ramírez Pendibene Director

Jorge Fierro Andrade Director

e) Personal clave de gerencia

Personal clave de la gerencia son aquellas personas que tienen autoridad y responsabilidad para planificar, dirigir

y controlar las actividades de la entidad, directa o indirectamente, incluyendo cualquier director o administrador

(sea o no ejecutivo) de esa entidad. En relación a Enap Sipetrol S.A., dichas funciones se realizan por personal

gerencial de la entidad controladora (ENAP), la cual presenta en sus correspondientes estados financieros esta

información.

Planes de incentivos al personal clave

Enap Sipetrol S.A. cuenta con un Sistema de Renta Variable (SRV) que aplica a todos sus ejecutivos, con

excepción del Gerente General. Su propósito es incentivar la agregación de valor a la Sociedad y al Grupo ENAP, mejorando el trabajo en equipo

y el desempeño individual. Los factores considerados para la determinación del incentivo son los siguientes: Resultados financieros anuales de la empresa;

Resultados de área y nivel de cumplimiento de metas alcanzado por cada gerencia.

26

Resultados individuales.

Por los resultados del año 2013 la Sociedad pagó una renta variable al personal clave en el primer trimestre de

2014 y mantiene una provisión de MUS$ 1.003 al 31de diciembre de 2014. Por los resultados del año 2012 la

Sociedad no realizó pagos por este concepto.

10. ACTIVOS Y PASIVOS POR IMPUESTOS CORRIENTES Y DIFERIDOS

a) Activos y pasivos por impuestos corrientes

El detalle al 31 de diciembre de 2014 y 2013:

31.12.2014 31.12.2013

Activos por impuestos corrientes MUS$ MUS$

IVA crédito fiscal - Chile 751 842

IVA crédito fiscal - Ecuador 646 -

Impuestos por recuperar - Argentina 2.141 1.377

Impuestos por recuperar - Ecuador 10 -

Pagos Provisionales Mensuales - Ecuador 9 -

Totales 3.557 2.219

31.12.2014 31.12.2013

Pasivos por impuestos corrientes MUS$ MUS$

Impuesto a la renta por pagar- Chile - 9.841

Impuesto retención- Chile 893 524

Impuesto a la renta por pagar- Ecuador 2.972 2.368

Impuesto a la renta por pagar- Argentina 15.991 4.718

Regalías-Argentina 3.363 3.234

Retención ingresos brutos IIBB - Argentina 97 165

Otras retenciones - Argentina 3.015 6.983

Totales 26.331 27.833

27

b) Activos y pasivos por impuestos diferidos no corrientes

El origen de los impuestos diferidos registrados al 31 de diciembre de 2014 y 2013 es el siguiente:

Activos por Impuestos Diferidos no corrientes 31.12.2014 31.12.2013

MUS$ MUS$

Activos por impuestos diferidos relativos a provisiones 8.033 8.861

Activos por impuestos diferidos relativos a revaluaciones de

Propiedades, planta y equipo 9.538 3.389

Activos por impuestos diferidos 17.571 12.250

Pasivos por Impuestos Diferidos no corrientes 31.12.2014 31.12.2013

MUS$ MUS$

Pasivos por impuestos diferidos relativos a obligaciones por

beneficios post-empleo 165 179

Pasivos por impuestos diferidos relativos a revaluaciones de

Propiedades, planta y equipo 43.748 42.956

Pasivos por impuestos diferidos 43.913 43.135

Movimientos en importe reconocido en estado de situación

financiera31.12.2014 31.12.2013

MUS$ MUS$

Importe reconocido en el resultado del ejercicio 5.056 (12.085)

Importe reconocido en otros resultados integrales 87 -

Importe en otros rubros (600) (2.630)

Pasivos por impuestos diferidos, saldo final 4.543 (14.715)

Al 31 de diciembre de 2014 y 2013, no hay compensaciones de saldos en las cuentas de activos y pasivos por

impuestos diferidos.

28

c) Gastos por impuestos corrientes

El ingreso por impuesto a las ganancias al 31 de diciembre de 2014 y 2013, después de la aplicación de los

impuestos correspondientes, es el siguiente:

01.01.2014 01.01.2013

31.12.2014 31.12.2013

MUS$ MUS$

Gasto por impuestos corrientes (31.429) (27.593)

(Gasto) ingreso diferido por impuestos relativos a la creación y reversión de

diferencias temporarias 5.056 (12.085)

Gasto (ingreso) por impuesto a las ganancias (26.373) (39.678)

01.01.2014 01.01.2013

31.12.2014 31.12.2013

MUS$ MUS$

Gasto por impuestos corrientes, neto, extranjero (31.380) (18.200)

Gasto por Impuestos corrientes, neto, nacional (49) (9.393)

Gasto por impuestos corrientes, neto, total (31.429) (27.593)

01.01.2014 01.01.2013

31.12.2014 31.12.2013

MUS$ MUS$

Gasto por impuestos diferidos, neto, extranjero 7.558 (12.152)

Beneficio por impuestos diferidos, neto, nacional (2.502) 67

Gasto por impuestos diferidos, neto, total 5.056 (12.085)

Acumulado

d) Conciliación de resultado contable con el resultado fiscal

De acuerdo a la normativa vigente, la Sociedad incluye en su balance consolidado a sus filiales Enap Sipetrol

Argentina S.A., Sipetrol International S.A., Sociedad Internacional Petrolera Enap Ecuador S.A. y Enap Sipetrol

UK Limited.

Todas las sociedades del Grupo Sipetrol presentan individualmente sus declaraciones de impuestos, de acuerdo

con la norma fiscal aplicable en cada país.

29

La conciliación de la tasa de impuestos legal vigente en Chile y la tasa efectiva de impuestos aplicables a la

Sociedad, se presenta a continuación:

01.01.2014 01.01.2013

31.12.2014 31.12.2013

MUS$ MUS$

Gasto por impuestos utilizando la tasa legal (29.625) (31.034)

Efecto impositivo de tasas en otras jurisdicciones 11.740 9.404

Efecto impositivo de ingresos ordinarios no imponibles 428 -

Efecto impositivo de gastos no deducibles impositivamente (250) (7.564)

Otro incremento (decremento) en cargo por impuestos legales (8.666) (10.484)

Ajustes al gasto por impuestos utilizando la tasa legal, total 3.252 (8.644)

Gasto por impuestos utilizando la tasa efectiva (26.373) (39.678)

Acumulado

Información adicional:

La tasa legal utilizada en Chile es de 21% en 2014 y 20% en 2013, la cual corresponde a la tasa de impuesto a la

renta legal en Chile, las tasas de impuestos correspondientes a otras jurisdicciones son: Argentina un 35% en

ambos años, en Ecuador es de un 22% para ambos años, en Uruguay la filial por no tener operaciones en el país

está sometida a un régimen especial sin impuesto en Egipto, el contrato de operación conjunta con EGPC otorga

un régimen especial sin impuesto para la Sociedad.

Por Oficio Ord. N° 1292 del 15 de junio de 2012 y Oficio Ord. N° 1125 del 20 de mayo de 2013, el Ministerio de

Hacienda, resolvió autorizar una política de distribución de utilidades con el objetivo de contribuir a la estabilidad

y recomposición del patrimonio de la compañía, en los siguientes términos: Autorizar a la filial Enap Sipetrol S.A.

a capitalizar las utilidades obtenidas el ejercicio 2010 y las utilidades obtenidas el ejercicio 2011 y 2012, de

acuerdo a los estados financieros auditados.

Reforma Tributaria

Tal como se indica en Nota 3, con fecha 29 de septiembre de 2014, fue publicada en el Diario Oficial la Ley

N°20.780 “Reforma Tributaria que modifica el sistema de tributación de la renta e introduce diversos ajustes en el

sistema tributario”.

Entre los principales cambios, dicha Ley tipifica dos sistemas de tributación: régimen de renta atribuída y régimen

parcialmente integrado. Los contribuyentes podrán optar libremente por cualquiera de estos dos regímenes para

determinar y pagar sus impuestos, con una mantención mínima en cada régimen de 5 años.

30

Adicionalmente, se introduce un aumento progresivo en la tasa de impuesto de primera categoría para los años

comerciales 2014, 2015, 2016, incrementándola a un 21%, 22,5%, 24%, respectivamente. Desde el año

comercial 2017 el incremento en esta tasa de impuesto dependerá del régimen de tributación elegido por el

contribuyente, es decir, si se opta por el régimen de renta atribuida la tasa será de 25% desde el año comercial

2017 y para el régimen parcialmente integrado las tasas serán 25,5% en el año comercial 2017 y 27% desde el

año comercial 2018 en adelante. Adicionalmente en el caso de ENAP Matriz, ésta se incrementa en un 40% de

impuesto único, debido a la aplicación del Decreto Ley N° 2.398.

En relación al impuesto diferido, se consideraron las disposiciones del Oficio Circular Nº 856 de la

Superintendencia de Valores y Seguros de Chile de fecha 17 de octubre de 2014, que señala que las diferencias

por concepto de activos y pasivos por impuestos diferidos que se produzcan como efecto directo del incremento

de la tasa de impuesto de primera categoría introducido por la Ley N°20.780, deberán contabilizarse en el

ejercicio respectivo contra patrimonio.

11. INVERSIONES CONTABILIZADAS UTILIZANDO EL MÉTODO DE LA PARTICIPACIÓN

A continuación se presenta un detalle de las inversiones contabilizadas utilizando el método de la

participación, al 31 de diciembre de 2014 y 2013.

a) Detalle de las inversiones:

31 de diciembre de 2014

Actividad País de Moneda Porcentaje de Porcentaje Sociedad principal origen funcional participación derecho a

% %

Compañía Latinoamericana Petrolera S.A. Realización en el extranjero de proyectos de exploración y

explotación de petróleo, gas y derivados.

Chile Pesos 20 20

Golfo de Guayaquil Petroenap

Compañía de Economía Mixta

Desarrollo de actividades de la industria petrolera para la

optimización de hidrocarburos del Estado de Ecuador.

Ecuador Dólar 40 40

Totales


Actividad País de Moneda Porcentaje de Porcentaje Sociedad principal origen funcional participación derecho a

% %

Compañía Latinoamericana Petrolera S.A. Realización en el extranjero de proyectos de exploración y

explotación de petróleo, gas y derivados.

Chile Pesos 20 20



Desarrollo de actividades de la industria petrolera para la

optimización de hidrocarburos del Estado de Ecuador.

Ecuador Dólar 40 40

31

b) Movimiento de inversiones:

31 de diciembre de 2014 Participación Otro

Saldo al en Ganancia Diferencia de Incremento Saldo al01.01.2014 Adiciones Disminución (Pérdida) Conversión (Decremento) 31.12.2014

MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Compañía Latinoamericana Petrolera S.A. 160 - - (1) (22) 1 138



10 - - - - - 10

Totales 170 - - (1) (22) 1 148

31 de diciembre de 2013 Participación Otro

Saldo al en Ganancia Diferencia de Incremento Saldo al01.01.2013 Adiciones Disminución (Pérdida) Conversión (Decremento) 31.12.2013

MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Compañía Latinoamericana Petrolera S.A. 175 - - 1 (16) - 160



10 - - - - - 10

Totales 185 - - 1 (16) - 170

A continuación se presenta la información financiera resumida de las empresas asociadas de Enap Sipetrol S.A. al

31 de diciembre de 2014 y 2013.

Compañía

Latinoamericana

Petrolera S.A.

Golfo Guayaquil

Petroenap Compañía de

Economía Mixta

31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013

Inversiones Relacionadas MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Total activos 699 810 25 25

Total pasivos 10 5 - - Patrimonio 689 805 25 25

Participación del grupo en el patrimonio de las asociadas 138 160 10 10

Compañía

Latinoamericana

Petrolera S.A.

Golfo Guayaquil

Petroenap Compañía de

Economía Mixta31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013

Inversiones Relacionadas MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Ingresos - 26 - -

Gastos (7) (21) - -

Resultado del período (7) 5 - -

Participación del grupo en los resultados de las asociadas (1) 1 - -

32

12. PROPIEDADES, PLANTA Y EQUIPO

A continuación se presentan los movimientos de los rubros de Propiedades, planta y equipo al 31 de diciembre de

2014 y 2013:

Vehículos Otras activos Inv. en exploración

Período actual de motor fijos y producción Totales

MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Saldo neto al 01.01.2014 171 6.543 459.778 466.492

Adiciones 71 193 193.292 193.556

Abandono de pozos exploratorios (1) - - (3.688) (3.688)

Gasto por depreciación (314) (1.338) (107.622) (109.274)

Traspasos 638 (2.268) 1.630 -

Estudios geológicos y costos no absorbidos (7.107) (7.107)

Otros incrementos (decrementos) - 4 84 88

Saldo neto al 31.12.2014 566 3.134 536.367 540.067

Vehículos Otras activos Inv. en exploración

Ejercicio anterior de motor fijos y producción Totales

MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Saldo neto al 01.01.2013 189 7.370 452.283 459.842

Adiciones - 58 125.477 125.535

Retiros y castigos (2) - - 10.924 10.924

Gasto por depreciación (18) (885) (105.653) (106.556)

Estudios geológicos y costos no absorbidos - - (23.253) (23.253)

Saldo neto al 31.12.2013 171 6.543 459.778 466.492

(1) En el rubro Inversiones en Exploración y Producción, en 2014, se registró el reverso del deterioro efectuado al

31 de diciembre de 2013 a los pozos Inchi y Copalco (Ecuador) por MUS$ 3.397, como consecuencia del

avance de la etapa de exploración en la zona se definió que eran comercialmente explotables. Adicionalmente

en 2014 se registró deterioro por el pozo Copalco por MUS$ 7.085.

(2) En el rubro Inversiones en Exploración y Producción, en 2013, se registró el reverso del deterioro efectuado en

el ejercicio 2012 a Campamento Central Cañadón Perdido (Argentina) como consecuencia de la extensión de

la concesión de bloque por MUS$ 15.508. Adicionalmente durante 2013 se reconoció deterioro por los activos

del bloque CAM 2A Sur por MUS$4.584.

33

Las clases de Propiedades, planta y equipos se componen de lo siguiente:

31.12.2014 31.12.2013

MUS$ MUS$

Propiedades, Planta y Equipo, Bruto

Vehículos de Motor 3.594 1.102

Otros activos fijos 10.283 13.990

Inv. en Exploración y Producción 1.647.138 1.478.284

Totales 1.661.015 1.493.376

31.12.2014 31.12.2013

MUS$ MUS$

Propiedades, Planta y Equipo, Depreciación

Acumulada

Vehículos de Motor 3.028 931


Inv. en Exploración y Producción 1.110.771 1.018.506

Totales 1.120.948 1.026.884

31.12.2014 31.12.2013

MUS$ MUS$

Propiedades, Planta y Equipo, Neto

Vehículos de Motor 566 171


Inv. en Exploración y Producción 536.367 459.778

Totales 540.067 466.492

Información adicional

a) Exploración y Producción.

En el rubro Exploración y Producción se incluyen las propiedades, plantas y equipos correspondientes a los

Operaciones conjuntas y Otros Negocios, según el siguiente detalle:

34

Operaciones conjuntas 31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013

% % MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

a. Explotación

Área Magallanes 50,00 50,00 186.027 79.146 - - 186.027 79.146

Campamento Central Cañadón Perdido 50,00 50,00 93.487 88.658 - - 93.487 88.658

Cam 2A Sur 50,00 50,00 106 130 - - 106 130

East Ras Qattara 50,50 50,50 30.283 27.061 - - 30.283 27.061

b. Exploración

E2 (ex CAM3 y CAM1) 33,33 33,33 - - - - - -

Bloque 2 - Rommana 40,00 40,00 8.668 8.447 8.447 8.447 221 -

Bloque 8 - Sidi Abd El Rahman 30,00 30,00 - - - - - -

Bloque Mehr 33,00 33,00 27.262 27.262 27.262 27.262 - -

Totales 345.833 230.704 35.709 35.709 310.124 194.995

Porcentaje Inversión neta Menos: Inversión neta

de participación antes de deterioro Pérdidas por deterioro en negocio conjunto

Otros Negocios 31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013

MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Pampa del Castillo 98.667 143.669 - - 98.667 143.669

Paraíso, Biguno, Huachito 36.799 27.694 - - 36.799 27.694

Mauro Dávalos Cordero 73.936 89.623 - - 73.936 89.623

Intracampos 16.840 4.061 - - 16.840 4.061

Totales 226.242 265.047 - - 226.242 260.986

Inversión netaInversión neta

Pérdidas por deterioro

Menos:

antes de deterioro en otros negocios

b) Costo por depreciación

El cargo a resultados por concepto de depreciación de propiedades, planta y equipo, incluido en los costos de

venta y gastos de administración, es el siguiente:

01.01.2014 01.01.2013

31.12.2014 31.12.2013

MUS$ MUS$

En costos de venta 107.632 105.660

En gastos de administración 1.642 896

Totales 109.274 106.556

Acumulado

c) Seguros

La Sociedad y filiales tiene formalizadas pólizas de seguros para cubrir los posibles riesgos a que están sujetos los

diversos elementos de propiedad, planta y equipo, así como las posibles reclamaciones que se le puedan presentar

por el ejercicio de su actividad, dichas pólizas cubren de manera suficiente los riesgos a los que están sometidos.

35

d) Costos por desmantelamiento, retiro o rehabilitación

Los costos por los futuros abandonos y desmantelamientos de campos están calculados, campo por campo y se

capitalizan por su valor presente. Esta capitalización se realiza con abono al rubro provisiones no corrientes que al

31 de diciembre de 2014 es de MUS$ 26.442 (MUS$14.327 al 31 de diciembre de 2013).

e) Capitalización de intereses

Al 31 de diciembre de 2014 no se capitalizaron intereses asociados a proyectos, ya que no existen financiación o

créditos externos asociados a proyectos de inversión. Al 31 de diciembre de 2013 existen intereses activados por

MUS$ 1.122.

f) Otros

La Sociedad no posee partidas de propiedades, planta y equipo entregados en garantía o temporalmente fuera de

servicio, tampoco existen partidas de propiedades, planta y equipo que, estando totalmente depreciados, se

encuentran todavía en uso. Del mismo modo no existen partidas de propiedades, planta y equipo retirados de su

uso activo y no clasificados como mantenidos para la venta de acuerdo con la NIIF 5.

13. PÉRDIDAS POR DETERIORO Y PROVISIONES

i) Abandono de pozos exploratorios

En el rubro inversiones de Exploración y Producción se presentan las diminuciones por abandono de pozos secos

exploratorios sin reservas comercialmente explotables y deterioros según el siguiente detalle:

01.01.2014 01.01.2013

31.12.2014 31.12.2013

MUS$ MUS$

Pozo seco Inchi-Copalco - Ecuador 3.397 -

Pozo seco Copalco - Ecuador (7.085) -

Campamento Central Cañadón Perdido recupero- Argentina - 15.508

Campamento Central Cañadón Perdido - Argentina - (4.584)Totales (1) (3.688) 10.924

Acumulado

(1) La campaña exploratoria del año 2014 generó la posibilidad de hacer el pozo comercialmente explotable por

lo cual se reversó la provisión constituida al 31.12.2013.

ii) Provisiones

En el rubro Inversiones en Exploración y Producción se presenta un decremento relacionado con el bloque Mehr.

OMV como operador del bloque Mehr, en representación del consorcio conformado con Repsol y Enap Sipetrol

S.A. a través de su filial Sipetrol Internacional S.A., entregó con fecha 24 de enero de 2009, una carta dirigida al

Director de Exploración de National Iranian Oil Company (NIOC), informando que se ha tomado la decisión

unánime de no continuar con las negociaciones relativas al desarrollo del yacimiento Band-e-Karkheh. Esta

decisión se debe a que no ha sido posible establecer un acuerdo con NIOC respecto al Plan de Desarrollo

necesario para la explotación de este descubrimiento realizado por el consorcio.

36

Considerando que se ha dado cumplimiento a las obligaciones contractuales, se comunicó a NIOC la activación

de la cláusula que da derecho a recuperar los gastos de exploración y a la tarifa de servicio (Remuneration Fee),

conforme a los términos establecidos en el Contrato de Servicios de Exploración suscrito entre el consorcio y

NIOC.

No obstante lo señalado en el párrafo anterior, y tomando el juicio y análisis de la administración, la filial Sipetrol

International S.A., constituyó en diciembre del 2008 una provisión por el valor de la inversión que asciende a

MUS$ 27.262, la cual se presenta neta con el monto de la inversión.

Con fecha 21 de octubre de 2010, la NIOC informa al operador del bloque (OMV), la aceptación de los gastos

exploratorios incurridos por el Consorcio.

Actualmente el Consorcio se encuentra gestionando ante la NIOC la devolución de los gastos exploratorios

invertidos, así como el pago de una tarifa por los servicios de exploración.

14. PARTICIPACIONES EN OPERACIONES CONJUNTAS.

A continuación se incluye un detalle de la información al 31 de diciembre de 2014 y 2013 de los Estados

Financieros de los Operaciones conjuntas y que se han utilizado en el proceso de consolidación:

Operaciones conjuntas 31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013

% % MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

a. Explotación

Área Magallanes (a) 50,00 50,00 32.204 15.866 189.369 80.232 47.838 26.375 105.649 20.870

Campamento Central Cañadón Perdido (b) 50,00 50,00 19.036 29.341 96.542 90.334 34.776 35.434 27.049 37.397

Cam 2A Sur (c) 50,00 50,00 138 277 241 189 1.921 1.826 8.581 8.532

East Ras Qattara (d) 50,50 50,50 42.983 71.862 28.834 29.054 6.873 30.696 - -

b. Exploración

E2 (ex CAM3 y CAM1) (a) 33,33 33,33 29 75 9 8 558 1.082 31 37

Bloque 2 - Rommana (b) 40,00 40,00 129 226 221 238 109 209 - -

Bloque 8 - Sidi Abd El Rahman (c ) 30,00 30,00 - - - - 234 235 - 26.229

Bloque Mehr (b) 33,00 33,00 - - - - - - - -

Totales 94.519 117.647 315.216 200.055 92.309 95.857 141.310 93.065

Operaciones conjuntas 31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013

% % MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

a. Explotación

Área Magallanes (a) 50,00 50,00 128.025 120.600 71.985 82.231 28.903 13.206

Campamento Central Cañadón Perdido (b) 50,00 50,00 91.828 93.660 69.572 48.425 10.201 26.153

Cam 2A Sur (c) 50,00 50,00 310 - 2.532 6.829 (987) (5.898)

East Ras Qattara (d) 50,50 50,50 129.342 119.032 28.735 25.222 95.153 91.002

b. Exploración

E2 (ex CAM3 y CAM1) (a) 33,33 33,33 - - 164 103 (91) (102)

Bloque 2 - Rommana 40,00 40,00 - - (1) 2 (9) (2)

Bloque 8 - Sidi Abd El Rahman 30,00 30,00 - - - - - -

Bloque Mehr ( b) 33,00 33,00 - - - - - -

Totales 349.505 333.292 172.987 162.812 133.170 124.359

Pasivos no corrientes

Porcentaje

de participación Ingresos Ordinarios Gastos ordinarios Resultado

Porcentaje

de participación Activos corrientes Activos no corrientes Pasivos corrientes

A continuación se detallan las operaciones fuera de Chile de explotación y exploración, donde el Grupo ENAP

junto a otros socios participa de los contratos especiales de operación petrolera (CEOP) celebrados con el Estado

de Chile:

37

a) Explotación

(a) Área Magallanes - Argentina

Con fecha 4 de enero de 1991, Sociedad Internacional Petrolera S.A. (luego de varias transformaciones, hoy Enap

Sipetrol Argentina S.A.) y Yacimientos Petrolíferos Fiscales Sociedad del Estado (luego de varias

transformaciones, hoy YPF S.A.) celebraron un contrato de Unión Transitoria de Empresas (UTE), con el objeto

de ejecutar trabajos de desarrollo y explotación de hidrocarburos en Área Magallanes, bloque ubicado en la boca

oriental del Estrecho de Magallanes, Argentina.

Enap Sipetrol Argentina S.A. como operador de esta concesión, es responsable de ejecutar todas las operaciones y

actividades en esta área.

Con fecha 17 de noviembre de 2014, la Sociedad, representada por su Gerente General y el Presidente y CEO de

YPF, firmaron un acuerdo para extender la Unión Transitoria de Empresas (UTE), que ambas compañías

comparten en partes iguales en el Área Magallanes, en el sur de Argentina. Este acuerdo, permite extender el

plazo de amortización de las reservas probadas.

(b) Campamento Central - Cañadón Perdido - Argentina

En diciembre de 2000, Enap Sipetrol S.A. (luego Enap Sipetrol Argentina S.A.) firmó con YPF S.A. un acuerdo a

través del cual este último cede y transfiere a Enap Sipetrol Argentina S.A. el 50% de la concesión que YPF S.A.

es titular para la explotación de hidrocarburos sobre las áreas denominadas Campamento Central - Cañadón

Perdido, en la provincia de Chubut - República de Argentina, que se rige por la Ley Nº 24.145 y sus normas

complementarias y reglamentarias, siendo YPF S.A. quien realiza las labores de operador de esta concesión.

Con fecha 26 de diciembre de 2013, YPF S.A. y Enap Sipetrol Argentina S.A. obtuvieron de parte de la provincia

del Chubut la extensión de esta concesión de explotación por un plazo adicional de 10 años hasta 2027, que puede

ser extendido por un ejercicio adicional de 20 años, hasta el 14 de Noviembre del año 2047.


En decisión administrativa Nº 14 del 29 de enero de 1999, se adjudicó en favor de YPF y Enap Sipetrol Argentina

S.A. el Permiso de Exploración sobre el Área “Cuenca Austral Marina 2/A SUR” (CAM 2/A SUR). Con fecha 7

de octubre de 2002, Enap Sipetrol Argentina S.A. (Operador) e YPF S.A. celebraron un Acuerdo de Unión

Transitoria de Empresas (UTE), ubicada en las Provincias de Tierra del Fuego.

La concesión de explotación tiene un plazo de 25 años (vencimiento 2028), el cual puede ser extendido por un

plazo adicional de 10 años.

(d) East Rast Qattara - Egipto

En el marco del proceso de licitación para el año 2002, abierto por la Compañía General Petrolera Egipcia

(EGPC) para presentar ofertas para diversos bloques en el Western Desert, la filial Sipetrol International S.A., en

conjunto con la empresa australiana Oil Search Ltd., se adjudicó con fecha 16 de abril de 2003, el Bloque East

Ras Qattara.

El contrato se firmó el 30 de marzo de 2004 ante el Ministerio de petróleo egipcio, con una participación de

Sipetrol International S.A., sucursal Egipto, del 50,5% (Operador) y de Oil Search Ltd., 49,5%.

38

En Diciembre de 2007, se dio inicio a la etapa de explotación y en Agosto de 2008 la empresa Australiana Oil

Search Limited materializó la venta de la totalidad de su participación a Kuwait Energy Company.

b) Exploración


El Área CAM-1 (Cuenca Austral Marina 1) fue adjudicada con fecha 4 de septiembre de 2003 a las empresas

Enap Sipetrol Argentina S.A. y Repsol-YPF S.A., por la Secretaría de Energía del Ministerio de Planificación

Federal, Inversión Pública y Servicios, quien aceptó la oferta realizada por las empresas durante el Concurso

Público Internacional convocado para esta licitación.

El área se encuentra ubicada en el océano Atlántico en la zona austral de Argentina y es contigua a otras

concesiones donde actualmente Enap Sipetrol Argentina S.A. explora y produce hidrocarburos.

Enap Sipetrol Argentina S.A. e YPF conformaron una Unión Transitoria de Empresas (UTE), destinada a realizar

exploraciones de hidrocarburos en esta área y proceder a su explotación comercial en caso que las exploraciones

fueran exitosas.

Durante el mes de octubre de 2005 la Sociedad recibió una comunicación de la Secretaría de Energía, mediante la

cual informa a Enap Sipetrol Argentina S.A. que el área de explotación CAM-1 sería registrada a nombre de

ENARSA (empresa propiedad del Estado Nacional). Esto último sustentado en el hecho que el área había sido

adjudicada a Enap Sipetrol Argentina S.A. e YPF S.A. durante el año 2003 por la Secretaría de Energía, pero que

se encontraba pendiente la decisión administrativa del Poder Ejecutivo Nacional que la aprobará.

Con fecha 26 de septiembre de 2006, se suscribió un convenio de asociación entre ENARSA, Enap Sipetrol

Argentina S.A. e YPF S.A. mediante el cual las partes acordaron suscribir un contrato de UTE, cuya participación

de cada uno es de un 33,33%. ENARSA, como titular del área CAM 1 (en adelante E2), aporta este bloque y Enap

Sipetrol Argentina S.A., en conjunto con YPF S.A., aportan el bloque CAM 3. Formalmente Enap Sipetrol y

Repsol YPF revirtieron el bloque CAM 3 a la Secretaría de Energía para su posterior adjudicación por parte de

ésta al nuevo consorcio.

En el marco del convenio celebrado entre ENARSA, YPF S.A. y Enap Sipetrol Argentina S.A. para la

exploración, desarrollo y eventual explotación conjunta de la nueva área E2, la Secretaría de Energía aceptó

transferir a ENARSA el área CAM-3, la cual junto con la ex área CAM-1 integra la mencionada área E2, objeto

del convenio. Asimismo, la Secretaría de Energía aceptó compensar las inversiones pendientes comprometidas en

el área CAM-3 con el compromiso de perforar un segundo pozo de exploración dentro de la nueva área E2.

Las partes suscribieron con fecha 31 de marzo de 2008, el Contrato de Unión Transitoria de Empresas para la

Exploración y Explotación de Hidrocarburos en el Área E2, a fin de regular los derechos y obligaciones entre

Enap Sipetrol Argentina S.A., YPF S.A. y Energía Argentina S.A. (ENARSA) en su calidad de socios y

coparticipes en la exploración y explotación del área E2.

El plazo de duración de esta UTE finaliza en el 2018, puede ser extendido por un plazo adicional de 5 años, hasta

el 25 de septiembre de 2023

(b) Bloque Mehr – Iran

En el año 2001, Enap Sipetrol S.A., a través de su filial Sipetrol International S.A., adquirió el 33% de

participación en el Contrato de Servicios de Exploración del Bloque Mehr ubicado en Irán, en sociedad con las

empresas Repsol YPF y OMV, siendo esta última su operadora.

39

Con fecha 30 de junio de 2007, la National Iranian Oil Company (NIOC) declaró la comercialidad de un

descubrimiento efectuado en el Bloque denominado Band-e-Karkheh, lo que dio inicio a la negociación del plan

de desarrollo y contrato respectivo. En diciembre de 2008, al no ser económicamente viable para las empresas los

términos y condiciones del plan de desarrollo negociadas con la NIOC, se decidió unánimemente no continuar

con la etapa de desarrollo del descubrimiento pero reservándose el derecho a exigir reembolso de los gastos

incurridos en la etapa de exploración más una tarifa por los servicios, conforme lo establece el contrato de


No obstante lo señalado, aplicando un criterio prudencial, la filial Sipetrol International S.A., constituyó en

diciembre de 2008 una provisión por el valor de la inversión que ascendió a US$27,2 millones.


invertidos en el Bloque Mehr, así como el pago de una tarifa por los servicios de exploración de acuerdo con lo

establecido en el contrato respectivo.

Considerando que se ha dado cumplimiento a las obligaciones contractuales, se comunicó a NIOC la activación

de la cláusula que da derecho a recuperar los gastos de exploración y a la tarifa de servicio (Remuneration Fee),

conforme a los términos establecidos en el Contrato de Servicios de Exploración suscrito entre el consorcio y

NIOC.

No obstante lo señalado en el párrafo anterior, bajo un criterio prudencial y considerando los elementos con que

cuenta la administración, la filial Sipetrol International S.A., constituyó en diciembre del 2008 una provisión por

el valor de la inversión que asciende a MUS$ 27.262, la cual se presenta neta con el monto de la inversión.

Con fecha 21 de octubre de 2010, la NIOC informa al operador del bloque (OMV), la aceptación de los gastos

exploratorios incurridos por el Consorcio.


invertidos, así como el pago de una tarifa por los servicios de exploración.

40

15. OTROS NEGOCIOS

A continuación se incluye un detalle de la información al 31 de diciembre de 2014 y 2013 de los Estados

Financieros de los Otros Negocios y que se han utilizado en el proceso de consolidación:

Proyectos 31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013

MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Pampa del Castillo (a) 28.553 18.729 103.929 146.697 46.643 40.525 25.626 37.445

Paraíso, Biguno, Huachito (b) 3.736 4.530 25.677 31.417 3.128 3.446 213 199

Mauro Dávalos Cordero (b) 16.212 17.041 111.412 118.189 13.576 12.964 924 749

Totales 48.501 40.300 241.018 296.303 63.347 56.935 26.763 38.393

Proyectos 31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013

MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Pampa del Castillo (a) 139.225 149.057 163.494 144.619 (17.101) (4.834)

Paraíso, Biguno, Huachito (b) 23.356 17.876 12.543 11.801 4.061 4.668

Mauro Dávalos Cordero (b) 62.157 68.156 39.904 34.639 13.839 25.798

Bloque 3 Jambeli ( c) - - - - (926) (12.723)

Totales 224.738 235.089 215.941 191.059 (127) 12.909

Pasivo no corriente Pasivo corriente Activo corriente Activo no corriente

Resultado Ingresos Ordinarios Gastos Ordinarios

A continuación se detallan las operaciones de explotación donde Grupo ENAP explota en un 100% concesiones

otorgadas por autoridades regionales y estatales de los países donde se realizan (actualizados al 31 de diciembre

de 2014):

A continuación se detallan las principales operaciones para las actividades de explotación:

a) Pampa del Castillo - La Guitarra

Con fecha 25 de septiembre de 2001, Pecom Energía S.A. cedió a Enap Sipetrol Argentina S.A. el 100% de los

derechos de la concesión de explotación del área hidrocarburíferas denominada Pampa del Castillo - La Guitarra,

localizada en la provincia de Chubut, Argentina. La concesión de explotación tiene un plazo de 25 años

(vencimiento 2016), el cual puede ser extendido por un plazo adicional de 10 años.

b) Paraíso, Biguno, Huachito y Mauro Dávalos Cordero e Intracampos

Con fecha 7 de octubre de 2002, se firmó un contrato de prestación de servicios con la Empresa de Petróleos del

Ecuador - PETROECUADOR y su filial la Empresa Estatal de Exploración y Producción de Petróleos del

Ecuador - Petroproducción, para explotar y desarrollar los campos Paraíso, Biguno, Huachito (PBH) y Mauro

Dávalos Cordero (MDC), ubicados en la cuenca oriente del Ecuador. Por medio de este contrato de Servicios

Específicos, la Sociedad se comprometió a realizar las inversiones para el desarrollo de los campos por un valor

estimado de MUS$ 90.000, que consideraban la perforación de 16 pozos (9 en PBH y 7 en MDC), la construcción

de una estación de producción en MDC, adecuación de facilidades y un campamento. A la vez, adquirió el

derecho de explotación y operación, asumiendo el 100% de los costos de operación y administración de los

campos.

Con fecha 8 de agosto de 2006, se suscribió un contrato modificatorio al contrato del campo MDC, celebrado con

PETROECUADOR, mediante el cual SIPEC se comprometió a ampliar el programa de inversiones que

41

contempla la perforación de 7 pozos y ampliar las instalaciones de producción. Con estos nuevos pozos se

certificarán reservas adicionales que permitirán incrementar las reservas actuales de 31,6 a 57,0 millones de

barriles de petróleo crudo.

Los referidos contratos establecieron que Enap Sipetrol S.A. podía explotar un máximo de 57 millones de barriles

en MDC y 20.1 millones de barriles en PBH.

Con fecha 27 de julio de 2010 se promulgó en Ecuador, la Ley Reformatoria a la Ley de Hidrocarburos y a la Ley

de Régimen Tributario Interno, en la que en su Disposición Transitoria Primera se establece que los contratos

existentes, incluidos MDC y PBH deben modificarse y adoptar el modelo reformado de prestación de servicios

para exploración y explotación de hidrocarburos, contemplado en el Art. 16 de la Ley de Hidrocarburos en un

plazo de 180 días.

Siguiendo lo dispuesto en la Disposición Transitoria Primera, antes citada, Enap Sipetrol S.A. inició un proceso

de renegociación de los contratos de MDC y PBH que culminó el 23 de Noviembre de 2010 con la suscripción de

2 Contratos Modificatorios a los Contratos de Prestación de Servicio para la Exploración y Explotación de

Hidrocarburos (Petróleo Crudo) en los Bloques Mauro Dávalos Cordero (MDC) y Paraíso, Biguno, Huachito e

Intracampos (PBHI) de la Región Amazónica Ecuatoriana.

De conformidad con las disposiciones legales vigentes, dichos Contratos Modificatorios fueron inscritos en la

Secretaría de Hidrocarburos con fecha 15 de diciembre de 2010 y la fecha en que dicha modificación contractual

entró en vigencia es el 1 de enero de 2011. Por consiguiente los términos contractuales de los contratos suscritos

el 7 de octubre de 2002 tiene vigencia hasta el 2010 y los términos contractuales de los Contratos Modificatorios

rigen a partir del 1 de enero de 2011.

c) Bloque 3 Jambelí

Con fecha 3 de octubre de 2011, Enap Sipetrol S.A. (sucursal Ecuador) y la Secretaria de Hidrocarburos del

Ecuador, suscribieron un contrato de prestación de servicios para la exploración y explotación de hidrocarburos

(petróleo-crudo) en el “Bloque 3 Jambelí”, ubicado en el Golfo de Guayaquil.

Durante el 2012 en el Bloque 3J se cumplieron los compromisos contractuales de reprocesamiento de sísmica

existente, así como de permisología en preparación para la adquisición de sísmica 2D offshore.

El 8 de mayo de 2013 inició la adquisición sísmica 2D off-shore con empresa rusa Sevmorgeo. El 31 de mayo

concluyó primera etapa de adquisición sísmica (avance del 35%; 130.5Km). Durante la segunda semana de

diciembre concluyó el programa de adquisición sísmica 2D (518 km vs 500 km programados).

De las observaciones preliminares se ha logrado determinar que existen condiciones propicias para la presencia de

trampas en el área costa afuera del bloque, identificándose estructuras con potencial exploratorio.

Entre octubre y diciembre del 2014 la empresa franco americana Stat Marine elaboró un estudio conceptual para

el desarrollo de escenarios de producción en los prospectos definidos. Con esta información y la interpretación

actualizada de reservas se realizó una actualización al modelo económico del Bloque. Con los resultados de la

nueva evaluación se definirá la estrategia a seguir ya que el período exploratorio del B-3J concluye en octubre del

2015.

42

16. OTROS PASIVOS FINANCIEROS

El detalle de los préstamos que devengan intereses al 31 de diciembre de 2014 y 2013:

31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013

MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

No garantizadas

Sobregiros bancarios - 660 - -

Arrendamiento financiero 273 365 140 343

Préstamos de otras entidades 6.827 - 86.000 -

Totales 7.100 1.025 86.140 343

Garantizadas

Préstamos de entidades financieras 27.512 27.525 - 27.500

Totales 27.512 27.525 - 27.500

Totales 34.612 28.550 86.140 27.843


a) Detalle de los préstamos que devengan intereses – El desglose por moneda y vencimiento de los préstamos

de entidades financieras (garantizados y no garantizados) que devengan intereses al 31 de diciembre de 2014 y

2013, es el siguiente:


Corriente No corriente

Pago de Tasa Tasa Valor Hasta +1 mes +3 meses +1 año

Nombre intereses nominal efectiva nominal 1 mes hasta 3 meses hasta 12 meses Total hasta 5 años + de 5 años Total


Banco Latinoamericano de Comercio

Exterior S.A. (Ex Bladex) Al vencimiento 4,02% 4,02% 27.500 - 6.887 20.625 27.512 - - -

YPF S.A. Trimestral 8,00% 8,00% 100.000 - 827 6.000 6.827 86.000 - 86.000

Totales - 7.714 26.625 34.339 86.000 - 86.000



Pago de Tasa Tasa Valor Hasta +1 mes +3 meses +1 año

Nombre intereses nominal efectiva nominal 1 mes hasta 3 meses hasta 12 meses Total hasta 5 años + de 5 años Total



Exterior S.A. (Ex Bladex) Al vencimiento 4,02% 4,02% 55.000 - - 27.525 27.525 27.500 - 27.500

Totales - - 27.525 27.525 27.500 - 27.500

b) Otros antecedentes- Otros antecedentes relacionados a los préstamos de entidades financieras vigentes al 31

de diciembre de 2014 y 2013::

43

Nombre RUT Moneda País Sociedad RUT País Garantía


Exterior S.A. (Ex Bladex) E-0 Dólares Panamá Enap Sipetrol Argentina S.A. E-0 Argentina Garantizada

YPF S.A. E-0 Dólares Argentina Enap Sipetrol Argentina S.A. E-0 Argentina -


Garantía

Nombre RUT Moneda País Sociedad RUT País Garantía


Exterior S.A. (Ex Bladex) E-0 Dólares Panamá Enap Sipetrol Argentina S.A. E-0 Argentina Garantizada

i) Banco Latinoamericano de Comercio Exterior S.A. (Ex Bladex)

Con fecha 30 de junio de 2009 Enap Sipetrol Argentina S.A. suscribió un préstamo por MUS$65.000, con

vencimiento al 28 de junio de 2010, con pago de capital al vencimiento e intereses semestralmente. Este préstamo

es garantizado por la Empresa Nacional del Petróleo. La tasa de interés es Libor 180 + 3,5%.

Con fecha 5 de enero de 2010 se extendió el vencimiento al 27 de diciembre de 2010, pactándose una nueva tasa

de Libor 180 + 3,00%. Con fecha 15 de septiembre de 2010 se realizó una enmienda al contrato en el cual se

pactó una nueva tasa de Libor 180 + 2,75%.

Con fecha 27 de diciembre de 2010 se realizó un pago de MUS$10.000.

Con fecha 23 de diciembre de 2011 se extendió el vencimiento al 27 de diciembre de 2012, pactándose una nueva

tasa de Libor 180 + 2,75%.

Con fecha 27 de diciembre de 2012 se extendió el vencimiento de la deuda insoluta por MUS$55.000, con

vencimiento al 27 de diciembre de 2015, con pago de intereses mensuales, y capital a contar del 27 de enero de

2014, pactándose una nueva tasa de interés, Libor 1 mes + 3,85%.

ii) YPF S.A.

Con fecha 17 de noviembre de 2014 Enap Sipetrol Argentina S.A. extiende a YPF S.A. una Propuesta de Acuerdo

de Prórroga de Contrato de UTE en el Área de Magallanes cuyo objeto es prorrogar los derechos y obligaciones

de Enap Sipetrol Argentina S.A. con el contrato de UTE y su carácter de operadora, manteniendo su actual

participación de un 50% hasta la finalización de las extensiones.

Como contraprestación por la prórroga, Enap Sipetrol Argentina S.A. abonará a YPF S.A. en calidad de aportes a

la UTE, la suma de MUS$ 100.000, dicho monto se cancelará de la siguiente forma: a) MUS$ 8.000 a la fecha del

contrato, b) MUS$ 6.000 hasta la fecha de decisión final del proyecto incremental, correspondiente al 50% de

bonos, aportes y/o dineros que YPF S.A a asuma con el Estado de Argentina, c) dentro de un año, que se inicia

desde la fecha de decisión final del proyecto, el 50% del saldo y d) dentro del año siguiente al primer período

pagará el restante 50%.

Enap Sipetrol Argentina S.A. pagará a YPF S.A. un 8% de tasa de interés fija anual, con períodos de pagos

trimestrales.

44

iii) Arrendamiento Financiero

El detalle de los arrendamientos financieros es el siguiente:


País Nombre

Valor

nominal

Hasta 1

año

Entre 1

y 5 años

Más de

5 añosacreedor Concepto MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Argentina HP Financial Services Arg. S.R.L. Equipos de computación 22 22 - -

Argentina CIT Leasing de Argentina S.R.L. Equipos de computación 32 31 - -

Argentina BBVA - Banco Frances S.A. Camionetas 360 220 140 -

Totales 414 273 140 -


País Nombre

Valor

nominal

Hasta 1

año

Entre 1

y 5 años

Más de

5 añosacreedor Concepto MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Argentina HP Financial Services Arg. S.R.L. Equipos de computación 56 81 - -

Argentina CIT Leasing de Argentina S.R.L. Equipos de computación 80 116 - -

Argentina BBVA - Banco Frances S.A. Camionetas 572 168 343 -

708 365 343 -

17. CUENTAS POR PAGAR COMERCIALES Y OTRAS CUENTAS POR PAGAR

El detalle del rubro es el siguiente:

31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013

MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Acreedores comerciales 60.621 54.206 2.325 4.002

Acreedores varios 1.574 2.362 - -

Totales 62.195 56.568 2.325 4.002


Los acreedores comerciales son pactados con vencimiento a 90 días.

45

18. OTRAS PROVISIONES

El desglose de este rubro al 31 de diciembre de 2014 y 2013 es el siguiente:

OTRAS PROVISIONES

Concepto 31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013

MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Provisiones varias 19 - 12.342 14.942

Desmantelamiento, costos restauración y

rehabilitación (1) - - 32.297 25.705

Totales 19 - 44.639 40.647

No corrienteCorriente

(1) Corresponde a los costos estimados que Enap Sipetrol S.A. deberá de realizar a futuro por concepto de

remediaciones medio ambientales, plataformas y pozos, y que permitirán, al término de las concesiones, dejar en

condiciones de reutilizar para otros fines las zonas de explotación. Esta provisión es calculada y contabilizada a

valor presente a igual tasa de descuento del proyecto y su movimiento es el siguiente:

Provisiones Varias Desmantelamiento

Año 2014 Costos reestructuración

rehabilitación

MUS$ MUS$

Movimientos en provisiones

Provisión total, saldo inicial al 01.01.2014 14.942 25.705

Provisiones adicionales 5.222 9.420

Provisión utilizada (4.712) (2.828)

Otro incremento (decremento) (3.091) -

Provisión total, saldo final al 31.12.2014 12.361 32.297

Provisiones Varias Desmantelamiento

Año 2013 Costos reestructuración

rehabilitación

MUS$ MUS$

Movimientos en provisiones

Provisión total, saldo inicial al 01.01.2013 16.725 7.678

Provisiones adicionales - 17.630

Provisión utilizada (1.783) (636)

Otro Incremento (Decremento) - 1.033

Provisión total, saldo final al 31.12.2013 14.942 25.705

46

19. PROVISIONES POR BENEFICIOS A LOS EMPLEADOS

Concepto 31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013

MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Provisión indemnzación años de servicios a) - 109 4.635 4.441

Participación en utilidades b) 9.001 9.009 - -

Vacaciones devengadas 3.451 3.219 - -

Otros beneficios al personal c) 885 21 207 163

Totales 13.337 12.358 4.842 4.604


a) Corresponde a las indemnizaciones por años de servicios a todo evento que Enap Sipetrol S.A. mantiene

con los trabajadores, que se detallan en los contratos colectivos vigentes a la fecha.

b) Corresponden a beneficios asociados a bonos y participación en utilidades que Enap Sipetrol S.A. deberá

cancelar a los trabajadores y que se encuentran establecidos en los contratos colectivos vigentes o

contratos de trabajo según como sea el caso.

c) Las imputaciones registradas en este rubro corresponden a otros beneficios al personal como,

gratificaciones, aguinaldo, etc.

19.1 Movimiento de la indemnización por años de servicios

El movimiento de la provisión por indemnización por años de servicios es el siguiente:

31.12.2014 31.12.2013

Movimiento: MUS$ MUS$

Saldo inicial 4.441 4.382

Costos por servicios 124 135

Costos por intereses 233 262

Pérdidas actuariales 438 228

Beneficios pagados (28) (59)

Incremento (decremento) en el cambio de moneda

extranjera (573) (507)

Totales 4.635 4.441

No Corriente

47

Hipótesis Actuariales

Las hipótesis actuariales aplicadas en la determinación de la indemnización por años de servicios son las

siguientes:

Hipótesis: 31.12.2014 31.12.2013

Tasa de descuento Chile 5,91% 6,49%

Tasa de descuento Ecuador 6,54% 7,00%

Tasa esperada de incremento incial salarial Chile 3,67% 3,67%

Tasa esperada de incremento incial salarial Ecuador 3,00% 3,00%

Tasa de retiro voluntario Chile 2,29% 2,29%

Tasa de retiro voluntario Ecuador 2,50% 2,50%

Tasa de rotación por despido Chile 0,10% 0,10%

Tasa de rotación por despido Ecuador 13,14% 8,90%

Tabla de mortalidad Chile RV-2004 RV-2004

Tabla de mortalidad Ecuador IESS2002 IESS2002

Edad de jubilación de mujeres 60 60

Edad de jubilación de hombres 65 65

Al 31 de diciembre de 2014 Enap sipetrol S.A. ha realizado una revisión de sus hipótesis actuariales de acuerdo a

NIC 19 “Beneficios a los empleados”, modificando la tasa de descuento que ésta aplicaba por referencia a nuevas

curvas de tasas de interés de mercado. Ver efecto en el Análisis de sensibilidad siguiente:

Análisis de sensibilidad

El siguiente cuadro muestra los efectos de la sensibilización en la tasa de descuento utilizada para determinar el

valor actuarial de la provisión de IAS:

Valor

contable

Valor actuarial MUS$ 4.635 4.830 4.455

Tasa de Descuento 5,91% 5,33% 6,49%

Sesibilidad porcentual - -0,58% 0,58%

Sensibilidad en MUS$ - 195 (180)

Análisis de sensibilidad

48

19.2 Movimiento de otras provisiones por beneficios a los empleados

Corriente

Provisión Provisión

indemnización por Participación en vacaciones Otros beneficios Total

años de servicio utilidades y bonos devengadas al personal

MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Movimientos en Provisiones

Provisión Total, Saldo Inicial al 01.01.14 109 9.009 3.219 21 12.358

Provisiones Adicionales - 12.760 3.551 2.801 19.112

Provisión Utilizada (109) (12.768) (3.319) (1.937) (18.133)

Provisión Total, Saldo Final al 31.12.14 - 9.001 3.451 885 13.337

Corriente

Provisión Provisión

indemnización por Participación en Vacaciones Otros beneficios Total

años de servicio utilidades y bonos Devengadas al personal

MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Movimientos en Provisiones

Provisión Total, Saldo Inicial al 01.01.13 - 9.626 3.057 170 12.853

Provisiones Adicionales - 6.598 1.061 901 8.560

Provisión Utilizada - (7.215) (899) (1.050) (9.164)

Traspaso de provisión desde no corriente a

corriente 109 - - - 109

Provisión Total, Saldo Final al 31.12.13 109 9.009 3.219 21 12.358

20. PATRIMONIO

a. Capital suscrito y pagado y número de acciones

En Vigésima novena Junta Extraordinaria de Accionistas de fecha 24 de junio de 2014, se acordó, de aumentar el

capital estatutario de la Sociedad de US$ 409.277.190,25 a la cantidad de US$ 524.628.252,13, es decir, aumentar

el capital en US$ 115.351.061,88 equivalente a las utilidades acumuladas al 31 de diciembre de 2013.

En Vigésima octava Junta Extraordinaria de Accionistas de fecha 30 de septiembre de 2013, se acordó disminuir

el capital estatutario de la Sociedad de la cantidad de US$ 455.098.153 a la cantidad de US$ 409.277.190, es

decir, disminuir el capital en la cantidad de US$ 45.820.963 que es el monto equivalente a las pérdidas

acumuladas de la Sociedad al 31 de Diciembre de 2012 y destinar íntegramente el monto del capital disminuido,

estos es, la cantidad de US$ 45.820.963 a absorber las pérdidas acumuladas de la sociedad por igual monto.

b. Capital Emitido

31.12.2014 31.12.2013

MUS$ MUS$

Acciones comunes totalmente pagadas 524.628 409.277

Totales 524.628 409.277

Capital accionario

49

c. Acciones comunes totalmente pagadas

Acciones comunes totalmente pagadas

31.12.2014 31.12.2013

Emisión de acciones comunes totalmente pagadas 83.699.954 83.699.954

Totales 83.699.954 83.699.954

Cantidad en acciones

d. Distribución y/o capitalización de resultados

La política corporativa de la Matriz ENAP, establece el traspaso del 100% de los dividendos anuales de sus

filiales, conforme a Decreto N° 526 del Ministerio de Hacienda, de fecha 3 de julio de 2006.

Con fecha 9 de abril de 2014, el Ministerio de Hacienda a través del Oficio Ordinario N° 733 autorizó a la matriz

ENAP, a capitalizar el 100% de las utilidades obtenidas en el ejercicio 2013 de la filial Enap Sipetrol S.A.

En cumplimiento de dicho Oficio, en Vigésima novena Junta Extraordinaria de Accionistas de fecha 24 de junio

de 2014, se acordó, de aumentar el capital estatutario de la Sociedad de US$ 409.277.190,25 a la cantidad de

US$ 524.628.252,13, es decir, aumentar el capital en US$ 115.351.061,88 equivalente a las utilidades acumuladas

al 31 de diciembre de 2013.

Con fecha 15 de junio de 2012 el Ministerio de Hacienda a través del oficio Ord.N° 1292 autorizó la

capitalización de las utilidades obtenidas en los años 2010 y 2011, de acuerdo a los estados financieros auditados.

En cumplimiento de dicho oficio, con fecha 27 de junio de 2012 se realizó la Vigésima Sexta Junta Extraordinaria

de Accionistas de Enap Sipetrol S.A. la que aprobó la capitalización de las utilidades generadas en el ejercicio

2010 por MUS$ 37.295 y en el ejercicio 2011 por MUS$ 51.319, significando un incremento de MUS$ 88.614

del capital social de la Sociedad, pasando de un capital emitido de MUS$ 358.575 a MUS$ 447.189. Este

aumento de capital no contempla el aumento en el número de acciones de la Sociedad

Con fecha 20 de mayo de 2013 el ministerio de Hacienda a través del oficio Ord. 1125 autorizó la capitalización

de las utilidades obtenidas el año 2012, de acuerdo a los estados financieros auditados.

En cumplimiento de dicho oficio, con fecha 25 de junio de 2013 se realizó la Vigésima Séptima Junta

Extraordinaria de Accionistas de Enap Sipetrol S.A. la que aprobó la capitalización de las utilidades generadas en

el ejercicio 2012 por MUS$ 7.909, pasando de un capital emitido de MUS$ 447.189 a MUS$ 455.098. Este

aumento de capital no contempla el aumento en el número de acciones de la Sociedad.

Información sobre inversiones en el exterior:

En Sesión de Directorio N°229 de Enap Sipetrol Argentina S.A., de fecha 8 de octubre de 2014, estableció la

distribución de dividendos por un monto de Ar$ 95.000.000 (MUS$ 11.223), imputables a las reservas

facultativas de dicha sociedad.

En Sesión de Directorio N°226 de Enap Sipetrol Argentina S.A., de fecha 27 de mayo de 2014, estableció la

distribución de dividendos por un monto de Ar$ 85.000.000 (MUS$ 10.538), imputables a las reservas

facultativas de dicha sociedad.

50

En Sesión de Directorio N°216 de Enap Sipetrol Argentina S.A., de fecha 3 de julio de 2013, estableció la

distribución de dividendos por un monto de MUS$ 50.000 (MUS$ 9.227), imputables a las reservas facultativas

de dicha sociedad.

e. Gestión de Capital

La gestión de capital, referida a la administración del patrimonio de la Sociedad, tiene como objetivo principal, la

administración de capital de la Sociedad, de acuerdo al siguiente detalle:

• Asegurar el normal funcionamiento de sus operaciones y la continuidad del negocio en el largo plazo.

• Asegurar el financiamiento de nuevas inversiones a fin de mantener un crecimiento sostenido en el tiempo.

• Mantener una estructura de capital adecuada acorde a los ciclos económicos que impactan al negocio y a la

naturaleza propia de la industria.

• Maximizar el valor de la compañía en el mediano y largo plazo.

En línea con lo anterior, los requerimientos de capital son incorporados en base a las necesidades de

financiamiento de la compañía, cuidando mantener un nivel de liquidez adecuado y cumpliendo con los

resguardos financieros establecidos en los contratos de deuda vigentes y en los compromisos contraídos con el

dueño. La compañía maneja su estructura de capital y realiza ajustes en base a las condiciones económicas

predominantes, de manera de mitigar los riesgos asociados a condiciones de mercado adversas y recoger las

oportunidades que se puedan generar para mejorar la posición de liquidez de la compañía.

f. Otras reservas

31.12.2014 31.12.2013

MUS$ MUS$

Conversión de moneda extranjera (73.355) (72.973)

Totales (73.355) (72.973)

El movimiento de este rubro es el siguiente:

31.12.2014 31.12.2013

MUS$ MUS$

Saldo al inicio del ejercicio (72.973) (72.769)

Revalorización de activos (22) (16)

Ajuste al valor actuarial PIAS (360) (188)

Totales (73.355) (72.973)

g. Ganancias acumuladas

La Sociedad no presenta efectos en el patrimonio por la aplicación del Oficio Circular Nº 856 de la

Superintendencia de Valores y Seguros de Chile, de fecha 17 de octubre de 2014, que señala que las diferencias

por concepto de activos y pasivos por impuestos diferidos que se produzcan como efecto directo del incremento

de la tasa de impuesto de primera categoría introducido por la Ley N°20.780, deberán contabilizarse en el

ejercicio respectivo contra patrimonio.

51

21. INTERÉS NO CONTROLABLE

El detalle por sociedades del saldo de interés no controlable del estado de situación consolidado al 31 de

diciembre de 2014 y 2013, y el resultado correspondiente a los accionistas minoritarios al 31 de diciembre de

2014 y 2013 se presenta a continuación:

Entidad

31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013

MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Enap Sipetrol Argentina S.A. 857 861 105 141

Totales 857 861 105 141

Patrimonial en Resultado

Interes no controlable Interes no controlable

El movimiento que ha tenido el Interés no controlable durante los ejercicios terminados al 31 de diciembre de

2014 y 2013 se resume a continuación:

31.12.2014 31.12.2013

MUS$ MUS$

Saldo inicial del ejercicio 861 767

Participación de los resultados del ejercicio 105 141

Otros (109) (47)

Totales 857 861

22. SEGMENTOS DE NEGOCIOS

Criterios de segmentación

La información por segmento se estructura según la distribución geográfica de la Sociedad.

Segmentos principales de negocio de la Sociedad:

América Latina, que incluye las operaciones exploratorias y de explotación de hidrocarburos (petróleo y gas

natural) ubicados en América Latina (Argentina y Ecuador).

MENA (Middle East and North Africa) que incluye las operaciones exploratorias y de explotación de

hidrocarburos (petróleo y gas natural) ubicados en la zona geográfica de Medio Oriente y Norte de África

(Egipto).

Los ingresos y gastos que no pueden ser atribuidos específicamente a ningún segmento, así como los ajustes de

consolidación, se atribuyen a una unidad corporativa, asignando también las partidas de conciliación que surgen

de comparar los estados financieros de los distintos segmentos con los estados financieros consolidados de la

Sociedad.

Los costos incurridos por la unidad corporativa se prorratean, mediante un sistema de distribución interna de

costos, entre los distintos segmentos para efectos de gestión.

52

Bases y metodología de la información por segmentos de negocio

La estructura de esta información está diseñada como si cada segmento de negocio se tratara de un negocio

autónomo y dispusiera de recursos propios independientes, que se distribuyen en función del riesgo de los activos

asignados a cada segmento de acuerdo a los presupuestos aprobados.

A continuación se presenta la información por área geográfica de estas actividades al 31 de diciembre de 2014 y

2013.

Medio Oriente Medio Oriente

América Norte de Corp y América Norte de Corp y

Latina Africa Ajustes Total Latina Africa Ajustes Total


Ingresos de actividades ordinarias 444.902 129.342 1.407 575.651 449.349 119.032 201 568.582

Costo de Ventas (354.661) (28.738) (3.075) (386.474) (329.320) (25.226) (3.224) (357.770)

Margen Bruto 90.241 100.604 (1.668) 189.177 120.029 93.806 (3.023) 210.812

Otros ingresos, por función 1.645 - 2.037 3.682 - - 1.715 1.715

Gastos de Administración (20.210) (3.496) (7.974) (31.680) (18.343) (2.939) (9.286) (30.568)

Otros gastos por función (8.238) (1.032) (5.495) (14.765) (21.219) (74) (3.168) (24.461)

Otras ganancias (pérdidas) - - - - (3.279) (459) 8.950 5.212

Ingresos Financieros 4.269 769 21 5.059 309 763 16 1.088

Costos financieros (3.292) (4) (6) (3.302) (6.396) (5) (1.006) (7.407)

Participación en Ganancia (Pérdida) de Asociadas

contabilizadas por método de la participación - - (1) (1) - - 1 1

Diferencias de cambio (2.849) (4.432) 183 (7.098) (276) (397) (549) (1.222)

Ganancia (pérdida) antes de impuesto 61.566 92.409 (12.903) 141.072 70.825 90.695 (6.350) 155.170

Gasto por impuestos a las ganancias (23.822) - (2.551) (26.373) (30.352) - (9.326) (39.678)

Ganancia (Pérdida) procedente de actividades continuadas 37.744 92.409 (15.454) 114.699 40.473 90.695 (15.676) 115.492

Ganancia (pérdida) 37.744 92.409 (15.454) 114.699 40.473 90.695 (15.676) 115.492

Ganancia (pérdida), atribuible a los propietarios de la controladora 37.639 92.409 (15.454) 114.594 40.332 90.695 (15.676) 115.351

Ganancia (pérdida), atribuible a participaciones no controladoras 105 - - 105 141 - - 141

Ganancia (Pérdida) 37.744 92.409 (15.454) 114.699 40.473 90.695 (15.676) 115.492

Al 31 de diciembre de 2014 Al 31 de diciembre de 2013

Los ingresos ordinarios por segmentos y productos al 31 de diciembre de 2014 y 2013 es el siguiente:

Producto

Venta

terceros

Ventas

empresas

grupo

Venta

terceros

Ventas

empresas

grupo

Venta

terceros

Ventas

empresa

s grupo

Venta

terceros

Ventas

empresa

s grupo

Venta

terceros

Ventas

empresas

grupo

Venta

terceros

Ventas

empresas

grupo

MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Ventas de crudo 294.946 8.234 128.755 - - - 254.907 44.680 118.503 - - -

Ventas de gas 44.417 - - - - - 35.374 - - - - -

Ventas de servicios petroleros 85.513 - - - 1.407 - 86.032 - - - 201 -

Otras ventas 11.792 - 587 - - - 28.356 - 529 - - -

Totales 436.668 8.234 129.342 - 1.407 - 404.669 44.680 119.032 - 201 -

Al 31 de diciembre de 2014 Al 31 de diciembre de 2013

América Latina MENA Corp y Ajustes América Latina MENA Corp y Ajustes

53

Costo de ventas y gastos

El análisis del costo de ventas y gastos del Grupo por área geográfica se desglosa de la siguiente manera:

Acumulado Acumulado Acumulado Acumulado

01.01.2014 01.01.2013 01.01.2014 01.01.2013 01.01.2014 01.01.2013 01.01.2014 01.01.2013

31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013

Detalle de gastos MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Costos de ventas 354.661 329.320 28.738 25.226 3.075 3.224 386.474 357.770

Gastos de administración 20.210 18.343 3.496 2.939 7.974 9.286 31.680 30.568

Otros gastos, por función 8.238 21.219 1.032 74 5.495 3.168 14.765 24.461

Costos financieros 3.292 6.396 4 5 6 1.006 3.302 7.407

Totales 386.401 375.278 33.270 28.244 16.550 16.684 436.221 420.206

America Latina MENA Ajustes y Corp. Totales

La descomposición de la depreciación de los segmentos es la siguiente:

31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013

Depreciación MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

En Costo de Ventas 95.409 95.664 12.223 9.989 - - 107.632 105.653

En Gastos de Administración 1.643 881 - 7 - 15 1.643 903

Totales 97.052 96.545 12.223 9.996 - 15 109.275 106.556

Acumulado Acumulado Acumulado Acumulado

America Latina MENA Ajustes y Corp. Totales

A continuación se incluye información al 31 de diciembre de 2014 y 2013 de los Segmentos:

Segmento 31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013

MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

América Latina 99.913 85.393 527.179 445.967 148.465 121.679 168.073 105.228 310.554 304.453

MENA 95.214 105.991 104.223 130.374 10.302 10.132 - - 189.135 226.233

Ajustes y Corp. 1.584 2.666 71.465 (50.414) (17.961) 119.795 14.604 16.607 76.406 (184.150)

Totales 196.711 194.050 702.867 525.927 140.806 251.606 182.677 121.835 576.095 346.536

Pasivo no corriente PatrimonioActivo corriente Activo no corriente Pasivo corriente

54

23. INGRESOS DE ACTIVIDADES ORDINARIAS

El detalle de este rubro es el siguiente:

01.01.2014 01.01.2013

31.12.2014 31.12.2013

MUS$ MUS$

Venta de crudo 431.935 418.090

Venta de gas 44.417 35.374

Ventas de servicios petroleros 86.920 86.233

Otros ingresos de explotación 12.379 28.885

Totales 575.651 568.582

Acumulado

24. COSTO DE VENTAS

El detalle de este rubro es el siguiente:

01.01.2014 01.01.2013

31.12.2014 31.12.2013

MUS$ MUS$

Impuestos a los ingresos 87.446 61.941

Costos directos 159.817 154.429

Transporte y procesos 12.674 9.941

Otros costos 18.905 25.801

Depreciación y agotamiento 107.632 105.658

Totales 386.474 357.770

Acumulado

25. OTROS GASTOS POR FUNCIÓN

La composición de este rubro es el siguiente:

01.01.2014 01.01.2013

31.12.2014 31.12.2013

MUS$ MUS$

Estudios geológicos y geofísicos 1.581 17.277

Pozos secos de exploración y abandonos 3.688 -

Costos de exploración y otros 9.496 7.184

Totales 14.765 24.461

Acumulado

55

26. COSTOS FINANCIEROS

El desglose de los gastos financieros al 31 de diciembre de 2014 y 2013:

01.01.2014 01.01.2013

31.12.2014 31.12.2013

MUS$ MUS$

Intereses por préstamos bancarios 3.302 5.373

Intereses por línea de crédito con la Matriz - 1.001

Acreetion pasivos ambientales - 1.033

Totales 3.302 7.407

Acumulado

27. GASTOS DEL PERSONAL

La composición de esta partida al 31 de diciembre de 2014 y 2013 es la siguiente:

01.01.2014 01.01.2013

31.12.2014 31.12.2013

Gastos del personal MUS$ MUS$

Sueldos y salarios 32.201 32.082

Beneficios de corto plazo a empleados 14.560 7.780

Otros gastos del personal 2.273 3.948

Otros beneficios a largo plazo 828 1.572

Totales 49.862 45.382

Acumulado

El cargo a resultados por concepto de gastos del personal incluido en los costos de explotación, gastos de

administración y otros gastos por función es el siguiente:

01.01.2014 01.01.2013

31.12.2014 31.12.2013

MUS$ MUS$

Costos de Ventas 24.241 22.786

Gastos de administración 21.248 18.634

Otros Gastos por función 4.373 3.962

Totales 49.862 45.382

Acumulado

56

28. DIFERENCIAS DE CAMBIO

El detalle de los rubros de activos y pasivos que dan origen a diferencias de cambio al 31 de diciembre de 2014 y

2013, son las siguientes:

01.01.2014 01.01.2013

31.12.2014 31.12.2013

Conceptos MUS$ MUS$

Efectivo y equivalentes al efectivo (8.688) (797)

Otros activos no Financieros, Corriente (92) -

Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar, corrientes 585 2.406

Cuentas por cobrar a entidades relacionadas, corrientes (1.152) -

Otros activos no financieros corrientes (2.487) (5.149)

Inversiones contabilizadas utilizando el método de la participación (1.230) (3.892)

Derechos por cobrar no corrientes (25) (133)

Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar (686) 346

Cuentas por pagar a entidades relacionadas, corriente 351 -

Otras provisiones a corto plazo 308 -

Pasivos por Impuestos corrientes (241) -

Provisiones corrientes por beneficios a los empleados 1.010 221

Otros pasivos financieros, no corrientes 5.749 5.809

Pasivo por impuestos corrientes - 370

Provisiones no corrientes por beneficios a los empleados - 377

Otros pasivos no financieros no corrientes 74 (98)

Otros (574) (682)

Totales (7.098) (1.222)

Acumulado

57

29. MONEDA EXTRANJERA

El detalle de la moneda extranjera es el siguiente:

Moneda Moneda 31.12.2014 31.12.2013

Activos Corrientes y No Corrientes extranjera funcional MUS$ MUS$

Efectivo y Equivalentes al Efectivo $ No reajustable Dólar 5 -

$ Argentinos Dólar 34.512 354

£ Libras Esterlinas Dólar 82 82

£ Libras Egipcias Dólar 29.353 31.118

Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar, corrientes$ No reajustable Dólar 2.002 475

$ Reajuste Dólar - 95

$ Argentinos Dólar 3.869 6.858

Activos por impuestos corrientes $ No reajustable Dólar 752 842

Activos por impuestos corrientes $ Argentinos Dólar 2.141 1.377

Derechos por cobrar no corrientes $ Reajuste Dólar 288 253

Activos por impuestos diferidos $ Argentinos Dólar 9.538 3.389

$ No reajustable Dólar - 2.714

Totales 82.542 47.557

Moneda Moneda Hasta 90 de 91 días a más de 1 año más de 5

Pasivos Corrientes y no corrientes extranjera funcional dias 1 año a 5 años años

Otros pasivos financieros corrientes $ Argentinos Dólar 68 205 - -

Cuentas comerciales y otras cuentas por pagar, corriente $ No reajustable Dólar 1.126 - - -

$ Argentinos Dólar 28.000 - - -

Pasivos por impuestos, corrientes $ Argentinos Dólar 22.464 - - -

$ No reajustable Dólar 894 - - -

Provisiones por beneficios a los empleados, corrientes $ Argentinos Dólar 2.110 2.111 - -

$ No reajustable Dólar 2.192 - - -

Otros pasivos no financieros, corrientes $ Argentinos Dólar 1.122 - - -

Otros pasivos financieros no corrientes $ Argentinos Dólar - - 140 -

Otras provisiones no corrientes $ Argentinos Dólar - - 2.083 -

Pasivo por impuestos diferidos $ No reajustable Dólar - - - -

$ Argentinos Dólar - - 43.748 -

Provisiones por beneficios a los empleados, no corrientes $ No reajustable Dólar - - - 4.181

Otros pasivo no financieros, no corrientes $ Argentinos Dólar - - 818 -

Totales 57.976 2.316 46.789 4.181

31.12.2014

58

Moneda Moneda Hasta 90 de 91 días a más de 1 año más de 5

Pasivos Corrientes y no corrientes extranjera funcional dias 1 año a 5 años años

Otros pasivos financieros corrientes $ Argentinos Dólar 660 - - -

Cuentas comerciales y otras cuentas por pagar, corriente $ No reajustable Dólar 896 - - -

$ Argentinos Dólar 23.690 - 1.603 -

Pasivos por impuestos, corrientes $ Argentinos Dólar 18.367 - - -


Provisiones por beneficios a los empleados, corrientes $ Argentinos Dólar 3.053 - - -


Pasivo por impuestos diferidos $ No reajustable Dólar - - 179 -

$ Argentinos Dólar - - 42.956 -

Provisiones por beneficios a los empleados, no corrientes $ No reajustable Dólar - - - 4.131

$ Argentinos Dólar - - - 2.646

51.380 - 44.738 6.777

31.12.2013

30. INFORMACIÓN SOBRE MEDIO AMBIENTE

Los recursos destinados a proyectos e iniciativas ambientales en Enap Sipetrol, para sus filiales en Argentina y

Ecuador, tienen relación con los sistemas permanentes de monitoreo de agua, suelo, calidad del aire y medio

ambiente biótico. Otro aspecto relevante tiene relación con los procesos de Implementación y seguimiento al

Sistema de Gestión Ambiental certificado en la norma ISO 14001, así como el monitoreo y seguimiento al Plan de

Manejo Ambiental, para los activos Pampa del Castillo en Argentina, como MDC y PBH en Ecuador. También se

encuentra el proyecto de remediación de Pasivos ambientales para Ecuador, como aspecto relevante. Por último se

destaca los procesos de elaboración de Estudios de Impacto Ambiental para el proyecto de Exploración en el

bloque Intracampos en Ecuador. El monto aproximado para los Proyectos e Iniciativas Medio Ambientales de

Enap Sipetrol para el año 2014 es del orden de 1,4 MM USD.

31. JUICIOS, RESTRICCIONES, CONTINGENCIAS Y COMPROMISOS COMERCIALES

1. Juicios

Existen diversos juicios y acciones legales en que ENAP Sipetrol S.A. y Filiales es la parte demandada, los cuales

son derivados de sus operaciones. En general estos juicios se originan por acciones civiles, tributarias y laborales.

A la fecha de preparación de estos estados financieros consolidados intermedios, no se han realizado provisiones

contables, adicionales a las indicadas en el rubro “Provisiones varias” ya que en opinión de la Administración y

de sus asesores legales, para aquella parte no provisionada, estos juicios no representan una probabilidad de

pérdida material y la probabilidad de una obligación presente es menor a la probabilidad de que no existencia o

esta probabilidad es remota, en los términos indicados en NIC 37.

El detalle de los principales juicios vigentes y su status a la fecha de los presentes estados financieros

consolidados intermedios es el siguiente:

59

Enap Sipetrol Argentina S.A:

Partes: Enap Sipetrol Argentina S.A.

Rol: 13289-328-2010. Tribunal: Dirección General de Aduanas de Río Grande, Provincia de Tierra del

Fuego.

Materia: ajuste de liquidaciones de exportaciones correspondientes a los cargos aduaneros N° 339/07 a

397/07.

Cuantía: US$ 5.280.175,1

Breve relación de los hechos: Cargos formulados por diferencias en la valoración de exportación de

petróleo realizadas en el periodo 2002-2006.

Estado actual: La causa se encuentra para sentencia

Enap Sipec, (Ecuador):

Laborales: Existen 13 juicios laborales en contra de Enap Sipetrol S.A., presentados en los Juzgados del

Trabajo de Pichincha, los cuales demandan indemnización por concepto del 15% de utilidades

percibidas por la empresa entre los años 2003 al 2010. Las cuantías son por un promedio de MUS$ 500

cada una. Las demandas están en diferentes etapas procesales, aunque en su mayoría en espera de

sentancia.

Partes: SUMINISTROS INDUSTRIALES PETROLEROS en contra de ENAP SIPETROL S.A.

Rol: Arbitraje 005-13. Cámara de Comercio Ecuatoriano Americana – AMCHAM QUITO.

Materia: Civil.

Cuantía: MUS$ 500,0.

Breve relación de los hechos: Suministros Industriales Petroleros Sipetrol S.A. demanda el cambio de

razón social de ENAP SIPETROL S.A

Estado actual: Arbitraje concluyó por rechazo de demanda y reconvención.

Partes: ENAP SIPETROL S.A. en contra del SRI.

Rol: Juicio Nº 0129

Tribunal: Cuarta Sala del Tribunal Distrital de lo Fiscal.

Cuantía: Aprox. MUS$3.787

Breve relación de los hechos: El SRI procedió a determinar a SIPEC el impuesto a la renta y sus

anticipos correspondientes al ejercicio económico 2006.

Estado actual: A la espera de sentencia.


Rol:.17504-2009-0069. Cuarta Sala del Tribunal Distrital de lo Fiscal No.1.

Cuantía: Aprox. MUS$2.800.

Breve relación de los hechos: El SRI negó el reclamo administrativo propuesto por ENAP SIPEC

impugnando el Acta de determinación de impuesto a la renta del ejercicio económico 2005.

Estado actual: A la espera de sentencia.


Rol: 0036

Tribunal: Tercera Sala Tribunal Distrital Fiscal

Cuantía: Aprox. USD. 1.062.781.-

60

Breve relación de los hechos: Glosas impugnadas del período fiscal 2008 referentes a gastos

amortización de inversiones y otros

Estado actual: Presentación de informe de peritos

32. GARANTÍAS COMPROMETIDAS CON TERCEROS

El detalle de las garantías comprometidas con terceros por la Sociedad, al 31 de diciembre de 2014, es el

siguiente:

Garantías Directas

Acreedor de la garantía Descripción Tipo de Garantía MUS$

Secretaría de Hidrocarburos Ecuador SHEGarantía del 20% actividades e inversiones Bloque 3 Jambelí

Fianza de

cobro inmediato

2.300

Ministerio de medio ambiente (Ec) Fiel cumplimiento de contrato (varias) Póliza de seguro 692

Ministerio de medio ambiente (Ec) Fiel cumplimiento de contrato Amp. MDC Póliza de seguro 673

Servicio de Rentas

Internas EcuadorGarantía de 10% de reclamo de pago indebido años 2003 a 2008

Fianza de

cobro inmediato

666

BBVA Banco Francés (Arg.) Fiel cumplimiento de contrato Garantía de contrato 425

Ministerio de medio ambiente (Ec) Fiel cumplimiento de contrato para estudio de impacto ambiental y

plan de manejo ambiental para la perforación de un pozo de

desarrollo denominado PARAISO-24, construcción de vías de

acceso, plataforma y construcción de la línea de flujo.

Póliza de seguro 316

Consejo nacional de electricidad (Ec) Fiel cumplimiento de contrato Póliza de seguro 277

Ministerio de medio ambiente (Ec) Fiel cumplimiento de contrato EIA Fase perforación pozo INCHI

en PBHI

Póliza de seguro 67

Varios (Egipto) Garantía lease oficina y arriendos Garantías de contratos 29

Garantías Indirectas

Acreedor de la garantía Descripción Tipo de Garantía MUS$

Banco Latinoamericano de

Comercio Exterior S.A.

Garantía de ENAP sobre fiel

cumplimiento de pago

Carta aval a primera demanda 55.000

61

33. ÁMBITO DE CONSOLIDACIÓN

La sociedad consolida sus estados financieros con las siguientes sociedades:

Moneda

RUT Nombre País funcional Directa Indirecta Total Relación Actividad

E-0 Enap Sipetrol Argentina S.A. Argentina Dólar 99,5% - 99,5% Filial directa Formación de Uniones Transitorias de Empresas

(UTE), agrupaciones de colaboración, joint venture,

consorcios u otra forma de asociación para

exploración, explotación y tranporte de hidrocarburos.

E-0 Enap Sipetrol (UK) Limited Reino Unido Dólar 100,0% - 100,0% Filial directa Prospecciones, explorar, desarrollar, mantener y

trabajar terrenos, pozos, minas y derechos de

explotación minera, derechos y concesiones de

perforación para contener el petróleo, gas, aceite u

otros minerales.

E-0 Sipetrol International S.A. Uruguay Dólar 100,0% - 100,0% Filial directa Realizar y administrar inversiones . Una o más de las

actividades de exploración, explotación o beneficio de

yacimientos que contengan hidrocarburos.

E-0 Sociedad Internacional Petrolera

Enap Ecuador S.A.

Ecuador Dólar 70,0% 30,0% 100,0% Filial directa Exploración, explotación, procesamiento,

distribución, comercialización, transporte y servicios

petroleros.

Porcentaje de participación

A continuación se presenta, de manera resumida, información financiera de cada sociedad:

Al 31 de diciembre de 2014 Ingresos Gastos Resultado

Corrientes No corrientes Corrientes No corrientes Patrimonio Ordinarios Ordinarios período

Sociedad MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Enap Sipetrol Argentina S.A. 79.960 390.090 131.736 166.936 171.378 359.388 (302.214) 20.924

Enap Sipetrol (UK) Limited 1.215 - 168 - 1.047 - - -

Sipetrol International S.A. 94.000 104.223 10.134 - 188.089 129.342 (28.738) 92.409

Sociedad Internacional Petrolera Enap Ecuador S.A. 6 - 25 - (19) - - -

Totales 175.181 494.313 142.063 166.936 360.495 488.730 (330.952) 113.333

Al 31 de diciembre de 2013 Ingresos Gastos Resultado

Corrientes No corrientes Corrientes No corrientes Patrimonio Ordinarios Ordinarios ejercicio

Sociedad MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Enap Sipetrol Argentina S.A. 63.817 317.931 105.243 104.281 172.224 363.317 (282.204) 28.240

Enap Sipetrol (UK) Limited 1.215 - 168 - 1.047 - - -

Sipetrol International S.A. 104.776 130.374 9.964 - 225.186 119.032 (25.226) 90.695

Sociedad Internacional Petrolera Enap Ecuador S.A. 6 - 25 - (19) - - -

Totales 169.814 448.305 115.400 104.281 398.438 482.349 (307.430) 118.935

Activos Pasivos

Activos Pasivos

34. HECHOS POSTERIORES

No han ocurrido hechos posteriores entre el 1 de enero de 2015 y la fecha de emisión de estos estados financieros

consolidados, que puedan afectar significativamente la razonabilidad de estos.

* * * * *

ANÁLISIS RAZONADO DE LOS ESTADOS DE SITUACIÓN FINANCIERA

CONSOLIDADOS

CORRESPONDIENTE AL EJERCICIO TERMINADO AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014

ENAP SIPETROL S.A.

2014

ENAP SIPETROL S.A. Y FILIALES ANÁLISIS RAZONADO DE LOS ESTADOS DE SITUACIÓN FINANCIERA CONSOLIDADOS POR EL EJERCICIO TERMINADO AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014

1

A continuación se presenta el Estado de Situación Financiera Clasificado de Enap Sipetrol S.A., y Filiales, al

31 de diciembre de 2014 comparado con el ejercicio terminado al 31 de diciembre 2013, y los resultados

consolidados intermedios de Enap Sipetrol S.A., para el ejercicio comprendido entre el 01 de enero y el 31

de diciembre de los años 2014 y 2013. Todas las cifras están expresadas en dólares de los Estados Unidos de

Norteamérica y de acuerdo a las Normas Internacionales de Información Financiera NIIF (IFRS).

1.- RESUMEN EJECUTIVO

Enap Sipetrol S.A., alcanzó una utilidad en el ejercicio ascendente a US$ 115 millones, al igual que el

resultado obtenido al 31 de diciembre de 2013, por otra parte, el EBITDA generado al 31 de diciembre de

2014 alcanzó a US$ 266 millones, lo que se compara con el generado en el año 2013, el que ascendió a US$

276 millones.

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

En Enap Sipetrol S.A., la disminución en el Margen Bruto queda descrito por: a) mayor Lifting Cost en

Argentina principalmente, lo que no alcanza a compensar b) mayores ingresos en Egipto como consecuencia

del éxito de la campaña de exploración en el activo East Ras Qattara en el 2014 con incrementos de un 24%

en los niveles de producción respecto al año 2013.

RESUMEN ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS

ESTADO DE RESULTADOS INTEGRALES dic-14 dic-13 Var. US$ Var.%

Ingresos de actividades ordinarias 576 569 7 1,2%

Costos de ventas (386) (358) (28) 7,8%

Margen bruto 189 211 (22) 10%

Otros ingresos, por función 4 2 2 100,0%

Gasto de administración (32) (31) (1) 3,2%

Otros gastos, por función (15) (24) 9 37,5%

Ingresos financieros 5 1 4 400,0%

Costos financieros (3) (7) 4 57,1%

Diferencias de cambio (7) (1) (6) 600,0%

Utilidad antes de impuestos 140 155 (15) 9,7%

(Gasto) beneficio por impuestos a las ganancias (26) (40) 14 35,0%

Utilidad del ejercicio 115 115 (0) 0,3%

Cifras en Millones de dólares (US$)


2

ESTADO DE SITUACIÓN FINANCIERA dic-14 dic-13 Var. US$ Var.%

ACTIVOS 900 720 180 25,0%

Efectivo y equivalentes al efectivo 85 40 45 112,5%

Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar corrientes 99 145 (46) 31,7%

Cuentas por cobrar a entidades relacionadas, corriente 1 3 (2) 66,7%

Inventarios 8 3 5 166,7%

Activos por impuestos corrientes 4 2 2 100,0%

Otros activos corrientes 0 1 (1) 100,0%

Otros activos financieros, no corrientes 8 18 (10) 55,6%

Cuentas por cobrar a entidades relacionadas, no corriente 137 29 108 372,4%

Propiedades, planta y equipo, neto 540 466 74 15,9%

Activos por impuestos diferidos 18 12 6 50,0%

Otros activos no corrientes 0 1 (1) 100,0%

PASIVOS 324 373 (49) 13,1%

Otros pasivos financieros corrientes 35 29 6 20,7%

Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar 62 57 5 8,8%

Cuentas por pagar a entidades relacionadas, corriente 3 120 (117) 97,5%

Otros pasivos corrientes 41 46 (5) 10,9%

Otros pasivos financieros no corrientes 86 28 58 207,1%

Otras provisiones no corrientes 45 41 4 9,8%

Pasivos por impuestos diferidos 44 43 1 2,3%

Otros pasivos no corrientes 8 9 (1) 11,1%

PATRIMONIO 576 347 229 66,0%

2.- ANÁLISIS DEL ESTADO DE RESULTADOS INGRESOS DE ACTIVIDADES ORDINARIAS

Los ingresos de actividades ordinarias totales consolidados alcanzaron a US$ 576 millones al 31 de

diciembre de 2014, los cuales se comparan con US$ 569 millones en 2013.

Los ingresos por venta en Enap Sipetrol S.A.se incrementaron en US$ 7 millones principalmente por

mayores ingresos por venta de crudo en Egipto. En Egipto los ingresos se incrementaron en US$ 10 millones

respecto al 31 de diciembre de 2013, lo cual se explica principalmente por el incremento por producción de

crudo en Egipto de un 24%.

En Sipetrol la producción total alcanzó los 14,7 millones de barriles equivalentes (BOE), superior a los 14,1

millones de barriles equivalentes (BOE) producidos al 31 de diciembre de 2013. Asimismo, la producción de

petróleo se incrementó de 11,8 millones de barriles equivalentes producidos el año 2013, a 12,3 millones de

barriles equivalentes producidos el año 2014. Este aumento se concentra en Egipto, debido a los buenos

resultados de la campaña de perforación realizada en el 2014. Por otro lado, la producción de gas en


3

Argentina tuvo un aumento respecto del año 2013 con 2,4 millones de barriles equivalentes (BOE) para el

año 2014.

COSTOS DE VENTAS

Los costos de ventas de Enap Sipetrol S.A., al 31 de diciembre de 2014 aumentaron en US$ 28 millones,

representando un 67% del ingreso de venta por actividades ordinarias superior a al 63% del año anterior.

Ratio Costo de venta a Ingresos de actividades dic-14 % dic-13 % Var. US$

Ingresos de actividades ordinarias 574 100% 569 100% 5

Costos de ventas (386) -67% (358) -63% (28)

Margen bruto 188 33% 211 37% (23)


El mayor costo se ve reflejado principalmente en Argentina por incremento en el lifting cost.

MARGEN BRUTO

Al 31 de diciembre de 2014 hubo una disminución en el margen bruto respecto a 2013 de US$ 22 millones

(10,0%), principalmente por mayores costos de venta (7,8%), en tanto el aumento en los ingresos de

actividades ordinarias sólo alcanzó un aumento de un 1,2%.

VARIACIONES OTROS RUBROS

La disminución de US$ 9 millones en Otros gastos por función corresponde a un efecto en parte compensado

entre a la disminución en la cuenta Estudios geológicos y geofísicos por US$ 16 millones principalmente en

la sucursal Ecuador, debido a los estudios de sísmica 3D realizados en el Bloque 3J durante el 2013 y el

aumento en la cuenta Pozos secos de exploración y abandonos por US$ 4 millones entre otros.

Las Diferencias de cambio presentaron una variación negativa de US$ 6 millones respecto a 2013

principalmente en la cuenta efectivo y equivalente al efectivo.

Los Costos financieros presentaron una disminución de US$ 4 millones respecto al ejercicio 2013 al pasar de

US$ 7 millones al 31 de diciembre de 2013 a US$ 3 millones al 31 de diciembre de 2014. Por otra parte los

Ingresos financieros tuvieron un aumento de US$ 4 millones en comparación al ejercicio 2013.

El aumento de US$ 2 millones de otros ingresos por función corresponde principalmente a un reverso

extraordinario de provisión de pozos secos exploratorios en Ecuador.

El rubro impuesto a la renta reflejó un gasto de US$ 26 millones al 31 de diciembre de 2014, lo que se

compara con los US$ 40 millones al 31 de diciembre de 2013.


4

3.- ANÁLISIS DEL ESTADO DE SITUACIÓN FINANCIERA CONSOLIDADO

ACTIVOS

Al 31 de diciembre del 2014 el total de activos presenta un aumento de US$ 180 millones con relación al

existente al 31 de diciembre de 2013. Este aumento se genera principalmente por las variaciones

experimentadas en los saldos de los siguientes rubros:

Las Cuentas por cobrar a entidades relacionadas, no corriente aumentan en US$ 108 millones (372,4%)

principalmente debido a una posición excedentaria de caja enviados a la Matriz.

Las propiedades, plantas y equipos que aumentan en US$ 74 millones (15,9%) principalmente por US$

194 millones de adiciones en el ejercicio, que se compensa en parte por una depreciación de US$ 109

millones.

Compensado principalmente por:

La cuenta Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar corrientes que disminuye desde los US$ 145

millones al 31 de diciembre de 2013 a US$ 99 millones al 31 de diciembre de 2014 (31,7%).

PASIVOS

Al 31 de diciembre de 2014 los pasivos en su conjunto disminuyeron en US$ 49 millones (13,1%) con

relación a los pasivos vigentes al 31 de diciembre de 2013. Las principales variaciones corresponden a:

Disminución de cuentas por pagar a entidades relacionadas corrientes por US$ 117 millones (97,5%)

dado que esta cuenta reconoce el dividendo por pagar a la Matriz de los resultados devengados al 31 de

diciembre de 2013.

Compensado por:

El aumento en Otros pasivos financieros no corrientes de US$ 58 millones (207,1%) producto

principalmente de la obligación contraída con YPF por la extensión de la concesión del Bloque Área

Magallanes por US$ 86 millones (no corriente), compensado por disminución de capital asociado a la

obligación con Bladex por US$27 millones.

PATRIMONIO NETO

El patrimonio aumenta desde los US$ 347 millones del 31 de diciembre de 2013, a US$ 576 millones al 31

de diciembre de 2014 producto del resultado del ejercicio de US$ 115 millones, más la capitalización del

resultado del año 2013 por US$ 115 millones acordada en la junta Extraordinaria realizada con fecha 30 de

junio de 2014.


5

4.- ANÁLISIS DE ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO

El flujo de efectivo consolidado al 31 de diciembre de 2014 alcanzó a US$ 85 millones, superior en US$ 45

millones (112,5%) al alcanzado al 31 de diciembre de 2013 de US$ 40 millones. Los flujos de efectivo

procedentes de las actividades de operación presentaron un aumento de US$ 38 millones (14,8%), los flujos

de efectivo utilizados en actividades de inversión aumentaron en US$ 86 millones (69,75%) y los flujos de

efectivo utilizados en actividades de financiación disminuyeron su desembolso en US$ 86 millones (73,7%).

El aumento de los flujos de efectivo de las actividades de operación por US$ 38 millones se debe

esencialmente al aumento de la recaudación de las ventas y prestaciones de servicios asociado a mayores

ingresos del ejercicio enero – diciembre 2014 y menores pagos a proveedores por el suministro de bienes y

servicios.

El aumento en los flujos de efectivo netos utilizados en actividades de inversión por US$ 86 millones se debe

principalmente a que a partir del presente año se generan excedentes netos de caja en la sociedad los cuales

son traspasados a la Matriz para su administración, al 31 de diciembre de 2014 los traspasos ascienden a US$

107 millones.

La disminución de los flujos de efectivo utilizados en de actividades de financiación por US$ 86 millones se

debe principalmente a en 2013 se terminaron de pagar los préstamos a la Matriz y que representaban un

gasto de US$ 106 millones.

El detalle de las principales partidas es el siguiente:

Estado de Flujo de Efectivo dic-14 dic-13 Var. US$ Var.%

Flujos de efectivo procedentes de actividades de operación 294 256 38 14,8%

Flujos de efectivo utilizados en actividades de inversión (209) (123) (86) 69,7%

(31) (117) 86 73,7%

54 16 38 244,3%

(9) 1 (9) 1191,5%

Variación de efectivo y equivalentes al efectivo 45 16 29 174,8%

Efectivo y equivalentes al efectivo al inicio del ejercicio 40 24 16 69,3%

Efectivo y equivalentes al efectivo al final del ejercicio 85 40 45 112,5%


Flujos de efectivo utilizados en actividades de financiación

Variación de efectivo y equivalentes al efectivo, antes de los cambios en la

tasa de cambio

Efectos de la variación en la tasa de cambio sobre el efectivo y equivalentes

al efectivo


6

5.- EBITDA

El resultado de Enap Sipetrol S.A., se tradujo en un EBITDA al 31 de diciembre de 2014 que alcanzó a US$

266 millones, lo que se compara con el generado en el año 2013, de US$ 276 millones, lo que equivale a una

disminución de 3,4 %. La conciliación del EBITDA a partir del margen bruto se presenta a continuación:

EBITDA dic-14 dic-13 Var. US$ Var.%

Margen Bruto 188 211 (23) 11%

Otros ingresos, por función 5 2 3 144%

Gastos de administración (32) (31) (1) 2%

Otros gastos, por función (15) (24) 9 38%

Resultado Operacional 146 158 (12) 7%

Depreciación y cuota de agotamiento 109 106 4 4%

Estudios geológicos y costos no absorbidos 11 23 (12) 54%

Deterioro (reverso de deterioro) (11) 11 indet.

EBITDA 266 276 (9) 3,4%

6.- INFORMACIÓN POR SEGMENTOS DE NEGOCIO.

El presente desglose por segmentos de negocio muestra la contribución al margen bruto de las operaciones

de las unidades de negocio de Enap Sipetrol S.A., para los ejercicios al 31 de diciembre de 2014 y 2013:

CHILE CHILE ARG. ARG. ECU. ECU. EGI EGI TOTAL TOTAL

Información por segmentos de negocios dic-14 dic-13 dic-14 dic-13 dic-14 dic-13 dic-14 dic-13 dic-14 dic-13

Ingresos actividades ordinarias 0 0 359 363 86 86 129 119 574 569

Costos de ventas (3) (3) (302) (282) (52) (47) (29) (25) (386) (358)

Margen bruto (3) (3) 57 81 33 39 101 94 188 211


7.- ÍNDICES DE RENTABILIDAD Y RESULTADO.

Los principales indicadores financieros de liquidez, endeudamiento, actividad y rentabilidad de Enap

Sipetrol S.A., se detallan a continuación:

LIQUIDEZ dic-14 dic-13 Var. Var.%

Liquidez Corriente ⁽¹⁾ (veces) 1,40 0,77 0,63 81,1%

Razón Ácida ⁽²⁾ (veces) 1,34 0,76 0,58 76,9%

⁽¹⁾ Liquidez corriente = Activos corrientes / Pasivos corrientes

⁽²⁾ Razón ácida = (Activos corrientes - Inventarios) / Pasivos corrientes


7

ENDEUDAMIENTO dic-14 dic-13 Var. Var.%

Razón de endeudamiento ⁽¹⁾ (veces) 0,56 1,08 (0,52) 47,9%

Razón de endeudamiento financiero neto ⁽²⁾ (veces) 0,05 (0,004) 0,05 1360,5%

Razón de endeudamiento, financiero corriente ⁽³⁾ (porcentaje) 28,66 50,63 (21,96) 43,4%

Razón de endeudamiento, financiero no corriente ⁽⁴⁾ (porcentaje) 71,34 49,37 21,96 44,5%

dic-14 dic-13 Var. Var.%

Cobertura gastos financieros ⁽⁵⁾ (veces) 76,8 36,3 40,48 111,4%

R.A.I.I.D.A.I.E. ⁽⁶⁾ (Millones US$) 254 269 (15) 5,8%

⁽¹⁾ Razón de endeudamiento = (Total pasivos corrientes + Total pasivos no corrientes) / Patrimonio total

⁽²⁾ Razón de endeudamiento financiero neto = (Pasivos Financieros - Activos financieros) / Patrimonio total

⁽³⁾ Razón de endeudamiento, corriente = Pasivo financiero corriente / Total pasivos financieros

⁽⁴⁾ Razón de endeudamiento, no corriente = Pasivo financiero no corriente / Total pasivos financieros

⁽⁵⁾ Cobertura gastos financieros = R.A.I.I.D.A.I.E. / Costos financieros

⁽⁶⁾ R.A.I.I.D.A.I.E. = Resultado antes de imptos, intereses, depreciación, amortización e items extraordinarios

ACTIVIDAD

Activos dic-14 dic-13 Var. Var.%

Activos totales ⁽¹⁾ (Millones US$) 899,58 719,98 179,60 24,9%

Activos promedio ⁽²⁾ (Millones US$) 809,78 694,78 115,00 16,6%

Inventarios dic-14 dic-13 Var. Var.%

Rotación de inventarios ⁽³⁾ (veces) 70,20 36,97 33,23 89,9%

Permanencia de inventarios ⁽⁴⁾ (meses) 0,17 0,32 (0,15) 47,3%

⁽¹⁾ Activos totales = Total activos corrientes y no corrientes

⁽²⁾ Activos promedio = (Activos Totales del períodoactual + Activos totales año anterior) / 2

⁽³⁾ Rotación de inventarios = Costo de venta últimos doce meses / Inventario promedio últimos doce meses

⁽⁴⁾ Permanencia de inventarios = Inventario promedio últimos doce meses/ Costo de venta últimos doce meses (promedio mensual)

RENTABILIDAD dic-14 dic-13 Var. Var.%

Rentabilidad de patrimonio controlador promedio ⁽¹⁾ (porcentaje) 24,91 33,74 (8,83) 26,2%

Rentabilidad de activos ⁽²⁾ (porcentaje) 14,16 16,62 (2,46) 14,8%

Utilidad (pérdida) por acción ⁽³⁾ (US$) 1,37 1,38 (0,01) 0,7%

⁽¹⁾ Rentabilidad de patrimonio promedio = Resultado últimos 12 meses / ((Patrimonio período actual + Patrimonio período anterior) / 2)

⁽²⁾ Rentabilidad de activos = Resultado últimos 12 meses / Activos Totales promedio últimos doce meses

⁽³⁾ Utilidad (pérdida) por acción = Resultado últimos 12 meses / Número de acciones


8

8.- DIFERENCIAS ENTRE VALORES ECONÓMICOS Y DE LIBROS DE LOS ACTIVOS.

Respecto a los principales activos de la Empresa, cabe mencionar lo siguiente:

La Empresa evalúa anualmente el deterioro del valor de los activos, conforme a la metodología establecida,

de acuerdo con lo establecido en la NIC 36.

Los activos sobre los cuales aplica la metodología son los siguientes:

Activo Fijo

Inversiones en sociedades Filiales y Asociadas

Otros activos no corrientes

La evaluación de deterioro del valor de los activos se realiza a fin de verificar si existe algún indicio que el

valor libro sea menor al importe recuperable. Si existe dicho indicio, el valor recuperable del activo se

estima para determinar el alcance del deterioro (de haberlo). En caso que el activo no genere flujos de caja

que sean independientes de otros activos, la Empresa determina el valor recuperable de la unidad generadora

de efectivo a la cual pertenece el activo.

El valor recuperable es el más alto entre el valor justo menos los costos de vender y el valor en uso. Para

determinar el valor en uso, se calcula el valor presente de los flujos de caja futuros descontados, a una tasa

asociada al activo evaluado. Si el valor recuperable de un activo se estima que es menor que su valor libro,

este último disminuye al valor recuperable.

En resumen, los activos se presentan valorizados de acuerdo a las NIIF según lo que se señala en la Nota 3

de los Estados Financieros.

De acuerdo con las normas de la Superintendencia de Valores y Seguros, las inversiones en empresas filiales

y coligadas, se valorizan según el método de la participación de las respectivas empresas, según este método,

la inversión se registra inicialmente al costo, y es ajustada posteriormente por los cambios posteriores a la

adquisición en la parte del inversor, de los activos netos de la participada.

Al cierre de los presentes estados financieros, no se aprecian diferencias significativas entre los valores

económicos y de libros de los principales activos de la Sociedad. Sin embargo, es importante destacar que,

de acuerdo con las normas de la Superintendencia de Valores y Seguros, las inversiones en sociedades

filiales y coligadas se valorizan según el método de valor proporcional del patrimonio de las respectivas

empresas. Por otro lado los estados financieros se presentan bajo Normas Internacionales de Información

Financiera.


9

2014 2013 Variación

DEMANDA 91,4 90,5 0,9

OECD 45,8 46,1 -0,3

No-OECD 45,6 44,4 1,2

OFERTA 92,2 90,2 2,0

Norteamérica 21,2 19,4 1,8

Resto No-OPEP 35,0 34,8 0,2

LGN y Condensados OPEP 6,1 6,1 0,0

Crudo OPEP 29,9 29,9 0,0

VARIACIÓN INVENTARIOS 0,8 -0,3

Fuente : Departamento de Energía, EE.UU., "Short Term Energy Outlook January 2015"

MERCADO MUNDIAL DE PETRÓLEO 2014 - 2013

(Cifras en millones de barriles diarios)

9.- SITUACIÓN DE MERCADO.

Evolución de oferta y demanda mundiales

De acuerdo a estimaciones preliminares del Departamento de Energía de los Estados Unidos (“Short Term

Energy Outlook”, January 2015), en 2014 el consumo mundial de petróleo alcanzó los 91,4 millones de

barriles por día (MM bpd), aumentando 0,9 MM bpd con respecto a 2013. Con dicho aumento, el consumo

mundial de petróleo completó su quinto año de expansión desde la Gran Recesión, acumulando un

crecimiento de 6,3 MM bpd en relación al nivel de 2009.

El crecimiento se debió al dinamismo del consumo en las naciones en desarrollo, que aumentó en 1,2 MM

bpd, contrastando con la disminución de 300.000 barriles por día (bpd) del consumo en la Organización para

la Cooperación y Desarrollo Económico (OECD), afectada aún por los efectos de la recesión en Europa y

por un menor consumo de Japón, que continuó retornando a operaciones centrales eléctricas nucleares

paralizadas en 2011, desplazando generación termoeléctrica con petróleo.

Según la misma fuente, la oferta mundial de petróleo fue de 92,2 MM bpd en 2014 creciendo en 2,0 MM

bpd en relación al nivel observado en 2013. El aumento se explica principalmente por el crecimiento de la

oferta en Norteamérica (1,8 MM bpd), gracias al desarrollo de la producción de petróleo no convencional


10

(shale/tight oil) en Estados Unidos, mientras que la OPEP mantuvo constante su oferta y el resto del mundo

aportó un crecimiento de 200.000 bpd.

En el caso de la OPEP, la gran caída de la producción en Libia (-450.000 bpd) en 2014, logró ser

compensada completamente por mayor oferta de Irak e Irán, registrándose cambios muy menores en la

producción de los demás países miembros.

El exceso de producción sobre consumo durante 2014 se tradujo así en una acumulación de inventarios de

800.000 bpd a nivel mundial.

Precio del Petróleo Crudo: visión general

Durante 2014, el precio del petróleo crudo marcador mundial Brent alcanzó un promedio de 99,4 dólares por

barril (US$/bbl) en la Bolsa Intercontinental de Londres, disminuyendo así 8,6% con respecto al promedio

de 2013 (108,7 US$/bbl).

La baja en el precio del petróleo crudo en 2014, en relación a 2013, se debió, en parte, al vigoroso aumento

de la producción mientras que el crecimiento de la demanda se fue debilitando a medida que se avanzaba en

el año, con una economía china mostrando indicadores de una desaceleración más rápida de lo previsto

mientras que en Europa el estancamiento de la actividad económica hizo caer el consumo, lo que no logró

ser compensado por mayor actividad económica en EE.UU. y Japón. Así el precio que subió de 107,8

US$/bbl, a comienzos de enero, hasta un máximo anual de 115,1 US$/bbl a mediados de junio, entró luego

en una tendencia descendente. Esta tendencia descendente se aceleró a partir de octubre, cuando Arabia

Saudita y los demás exportadores del Golfo Pérsico decidieron bajar sus precios oficiales para Asia y otros

mercados para mantener su participación de mercado, abandonando su tradicional conducta de reducción de

la producción para sostener el precio. El precio cerró el año a 57,3 US$/bbl.


11

Precio del Petróleo Crudo: evolución a lo largo del año

Desde enero y hasta comienzos de junio el precio del Brent tuvo un comportamiento relativamente estable,

fluctuando en una banda de 106 a 110 US$/bbl. Pero a mediados de junio, la irrupción en Irak desde Siria de

una radical milicia armada islamista, el ISIS (Estado Islámico en Irak y Siria), que logró rápidos avances

conquistando parte importante del norte de Irak, hizo escalar el precio hasta un máximo de 115,1 US$/bbl,

ante la perspectiva de un colapso del gobierno iraquí

Sin embargo hacia mediados de julio, contenido el avance arrollador del ISIS, con inventarios creciendo

sostenidamente y con las expectativas económicas más pesimistas debido a la desaceleración de China y el

estancamiento de Europa, el precio comenzó a debilitarse, invirtiendo de ascendente a descendente su

tendencia dominante. En agosto y septiembre, importantes aumentos de la producción en Nigeria, Libia y

Angola agudizaron la tendencia declinante del precio del Brent, que cerró septiembre a 94,7 US$/bbl.

En octubre, cuando se daba por descontado que la OPEP – o al menos los países árabes del Gofo Pérsico –

reducirían su producción para dar soporte el precio, sorpresivamente Arabia Saudita anunció una rebaja de

los precios de noviembre para sus clientes en el Asia, medida que fue replicada unos días después por Irán y

otros exportadores árabes del Golfo Pérsico. Esta fue una potente señal de que Arabia Saudita estaba dejando

su tradicional rol de “productor bisagra” (swing producer) y que el Reino, en un dramático cambio de

política, se había decidido por mantener su participación de mercado. Las rebajas de los exportadores del

Golfo Pérsico se profundizaron al mes siguiente, ampliándose a otros mercados, culminando el 27 de

noviembre en Viena, en que la OPEP como un todo acordó mantener su producción meta conjunta en 30

MM bpd. Dado que no hubo bajas importantes de la producción en el resto del mundo, los inventarios

continuaron creciendo y debilitando el precio del Brent, que cayó a 85,9 US$/bbl a fines de octubre; a 70,2

US$/bbl a fines de noviembre, para cerrar el año a 57,3 US$/bbl.

Precio de los Productos en la Costa del Golfo

En el mercado internacional de la Costa estadounidense del Golfo de México (Costa del Golfo, en adelante),

los precios de los distintos combustibles disminuyeron en 2014 en relación a 2013, siguiendo la pauta

declinante del precio del crudo Brent, aunque las bajas de precios de los principales productos fueron

proporcionalmente menores, lo que se tradujo en márgenes de refinación algo mayores que los del año

anterior.

Durante 2014 el precio de la gasolina promedió 107,2 US$/bbl, bajando así en 5,2% con respecto a 2013. La

prohibición de exportar la producción de crudo estadounidense les permitió a las refinerías de la Costa del

Golfo contar con materia prima local a menor costo y operar a una alta tasa de ocupación de su capacidad,

incrementando substancialmente la oferta de gasolina, a pesar del menor precio.


12

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

90,0

100,0

110,0

120,0

130,0

DICNOVOCTSEPAGOJULJUNMAYABRMARFEBENE

US

$/b

bl

PRECIOS DEL BRENT Y DE COMBUSTIBLES EN COSTA DEL GOLFO 2014

DIESEL

GASOLINA

BRENT

FUEL OIL N°6

En el caso del precio del diesel, el promedio 2014 fue 114,4 US$/bbl, esto es, 8,2% menor al promedio del

año 2013. Además de la alta producción de las refinerías de la Costa del Golfo, nuevas refinerías y

ampliaciones en Rusia y el Asia Pacífico aumentaron la oferta de diesel a nivel mundial lo que hizo caer el

precio de este producto, debilitado demás por el feble desempeño de la economía europea, su mayor

mercado.

Por su parte, el precio del fuel oil Nº 6 registró un promedio de 82,8 US$/bbl durante 2014, con una baja de

11,0% con respecto a 2013. El precio cayó así proporcionalmente más que el precio del petróleo crudo,

debido a la reducción del consumo en transporte marítimo, por menores importaciones de petróleo de

Estados Unidos y por crecientes restricciones a su consumo en algunas zonas costeras en Norteamérica y

Europa, mientras que las altas tasas de refinación en Estados Unidos incrementaron la oferta.

10.- ANÁLISIS DE RIESGO DE MERCADO.

Enap Sipetrol S.A. realiza directa, o en asociación con terceros, fuera del territorio nacional, actividades de

exploración, explotación o beneficio de yacimientos que contengan hidrocarburos.

Las actividades de Enap Sipetrol S.A. son realizadas en dos segmentos, a) América Latina, que incluye

operaciones de exploración y explotación de hidrocarburos, Argentina y Ecuador y b) Medio Oriente y Norte

de África (MENA), que incluye operaciones de exploración y explotación de hidrocarburos en Egipto e Irán.


13

En ambos segmentos se constituyen filiales y sucursales para realizar las operaciones necesarias del negocio

de la sociedad según se señala a continuación:

a) Explotación

(a) Área Magallanes - Argentina

Con fecha 4 de enero de 1991, Sociedad Internacional Petrolera S.A. (luego de varias transformaciones, hoy

Enap Sipetrol Argentina S.A.) y Yacimientos Petrolíferos Fiscales Sociedad del Estado (luego de varias

transformaciones, hoy YPF S.A.) celebraron un contrato de Unión Transitoria de Empresas (UTE), con el

objeto de ejecutar trabajos de desarrollo y explotación de hidrocarburos en Área Magallanes, bloque ubicado

en la boca oriental del Estrecho de Magallanes, Argentina.

Enap Sipetrol Argentina S.A. como operador de esta concesión, es responsable de ejecutar todas las

operaciones y actividades en esta área.

El plazo de duración de la relación contractual que vincula a Enap Sipetrol Argentina S.A. e YPF S.A.

vencía originalmente el 16 de Agosto de 2016. Sin embargo debido a que YPF ha extendido la concesión

con la Provincia de Santa Cruz hasta el 14 de Noviembre del 2042, ENAP ha llegado a un acuerdo con YPF

que le permitiría continuar en la concesión como operador hasta el año 2042.

(b) Campamento Central - Cañadón Perdido - Argentina

En diciembre de 2000, Enap Sipetrol S.A. (luego Enap Sipetrol Argentina S.A.) firmó con YPF S.A. un

acuerdo a través del cual este último cede y transfiere a Enap Sipetrol Argentina S.A. el 50% de la concesión

que YPF S.A. es titular para la explotación de hidrocarburos sobre las áreas denominadas Campamento

Central - Cañadón Perdido, en la provincia de Chubut - República de Argentina, que se rige por la Ley Nº

24.145 y sus normas complementarias y reglamentarias, siendo YPF S.A. quien realiza las labores de

operador de esta concesión.

Con fecha 26 de diciembre de 2013, YPF S.A. y Enap Sipetrol Argentina S.A. obtuvieron de parte de la

provincia del Chubut la extensión de esta concesión de explotación por 10 años con posibilidad de extensión

hasta el año 2047.


En decisión administrativa Nº 14 del 29 de enero de 1999, se adjudicó en favor de YPF y Enap Sipetrol

Argentina S.A. el Permiso de Exploración sobre el Área “Cuenca Austral Marina 2/A SUR” (CAM 2/A

SUR). Con fecha 7 de octubre de 2002, Enap Sipetrol Argentina S.A. (Operador) e YPF S.A. celebraron un

Acuerdo de Unión Transitoria de Empresas (UTE), ubicada en las Provincias de Tierra del Fuego.

La concesión de explotación tiene un plazo de 25 años (vencimiento 2028), el cual puede ser extendido por

un plazo adicional de 10 años.

(d) East Rast Qattara - Egipto

En el marco del proceso de licitación para el año 2002, abierto por la Compañía General Petrolera Egipcia

(EGPC) para presentar ofertas para diversos bloques en el Western Desert, la filial Sipetrol International

S.A., en conjunto con la empresa australiana Oil Search Ltd., se adjudicó con fecha 16 de abril de 2003, el

Bloque East Ras Qattara.


14

El contrato se firmó el 30 de marzo de 2004 ante el Ministerio de petróleo egipcio, con una participación de

Sipetrol International S.A., sucursal Egipto, del 50,5% (Operador) y de Oil Search Ltd., 49,5%.

En Diciembre de 2007, se dio inicio a la etapa de explotación y en Agosto de 2008 la empresa Australiana

Oil Search Limited materializó la venta de la totalidad de su participación a Kuwait Energy Company.

Las actividades en el bloque han sido exitosas, agregándose 9 descubrimientos a la fecha. Esto ha permitido

incrementar las reservas de crudo en el área.

b) Exploración


El Área CAM-1 (Cuenca Austral Marina 1) fue adjudicada con fecha 4 de septiembre de 2003 a las

empresas Enap Sipetrol Argentina S.A. y Repsol-YPF S.A., por la Secretaría de Energía del Ministerio de

Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios, quien aceptó la oferta realizada por las empresas

durante el Concurso Público Internacional convocado para esta licitación.

El área se encuentra ubicada en el océano Atlántico en la zona austral de Argentina y es contigua a otras

concesiones donde actualmente Enap Sipetrol Argentina S.A. explora y produce hidrocarburos.

Enap Sipetrol Argentina S.A. e YPF conformaron una Unión Transitoria de Empresas (UTE), destinada a

realizar exploraciones de hidrocarburos en esta área y proceder a su explotación comercial en caso que las

exploraciones fueran exitosas.

Durante el mes de octubre de 2005 la Sociedad recibió una comunicación de la Secretaría de Energía,

mediante la cual informa a Enap Sipetrol Argentina S.A. que el área de explotación CAM-1 sería registrada

a nombre de ENARSA (empresa propiedad del Estado Nacional). Esto último sustentado en el hecho que el

área había sido adjudicada a Enap Sipetrol Argentina S.A. e YPF S.A. durante el año 2003 por la Secretaría

de Energía, pero que se encontraba pendiente la decisión administrativa del Poder Ejecutivo Nacional que la

aprobará.

Con fecha 26 de septiembre de 2006, se suscribió un convenio de asociación entre ENARSA, Enap Sipetrol

Argentina S.A. e YPF S.A. mediante el cual las partes acordaron suscribir un contrato de UTE, cuya

participación de cada uno es de un 33,33%. ENARSA, como titular del área CAM 1 (en adelante E2), aporta

este bloque y Enap Sipetrol Argentina S.A., en conjunto con YPF S.A., aportan el bloque CAM 3.

Formalmente Enap Sipetrol y Repsol YPF revirtieron el bloque CAM 3 a la Secretaría de Energía para su

posterior adjudicación por parte de ésta al nuevo consorcio.

En el marco del convenio celebrado entre ENARSA, YPF S.A. y Enap Sipetrol Argentina S.A. para la

exploración, desarrollo y eventual explotación conjunta de la nueva área E2, la Secretaría de Energía aceptó

transferir a ENARSA el área CAM-3, la cual junto con la ex área CAM-1 integra la mencionada área E2,

objeto del convenio. Asimismo, la Secretaría de Energía aceptó compensar las inversiones pendientes

comprometidas en el área CAM-3 con el compromiso de perforar un segundo pozo de exploración dentro de

la nueva área E2.

Las partes suscribieron con fecha 30 de junio de 2008, el Contrato de Unión Transitoria de Empresas para la

Exploración y Explotación de Hidrocarburos en el Área E2, a fin de regular los derechos y obligaciones


15

entre Enap Sipetrol Argentina S.A., YPF S.A. y Energía Argentina S.A. (ENARSA) en su calidad de socios

y coparticipes en la exploración y explotación del área E2.

El plazo de duración de esta UTE vence el 25 de septiembre de 2023

(b) Bloque Mehr – Iran

En el año 2001, Enap Sipetrol S.A., a través de su filial Sipetrol International S.A., adquirió el 33% de

participación en el Contrato de Servicios de Exploración del Bloque Mehr ubicado en Irán, en sociedad con

las empresas Repsol YPF y OMV, siendo esta última su operadora.

Con fecha 30 de junio de 2007, la National Iranian Oil Company (NIOC) declaró la comercialidad de un

descubrimiento efectuado en el Bloque denominado Band-e-Karkheh, lo que dio inicio a la negociación del

plan de desarrollo y contrato respectivo. En diciembre de 2008, al no ser económicamente viable para las

empresas los términos y condiciones del plan de desarrollo negociadas con la NIOC, se decidió

unánimemente no continuar con la etapa de desarrollo del descubrimiento pero reservándose el derecho a

exigir reembolso de los gastos incurridos en la etapa de exploración más una tarifa por los servicios,

conforme lo establece el contrato de servicios de exploración.

No obstante lo señalado, aplicando un criterio prudencial, la filial Sipetrol International S.A., constituyó en

diciembre de 2008 una provisión por el valor de la inversión que ascendió a US$27,2 millones.


invertidos en el Bloque Mehr, así como el pago de una tarifa por los servicios de exploración de acuerdo con

lo establecido en el contrato respectivo

11.- RIESGOS DEL NEGOCIO.

Enap Sipetrol S.A., a través de su matriz ENAP, adoptó en diciembre de 2012 un Modelo de Gestión

Integral de Riesgos, basado en estándares internacionales y las mejores prácticas en la materia. El modelo se

sustenta en una política corporativa que apunta a fortalecer la gestión estratégica, y una metodología que

asegura que los riesgos críticos sean identificados, evaluados y mitigados, en forma consistente y

sistemática.

La gestión integral de riesgos se aplica en todas las líneas, unidades de negocio, áreas y procesos del grupo

empresarial. Comienza en el primer nivel de la organización y se aplica en todos los ámbitos de gestión.

Comprende todos los riesgos críticos, sean estos estratégicos, operacionales, de cumplimiento y de

reportabilidad y financieros, que puedan afectar la visión, misión y el plan estratégico de negocios de ENAP

y sus filiales.

Dentro de los principales riesgos financieros que se están gestionando, se mencionan: las pérdidas por

variaciones significativas en la tasa de interés, el tipo de cambio, y los relacionados al inadecuado traspaso

de riesgos en temas de seguros patrimoniales.


16

En los ámbitos de Cumplimiento, se están gestionando riesgos relacionados a la cultura ética de la empresa y

las buenas prácticas, además de riesgos relacionados a la inexistencia y/o falta de actualización de normativa

interna de la empresa.

En los ámbitos legales, se mencionan riesgos asociados a la gestión de juicios y a conflictos relacionados a la

redacción ambigua de cláusulas contractuales, como también aquellos riesgos asociados al incumplimiento

de normativa legal y reglamentaria que pueda afectar las operaciones y contratos en curso.

En el ámbito operacional se están gestionando, entre otros, aquellos riesgos relacionados a escapes, vertidos

y/o fugas de hidrocarburos, ya sean líquidos y/o gaseosos, tanto en tierra, como en mar o ríos; como también

aquellos riesgos relacionados al daño y/o lesión a las personas, las inflamaciones, incendios y explosiones,

por último los vinculados a ruidos y emisiones de material particulado.

Dentro de la metodología establecida, el Comité de Auditoría de la empresa es la instancia encargada de

hacer seguimiento periódico al cumplimiento de los compromisos asumidos por la administración, en

relación a la implementación de las medidas tendientes a mitigar los riesgos detectados.

HECHOS RELEVANTES A LOS ESTADOS DE SITUACIÓN FINANCIERA

CONSOLIDADOS

CORRESPONDIENTE AL EJERCICIO TERMINADO AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014

ENAP SIPETROL S.A.

2014


HECHOS RELEVANTES CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014

2

HECHOS RELEVANTES

Con Fecha 30 de abril de 2014 se comunica a la S.V.S. designación de nuevos Directores

De acuerdo a lo dispuesto en el artículo 7 de la Ley N° 18.045 de Mercado de Valores y la Norma de Carácter

General N° 284 de esta Superintendencia, y debidamente facultado para ello, cumplo con informar a usted que en

la Vigésimo Cuarta Junta Ordinaria de Accionistas de Enap Sipetrol S.A., celebrada el día 30 de abril de 2014, se

acordó designar como Directores de la Sociedad a los señores Eduardo Bitrán Colodro, Marcelo Tokman Ramos,

Jorge Bande Bruck, Fidel Miranda Bravo, Jorge Fierro Andrade, Fernán Gazmuri Plaza y Fernando Ramírez

Pendibene.

No existen otros hechos relevantes que informar al 31 de Diciembre de 2014.

ENAP SIPETROL ARGENTINA S.A.

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

2014MUS$

2013MUS$


Total activos no corrientes 390.090 317.931

Total activos 470.050 381.748


Total pasivo no corrientes 166.935 104.280


Total pasivos y patrimonio 470.050 381.748

ESTADOS DE RESULTADOS INTEGRALES POR LOS EJERCICIOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 Y 2013. (En miles de dólares de los Estados Unidos)

RESULTADO OPERACIONAL

Ganancia bruta 57.174 81.113

Ganancia (pérdida) antes de impuesto 39.619 55.085

Gasto por impuesto a las ganancias (18.695) (26.844)


ESTADOS DE FLUJOS DE EFECTIVOS POR LOS EJERCICIOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 Y 2013 (En miles de dólares de los Estados Unidos)



Flujos de efectivo netos utilizados en actividades de financiación (41.254) (31.620)

Decremento neto en efectivo y equivalentes al efectivo 36.912 (7.945)

Efecto de la inflación sobre el efectivo y efectivo equivalente (4.266) -

Efectivo y Equivalentes al Efectivo, Estado de Flujos de Efectivo, Saldo Inicial 1.895 9.840

Efectivo y Equivalentes al Efectivo, Estado de Flujos de Efectivo, Saldo Final 34.541 1.895

ESTADOS FINANCIEROS RESUMIDOS POR FILIALES

SIPETROL INTERNATIONAL S.A.

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

2014MUS$

2013MUS$


Total activos no corrientes 104.223 130.374





ESTADOS DE RESULTADOS INTEGRALES POR LOS EJERCICIOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 Y 2013 (En miles de dólares de los Estados Unidos)


Ganancia bruta 100.604 93.806

Ganancia (pérdida) antes de impuesto 92.409 90.695

Gasto por impuesto a las ganancias - -





Flujos de efectivo netos utilizados en actividades de financiación - (75.841)

(Decremento) Incremento neto en efectivo y equivalentes al efectivo 19.643 31.157

Efecto de la inflación sobre el efectivo y efectivo equivalente (4.433) (276)

Variación neta del efectivo y efectivo equivalente 15.210 30.881

Efectivo y Equivalentes al Efectivo, Estado de Flujos de Efectivo, Saldo Inicial 33.373 2.492

Efectivo y Equivalentes al Efectivo, Estado de Flujos de Efectivo, Saldo Final 48.583 33.373



ENAP SIPETROL (UK) LIMITED


2014MUS$

2013MUS$



Total pasivos corrientes 168 168



ESTADOS DE RESULTADOS INTEGRALES POR LOS EJERCICIOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBREDE 2014 Y 2013 (En miles de dólares de los Estados Unidos)


Ganancia bruta - -

Ganancia (pérdida) antes de impuesto - -


Ganancia procedente de operaciones discontinuadas - -

Ganancia (pérdida) - -

ESTADOS DE FLUJOS DE EFECTIVOS POR LOS EJERCICIOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBREDE 2014 Y 2013 (En miles de dólares de los Estados Unidos)

2014MUS$

2013MUS$

Flujos de efectivo netos procedentes de actividades de operación - -

Incremento (Decremento) neto en efectivo y equivalentes al efectivo - -

Efectivo y Equivalentes al Efectivo, Estado de Flujos de Efectivo, Saldo Inicial 82 82

Efectivo y Equivalentes al Efectivo, Estado de Flujos de Efectivo, Saldo Final 82 82


SOCIEDAD INTERNACIONAL PETROLERA ENAP ECUADOR S.A


2014MUS$

2013MUS$

Total activos corrientes 6 6

Total activos 6 6

Total pasivos corrientes 25 25

Total patrimonio (19) (19)

Total pasivos y patrimonio 6 6

ESTADOS DE RESULTADOS INTEGRALES POR LOS EJERCICIOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 Y 2013 (En miles de dólares de los Estados Unidos)


Ganancia bruta - -

Ganancia (pérdida) antes de impuesto - -


Ganancia procedente de operaciones discontinuadas - -

Ganancia (pérdida) - -


Flujos de efectivo netos utilizados en actividades de la operación - -

Flujos de efectivos netos originados por actividades de inversión - -

Flujos de efectivos netos originado por actividades de financiamiento - -

Decremento neto en efectivo y equivalentes al efectivo - -

Efectivo y Equivalentes al Efectivo, Estado de Flujos de Efectivo, Saldo Inicial 6 6

Efectivo y Equivalentes al Efectivo, Estado de Flujos de Efectivo, Saldo Final 6 6


RUT Sociedad País Relación Descripción de la transacciónMontoMUS$

Efecto en resultadoMUS$

92.604.000-6 Empresa Nacional del Petróleo Chile Accionista Servicios recibidos 525 (391)


Reembolso de gastos recibidos 320 (320)

Reembolso de gastos emitidos 373 373

Dividendos Distribuidos pagados 51 61

96.579.730-0 Enap Sipetrol S.A Chile Empresa matriz Servicios recibidos 335 (134)


Reembolso de gastos emitidos 399 -

Dividendos Distribuidos pagados 10.098 -

O-EEnap Sipetrol International S.A. (Egipto)

Chile Relacionada por la Matriz Servicios prestados 7 7


No se han efectuado transacciones entre compañías relacionadas durante el año 2014


RUT Sociedad País Relación Descripción de la transacción”MontoMUS$


96.579.730-0 Enap Sipetrol S.A. Chile Sociedad Matriz Dividendos pagados 103.348 -


SOCIEDAD INTERNACIONAL PETROLERA ENAP ECUADOR S.A.


Los estados financieros de las sociedades indicadas, se encuentran a disposición del público en las oficinas de la

entidad informante y de la Superintendencia de Valores y Seguros

Transacciones con Partes Relacionadas al 31 de diciembre de 2014


RUT Sociedad País Relación Descripción de la transacciónMontoMUS$


92.604.000-6 Empresa Nacional del Petróleo Chile Accionista Servicios recibidos 525 (391)



Reembolso de gastos emitidos 373 373

Dividendos Distribuidos pagados 51 61

96.579.730-0 Enap Sipetrol S.A Chile Empresa matriz Servicios recibidos 335 (134)


Reembolso de gastos emitidos 399 -

Dividendos Distribuidos pagados 10.098 -

O-EEnap Sipetrol International S.A. (Egipto)

Chile Relacionada por la Matriz Servicios prestados 7 7




RUT Sociedad País Relación Descripción de la transacción”MontoMUS$


96.579.730-0 Enap Sipetrol S.A. Chile Sociedad Matriz Dividendos pagados 103.348 -


SOCIEDAD INTERNACIONAL PETROLERA ENAP ECUADOR S.A.


Marcelo Tokman Ramos

VicepResidenTe

RUT: 16.654.431-9

Hesketh streeter evans

GeRenTe GeneRAL

RUT Nº 23.991.729-1

eduardo Bitrán colodro

pResidenTe deL diRecTORiO

RUT Nº 7.950.535-8

Fernán Gazmuri plaza

diRecTOR

RUT Nº 4.461.192-9

Fidel Miranda Bravo

diRecTOR

RUT: 6.923.830-0

Jorge Fierro Andrade

diRecTOR

RUT:9.925.434-3

Santiago, marzo de 2015.

Declaración De responsabiliDaD

Los abajo suscritos, miembros del Directorio y Gerente General de Enap Sipetrol S.A., en conformidad con

las normas establecidas por la Superintendencia de Valores y Seguros, declaran que la información conte-

nida en la Memoria y los Estados Financieros Anuales 2014 es veraz y completa.

ENERGÍA QUE MUEVE A CHILE

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