Seguimiento Trimestral PAG 2013 (Enero – Marzo). Evaluación de Desempeño – 1er Trimestre 2013...

Seguimiento Trimestral PAG 2013(Enero – Marzo)

Evaluación de Desempeño – 1er Trimestre 2013

2

Foco de AtenciónFoco de Atención

En Proceso / Buen DesempeñoEn Proceso / Buen Desempeño

3

Índice

1.1. EntornoEntorno

2.2. E&PE&P

3.3. R&CR&C

4.4. EnapEnap

5.5. Forecast y Mediano PlazoForecast y Mediano Plazo

4

Índice

1.1. EntornoEntorno

2.2. E&PE&P

3.3. R&CR&C

4.4. EnapEnap


Bases de Mercado – Precio Crudo Brent

5

Precio a la baja considerando el menor crecimiento económico de Asia y Europa y la creciente producción de Shale Oil en USA

* Abril incluye hasta el día 19

11

Bases de Mercado – Margen de Refinación

6

Mejores márgenes debido a alto precio del RIN* , el cual es requerido requerido para cumplir el mandato de volumen mínimo de biocombustibles en USA, especialmente en gasolinas

RIN = Renewable Identification Number, créditos por venta de Biocombustibles * Abril incluye hasta el día 19

11

Entorno

7

Primer trimestre caracterizado por precios de crudos volátiles y márgenes favorables. Para el resto del año se espera un escenario con menores márgenes

Año 2012 real

Ene-Mar 2013 real

Ene-MarPAG’13

Abr-DicPAG’13

Abr-DicForecast

Crudo Brent 111,7 112,6 100 100 101

Crack Gasolina-Brent 10,1 9,6 6,8 8,8 9,4

Crack Diesel-Brent 17,0 17,7 13,5 14,8 15,3

Crack Fuel 6-Brent -12,4 -15,5 -11,2 -9,8 -12,3

Crack 6-231 9,8 9,5 7,2 8,7 8,7

Henry Hub, US$/MMBtu 2,8 3,5 3,3 3,3 3,8

11

8

Índice

1.1. EntornoEntorno

2.2. E&PE&P

3.3. R&CR&C

4.4. EnapEnap


Avance PAG 2013 (Gerencia E&P)

• Protección del patrimonio y autofinanciamiento.• Se requiere extender concesiones (PAG sin extensión).• Riesgos: Inestabilidad política social y económica, Precio y Venta Mercado Local (Petróleo Plus),

Restricción de divisas y nacionalización gradual de la industria.• Bloque Pampa del Castillo: 7 pozos de desarrollo, más 6 WO, 2 Mejora Secundaria.• Bloque CCCP: campaña de 10 pozos de desarrollo durante año 2013 .

• Protección del patrimonio y autofinanciamiento.• Se requiere extender concesiones (PAG sin extensión).• Riesgos: Inestabilidad política social y económica, Precio y Venta Mercado Local (Petróleo Plus),

Restricción de divisas y nacionalización gradual de la industria.• Bloque Pampa del Castillo: 7 pozos de desarrollo, más 6 WO, 2 Mejora Secundaria.• Bloque CCCP: campaña de 10 pozos de desarrollo durante año 2013 .

Argentina

• Potencial futuro dependiente del resultado de las actividades exploratorias (3J e Intracampos).• Aprovechar relación bilateral para acceso a nuevas oportunidades.• Bloque MDC: término de proyecto de recuperación secundaria.• Bloque Intracampos: a fines de 2013 se proyecta perforar un pozo exploratorio.• Bloque 3 Jambeli (3J): se espera concluir sísmica 2D.

• Potencial futuro dependiente del resultado de las actividades exploratorias (3J e Intracampos).• Aprovechar relación bilateral para acceso a nuevas oportunidades.• Bloque MDC: término de proyecto de recuperación secundaria.• Bloque Intracampos: a fines de 2013 se proyecta perforar un pozo exploratorio.• Bloque 3 Jambeli (3J): se espera concluir sísmica 2D.

Ecuador

• Recupero de pagos por venta de crudo (cierre 2012 > MMUS$ 90).• Riesgo: Inestabilidad política, paralización de la industria.• Bloque ERQ: se reinicia campaña 2012 (1 exploratorios y 3 de desarrollo).• Bloque ERQ: buenos resultados , producción (+20%) y reservas (+35%)

• Recupero de pagos por venta de crudo (cierre 2012 > MMUS$ 90).• Riesgo: Inestabilidad política, paralización de la industria.• Bloque ERQ: se reinicia campaña 2012 (1 exploratorios y 3 de desarrollo).• Bloque ERQ: buenos resultados , producción (+20%) y reservas (+35%)

Egipto

• Refuerzo de la cultura de seguridad.• Asegurar suministro de gas invierno 2013.• Incluye subsidio para el precio de venta de gas a Gasco por MMUS$ 45,3.• Mejor balance líquido – gas.• Actividad exploratoria prospectos no convencionales (tightgas, shale oil)• Methanex detuvo su planta el 29/Abr 2013.• Se trabaja con 4 equipos de perforación y 5 equipos de WO.• Se contempla en total la perforación de 27 pozos, 4 no convencionales.

• Refuerzo de la cultura de seguridad.• Asegurar suministro de gas invierno 2013.• Incluye subsidio para el precio de venta de gas a Gasco por MMUS$ 45,3.• Mejor balance líquido – gas.• Actividad exploratoria prospectos no convencionales (tightgas, shale oil)• Methanex detuvo su planta el 29/Abr 2013.• Se trabaja con 4 equipos de perforación y 5 equipos de WO.• Se contempla en total la perforación de 27 pozos, 4 no convencionales.

E&P Magallanes

9

22

La Producción E&P YTD a Marzo alcanzó un 98%.

563 1.490 1.270 1.069

Egipto:•Mejor desempeño de los pozos en el bloque East Ras Qattara.

Argentina:•Mayor producción de gas en Área Magallanes.

Magallanes:•Menor producción de gas debido a menores aportes de los yacimientos Posesión, Tranquilo, Calafate, Catalina Sur y Cullen, compensado por mayor producción de crudo debido a la puesta en marcha de la plataforma Skua y mayor aporte de los yacimientos Anguila, Catalina Norte y Dúngenes.

Ecuador:•Menor producción debido a retraso en el proyecto de recuperación secundaria de MDC. Al mes de Abril, la producción ya alcanzo resultados esperados e inclusive sobre lo presupuestado. (Con un promedio de producción de 12 Mbbls/día en MDC; PAG considera una producción de 11 Mbbls/día)

11

22

1%

1%

Los Ingresos E&P están un 5% sobre lo presupuestado

RealYTD Marzo 2013

100,0100,0Brent US$/bbl

113,0113,0

PAGVARIACIONESReal vs PAG

+13%

+13%

98,098,0PC Egipto US$/bbl

111,6111,6 +14%

+14%

COMENTARIOS

91,291,2PC MagUS$/bbl

98,198,1 +8%

+8%

66,166,1PC ArgentinaUS$/bbl

66,566,5

76.348 22.815 50 55.215 19.549

A Febrero se tenia aumento de ingresos por 10 MMUS$

En Marzo disminuyó -2,1 MMUS$ por:• Menor volumen a venta (-3,6 MMUS$).• Menor volumen de venta en Argentina (-

7Mm3), la producción que no se vendió se utilizo para compensar la variación de stock.

• Aumento de precio (+1,8 MMUS$).• Magallanes: +0,6 en Crudo, +0,4 Raw Product y

0,6 en Gas; Egipto +0,2 Crudo.• Servicios petroleros Magallanes en

CEOP Dorado Riquelme (-0,7 MMUS$).

12

22

Ebitda E&P presenta un aumento de un 18% versus PAG

63,763,7 75,275,2

4,34,3 20,120,1Utilidad(MMUS$)

EBITDA (MMUS$)

YTD Marzo 2013

15,515,5 64,564,5Flujo Caja(MMUS$)

VARIACIONES

+18%

+18%

+365%

+365%

+316%

+316%

* La Utilidad no incluye Petroservicios ni distribución del Corporativo

• Aumento de EBITDA debido a mayores ingresos acumulados a la fecha +8,0 MMUS$, y menor lifting Cost en +8,5 MMUS$, compensado por una variación de stock en Argentina y Magallanes.

• Aumento de EBITDA debido a mayores ingresos acumulados a la fecha +8,0 MMUS$, y menor lifting Cost en +8,5 MMUS$, compensado por una variación de stock en Argentina y Magallanes.

• Aumento de Utilidad por mayores ingresos, desfase en los pagos de la sísmica en el B3J +3,5 MMUS$, menores DD&A +3,1 en Argentina.

• Aumento de Utilidad por mayores ingresos, desfase en los pagos de la sísmica en el B3J +3,5 MMUS$, menores DD&A +3,1 en Argentina.

• Argentina: +13 MMUS$ por menor desembolso de inversiones por problemas de caja que se regularizaran por incrementos mensuales durante el año.

• Magallanes: +17 MMUS$ desfase de pago, avance físico de acuerdo al programa.

• Egipto: Mayor caja debido a pago de cargo realizado el mes de Marzo +15,6 MMUS$.

• Argentina: +13 MMUS$ por menor desembolso de inversiones por problemas de caja que se regularizaran por incrementos mensuales durante el año.

• Magallanes: +17 MMUS$ desfase de pago, avance físico de acuerdo al programa.

• Egipto: Mayor caja debido a pago de cargo realizado el mes de Marzo +15,6 MMUS$.

COMENTARIOSRealPAG Real vs PAG

13

22

14

Índice

1.1. EntornoEntorno

2.2. E&PE&P

3.3. R&CR&C

4.4. EnapEnap


Avance PAG 2013 (Gerencia R&C)

• Precio canasta crudo: Brent – 3 (US$/bbl).• Establecer contratos de importación de productos: gasolina y diesel.• Arancel general de importación: 6% vigente para todo 2013 para crudo africanos.• GNL: cambio en fórmula de precios Ene/2013, considerando cierre negociación con BG.

• Precio canasta crudo: Brent – 3 (US$/bbl).• Establecer contratos de importación de productos: gasolina y diesel.• Arancel general de importación: 6% vigente para todo 2013 para crudo africanos.• GNL: cambio en fórmula de precios Ene/2013, considerando cierre negociación con BG.

Compra de crudo y

productos

• Máxima carga de refinación, priorizando producción de gasolinas, diesel y kero de aviación.• Paros de planta: plazo programado de Bio Bio y minimizar paros “no programados”.• Maximizar el rendimiento volumétrico.• Optimización de costos logísticos.• Inventarios: operación con niveles medios en crudo y productos (objetivo de 8,5 MMbbls).

• Máxima carga de refinación, priorizando producción de gasolinas, diesel y kero de aviación.• Paros de planta: plazo programado de Bio Bio y minimizar paros “no programados”.• Maximizar el rendimiento volumétrico.• Optimización de costos logísticos.• Inventarios: operación con niveles medios en crudo y productos (objetivo de 8,5 MMbbls).

Optimización Operacional

• Localización preferente: zona centro – sur del país.• Productos: gasolina (RM), diesel (Centro Sur) y kero de aviación.• GN: sustitución de diesel, FO6 y LPG en zona norte, Bio Bio y termoeléctrico en zona central.• Desarrollo de mercado: clientes industriales (DNV) y GN con socios estratégicos.

• Localización preferente: zona centro – sur del país.• Productos: gasolina (RM), diesel (Centro Sur) y kero de aviación.• GN: sustitución de diesel, FO6 y LPG en zona norte, Bio Bio y termoeléctrico en zona central.• Desarrollo de mercado: clientes industriales (DNV) y GN con socios estratégicos.

Posicionamiento Comercial

• Cogeneración Aconcagua: kick off del proyecto.• Unidad Reductora de Azufre (URA): construcción de planta en Aconcagua.• Estanques de crudo: definición de factibilidad comercial de construcción en Quintero• Inversiones en mantenimiento en Bio Bio.• Inversiones en logística para DNV.

• Cogeneración Aconcagua: kick off del proyecto.• Unidad Reductora de Azufre (URA): construcción de planta en Aconcagua.• Estanques de crudo: definición de factibilidad comercial de construcción en Quintero• Inversiones en mantenimiento en Bio Bio.• Inversiones en logística para DNV.

Inversiones Estratégicas

15

33

EBITDA R&C

25

Si bien se proyecta un EBITDA para R&C por sobre la meta PAG (US$ 334 millones), para los próximos meses se visualiza un encarecimiento en el precio de los crudos, que se ve contrarrestado por un mayor impacto en la Política de Precios, influido en parte por una mayor proyección de márgenes de productos.El resto de las mejoras contempladas en el PAG se estarían dando de acuerdo con lo programado.

Si bien se proyecta un EBITDA para R&C por sobre la meta PAG (US$ 334 millones), para los próximos meses se visualiza un encarecimiento en el precio de los crudos, que se ve contrarrestado por un mayor impacto en la Política de Precios, influido en parte por una mayor proyección de márgenes de productos.El resto de las mejoras contempladas en el PAG se estarían dando de acuerdo con lo programado.

33

26

Índice

1.1. EntornoEntorno

2.2. E&PE&P

3.3. R&CR&C

4.4. EnapEnap


PAG 2013

PAG a Mzo

Real a Mzo

Inversión 2,8 0,7 0,6Iniciativas Oper. 6,2 1,2 0,0

Total 8,9 1,9 0,6

Inversiones e Iniciativas Operacionales 2013 (MMUS$)

VIVI

E&P Mag

Argentina

Egipto Ecuador

RyC

Corporativo

Total ENAP

27

PAG 2013

PAG a Mzo

Real a Mzo

Inversión 213,5 66,7 30,4Iniciativas Oper. 147,4 29,6 18,5

Total 360,9 96,3 48,9

PAG 2013

PAG a Mzo

Real a Mzo

Inversión 11,4 1,1 0,5

Iniciativas Oper. 0,9 0,5 0,5

Total 12,3 1,6 1,0

PAG 2013

PAG a Mzo

Real a Mzo

Inversión 34,5 7,7 4,5


Total 36,6 8,3 4,8

PAG 2013

PAG a Mzo

Real a Mzo

Inversión 44,8 20,5 15,4


Total 71,2 24,5 20,6

PAG 2013

PAG a Mzo

Real a Mzo

Inversión 31,4 12,8 2,8


Total 131,4 32,4 13,6 PAG 2013

PAG a Mzo

Real a Mzo

Inversión 88,5 24,0 6,6


Total 100,4 27,6 8,3

44

Av. Físico y Financiero Inversiones

Inversiones ENAP MUS$ CAJA

PAG 2013

Pptoa Marzo

(b)

Real a Marzo

©

% Ejec aMarzo(c/b)

Plana Marzo

(b)

Real a Marzo

©

% Cumpl.

(c/b)

Gerencia E&P 179.231 53.340 27.054 51% 26% 24% 94% Sipetrol 90.740 29.376 20.407 69% 24% 22% 95%

Argentina 44.761 20.544 15.435 75% 22% 28% 125% Ecuador 34.541 7.708 4.457 58% 24% 20% 83% Egipto 11.438 1.124 516 46% 30% 10% 33%

E&P Magallanes 88.491 23.964 6.647 28% 27% 26% 94% Gerencia R&C 31.440 12.754 2.756 22% 83% 77% 93%

ERBB 9.800 1.595 181 11% 33% 17% 51%ERA 18.500 9.606 1.634 17% 98% 94% 96%

Otras R&C 3.140 1.553 941 61% 97% 97% 100%Gerencias ENAP 2.780 650 590 91% 94% 94% 100%

Total Inv. ENAP 213.451 66.744 30.400 46% 38% 36% 94%

CAJA (con IVA) AVANCE FISICO A MARZO 2013

Comentarios:

1.El bajo nivel de avance financiero promedio (46%) no se refleja en el avance físico que muestra una ejecución acorde al plan. Se ha solicitado revisión de la planificación Financiera de las Inversiones.

28

44

Av. Físico y Financiero Inic. Operacionales

Iniciativas Operacionales / Paros / Mantenciones Mayores MUS$

CAJAPAG 2013

Pptoa Marzo

(b)

Real a Marzo

©

% Ejec aMarzo(c/b)

Plana Marzo

(b)

Real a Marzo

©

% Cumpl.

(c/b)

Gerencia E&P 41.334 8.680 7.606 88% 23% 15% 63% Sipetrol 29.415 5.088 5.994 118% 25% 4% 17%

E&P Magallanes 11.918 3.592 1.612 45% 20% 13% 65% Gerencia R&C 36.437 7.068 2.226 31% 27% 21% 79%

Gerencias ENAP 6.158 1.244 29 2% 25% 6% 24%

Total Iniciativas ENAP 83.928 16.992 9.861 58% 21% 17% 83%

Paros, Mantenciones y Carenas

63.493 12.575 8.653 69% 37% 30% 81%

Total I.O./ Paros ENAP 147.422 29.567 18.514 63% 30% 22% 75%

Total I.O.+ Proyectos ENAP 360.873 96.311 48.914 51% 35% 30% 87%

CAJA (con IVA) AVANCE FISICO A MARZO 2013

Comentarios:

1.El bajo nivel de avance financiero en “Caja” a Marzo, es similar en el Costo (Devengado)2.La ejecución Física de las Iniciativas está retrasada, en promedio, en 25% respecto de lo planificado al primer trimestre3.Se asume que el primer trimestre es bajo en capacidad de ejecución y esto, al parecer, no se reflejó en la planificación4.Las Gerencias transversales muestra el nivel mas bajo de ejecución Física y Financiera (marcado por el bajo nivel de ejecución informado en RRHH y Finanzas), seguidos por E&P (bajo avance físico en Argentina, Ecuador y E&P Mag)5.A Marzo, E&P informa avance a nivel de “bloques/Activos”, se requiere análisis a nivel de Iniciativas. 6.La ejecución financiera global, tanto de Iniciativas Operacionales como de Proyectos de Inversión se muestra con un nivel por debajo de lo planificado. Se mantiene estadística de sub ejecución

29

44

EBITDA

30

44

Resultado

* Resultado Real Corporativo incluye impuestos del 40% en E&P Mag y R&C Mag

-Mayores Ingresos-Menores costos por desfase de pagos sismica (Ecuador) y DD&A en Argentina

-Mayores Ingresos-Menores costos por desfase de pagos sismica (Ecuador) y DD&A en Argentina

-Menores Costos GN-Mayores ingresos GN-Mayor margen de refinación-Estrategia de posicionamiento

-Menores Costos GN-Mayores ingresos GN-Mayor margen de refinación-Estrategia de posicionamiento

31

44

32

Índice

1.1. EntornoEntorno

2.2. E&PE&P

3.3. R&CR&C

4.4. EnapEnap


Forecast 2013

33

55

Proyecciones de Mediano PlazoConsiderando un escenario de continuidad de las operaciones de ENAP, tomando como base la proyección del año 2013 (Caso Base), se estima un nivel de EBITDA por sobre los US$ 460 millones para los siguientes cuatro años

EVOLUCION EBITDA (MMUS$)

Supuestos Principales:–Bases LP 2012–Sin extensiones en Arg.–Cierre Methanex–Con subsidio a GN Mag–Sin desgravación arancelaria–Con Optimización compra crudos (brent-3)–Cogeneración (2016)

Temas por incorporar:E&P:–Resultados Ceop Mag.–Otros

E&P y R&C:–Iniciativas posteriores a 2016

COMENTARIOS

203367

31126

-805

240118 78

-207

315207 222 301

158

176

17395

167

156

154 138141

177230 246

183

434

650

463 431

-641

546402 372

57

583476 477 461

-1.000

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

2004 2006 2008 2010 2012 2014E 2016E

CorporativoPrimaxE&P MagallanesSipetrolR&C MagallanesERSAENAP

Fc: 614

34

55

Seguimiento Trimestral PAG 2013(Enero – Marzo)

Seguimiento Trimestral PAG 2013 (Enero – Marzo). Evaluación de Desempeño – 1er Trimestre 2013...

Documents

Transcript of Seguimiento Trimestral PAG 2013 (Enero – Marzo). Evaluación de Desempeño – 1er Trimestre 2013...