febrero 4, 2014 | Industria
(Estrategia) Una mejora en la estructura de costos significó a la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) revertir las malas cifras que arrastraban hasta el año pasado, logrando obtener US$134 millones en ganancias a diciembre de 2013, en comparación con las pérdidas por US$319 millones obtenidas en 2012, lo que significa una variación positiva en US$453 millones entre un año y otro.
El cambio en las cifras entregadas se explica principalmente debido a una variación sustancial en el margen bruto, el que pasó de US$5 millones el 2012 a US$573 millones el 2013, verificándose una caída de 8,4% en los costos. Ello está explicado principalmente por mejoras operacionales y de gestión en las líneas de negocio de refinación y comercialización (US$415 millones) y exploración y producción (US$153 millones). A lo anterior se agrega el aumento de la venta de gas natural, y una reducción en el costo de este, además de reducciones en el costo de energía (vapor) y materia prima (hidrógeno).
Además el Ebitda de la compañía en 2013 alcanzó los US$678 millones el mejor para la compañía en los últimos diez años.
enero 31, 2014 | Industria
(Enap) La estatal Enap alcanzó una utilidad en 2013 de US$134 millones, situación que se compara positivamente con las pérdidas por US$319 millones obtenidas el 2012, con una variación positiva neta de US$453 millones entre un año y otro.
Este cambio en los resultados se explica por una variación sustancial en el Margen Bruto, el que pasó de US$5 millones el 2012 a US$573 millones el 2013 (variación de US$ 568 millones). Esta variación en el Margen Bruto es consecuencia principalmente de mejoras operacionales y de gestión en las Línea de Negocio Refinación y Comercialización (US$415 millones) y Exploración y Producción (US$153 millones).
El EBITDA generado por ENAP en el 2013 alcanzó US$ 678 millones, lo que se compara positivamente con el EBITDA generado el 2012, el que resultó ser de US$57 millones. Este EBITDA es el mayor alcanzado por la ENAP en los últimos 10 años.
Gracias a los resultados de ENAP, su patrimonio al cierre del ejercicio del año 2013 alcanzó los US$231 millones, incrementándose en US$148 millones respecto al cierre del ejercicio 2012.
El gerente general de ENAP, Julio Bertrand, explicó que “este es el mejor EBITDA anual en los últimos 10 años. Esto lo hemos logrado gracias al incremento en la eficiencia y eficacia operativa en nuestras Refinerías, lo que ha generado una mayor producción de productos derivados del petróleo y menos importación de los mismos, incrementando la amortización de los costos de refinación.
Adicionalmente, el haber reducido los costos de adquisición de crudos, desde los mercados internacionales dada una mejor planificación operativa de nuestras Refinerías, contribuyó sustancialmente con los resultados al igual que la comercialización de GNL al sector termoeléctrico y de clientes industriales. En lo que respecta al negocio de exploración y producción, los éxitos obtenidos en campañas de perforación de pozos en Magallanes en busca de gas no convencional “tight gas”, y en pozos exploratorios y de desarrollo en Egipto y Argentina también tuvieron impactos significativos con los buenos resultados de ENAP en el 2013”.
Resultados
Las principales razones que explican la variación positiva a nivel de margen bruto de US$ 568 millones, están directamente relacionadas con la operación de Enap Refinerías S.A.
En efecto, la variación en Enap Refinerías S.A. se explica por:
a) un aumento en los volúmenes de venta de gas natural comercializados por Enap Refinerías S.A. y una reducción en el costo de este hidrocarburo, situación que generó una variación importante en el margen de comercialización de este producto, principalmente durante el primer trimestre de este año;
b) menores costos de gas natural reduciéndose los costos de energía (vapor) y materia prima (hidrógeno);
c) una mayor tasa de utilización en ambas refinerías (Aconcagua y BioBío), permitiendo a su vez, una mayor amortización de los costos fijos de operación;
d) mayores ingresos de venta de producción propia, a consecuencia del incremento en los niveles de refinación en ambas refinerías en el año 2013, lográndose así no sólo una mayor amortización de los costos fijos de operación, sino también la captura del margen de refinación en volúmenes mayores respecto a la alternativa de importación de combustibles. El aumento de nivel de actividad de las refinerías permitió un importante aumento en el nivel de venta de producción propia (12% en diésel, 10% en gasolinas, 11% en petróleos combustibles y -47% en LPG por restricciones a las importaciones desde Argentina) respecto al mismo período anterior, todo a partir de una demanda contratada de gasolinas del 100% de la demanda nacional en el 2013, y a una reducción de 31,9% del abastecimiento a través de productos importados;
Mientras los buenos rendimientos de Enap Sipetrol S.A. se explican por:
a) mayores ingresos en Argentina por incrementos en la producción de crudo y gas, y alzas en los precios internos de los hidrocarburos ( gas y petróleo) a través del pago de certificados de “Petróleo Plus” y aceptación de un precio de 7,5 US$/MMBtu para el gas adicional;
b) mayores ingresos en Egipto como consecuencia del éxito de la campaña de exploración en el activo East Ras Qattara en el 2013 con incrementos de un 50% en las reservas y de 33% en los niveles de producción respecto al año 2012;
Asimismo, ENAP recibió una compensación a la producción y compra de gas natural en Magallanes otorgado por el Estado de Chile a partir del año 2013 por US$55 millones.
enero 23, 2014 | Industria
(Pulso) Un completo cambio en su política de contratos con sus clientes mayoristas debió realizar la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP), luego de una investigación de la Fiscalía Nacional Económica (FNE), solicitada por Shell Chile (Enex).
La indagatoria surgió tras una presentación de Shell respecto a la política comercial de ENAP. En ella se expone que el 2010 ENAP implementó una nueva política de suministro a las empresas distribuidoras mayoristas que se tradujo en nuevos contratos que definieron una programación en las compras de combustibles, es decir, compromisos de adquisición de determinados volúmenes a fin de acceder a un precio preferencial. Su incumplimiento, eso sí, implicaba la aplicación de multas.
Según señala Shell Chile, el hecho de que ENAP participe, entre otros mercados, en el de distribución de combustibles líquidos al segmento industrial, «dificulta cumplir con el contrato de suministro celebrado con ENAP, en la medida que esta empresa ofrece directamente productos a clientes finales».
La política implementada por ENAP para el abastecimiento de sus clientes, se traduce en la aplicación de un precio de paridad de importación para compras programadas con un plazo mayor o igual a 45 días. La Fiscalía consideró que la estrategia no merece reproche, ya que permite a ENAP un uso más eficiente de sus recursos, sin embargo, la unidad detectó ciertas diferencias en las condiciones de comercialización de los productos por parte de la empresa pública. «En el largo plazo podría incentivar conductas exclusorias de parte de dicha empresa para efectos de poder mejorar su posición competitiva en el mercado, así como reducir la presión competitiva de los distribuidores en mercados conexos, como sería el de las estaciones de servicio», acota el documento.
Añade que es «necesario que los futuros contratos de ENAP con sus clientes contengan parámetros que aseguren que esta empresa no pueda obtener ventajas competitivas ajenas a razones de eficiencias, y en el mismo sentido, que aseguren transparencia en las condiciones otorgadas a todos ellos».
Al respecto, la FNE reconoce que ENAP se comprometió a que «dichos contratos sigan determinadas directrices, las que tienen por objeto dar un trato equitativo a los distintos tipos de clientes». Por esta razón, dice la FNE, tras «el cambio de conducta comprometido y desplegado por parte de ENAP, no se amerita en este caso que la Fiscalía ejerza acciones ante el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia».
enero 3, 2014 | Industria
(Diario Financiero) Aunque a nivel político y del mundo privado existe consenso en torno a la idea de aumentar el peso del gas natural licuado (GNL) en la matriz eléctrica local, que actualmente es de alrededor de 15% en promedio, el desarrollo de la infraestructura que requiere ese crecimiento parece no avanzar con el mismo ritmo.
La proyección es que al año 2023 el consumo de gas natural en Chile rondará los 25 millones de metros cúbicos diarios (MM m3/d), un aumento de 125% respecto de los casi 11 MM de m3/d que habría alcanzado el año pasado, según una estimación que hizo Goldman Sachs.
Así, en distintos sectores postulan que la mejor opción para sortear la crisis energética en el corto y mediano plazo es poner en marcha las centrales de gas que no cuentan con abastecimiento, además de aumentar la capacidad de aquellas donde esto es posible e, incluso, se apuesta por la construcción de unidades. Todo lo anterior, sustentado en el desarrollo que exhibe la industria del gas natural licuado (GNL), impulsada especialmente, por el shale gas en Estados Unidos.
“La disponibilidad de contratos de largo plazo de GNL a precios competitivos se vislumbra como una condición necesaria, pero no suficiente, para cubrir a costos razonables la demanda del SIC hasta el 2020”, es una de las ideas que un grupo de especialistas del sector eléctrico plasmó en el estudio donde la Confederación de la Producción y el Comercio (CPC) propone una agenda para destrabar e impulsar nuevas inversiones en generación de base.
Nuevo giro en GNLQ
Con todo, los avances son escasos. La capacidad actual de regasificación local alcanza a 15,5 MM de m3/d, y considerando los terminales de Quintero y Mejillones se elevará a 20,5 millones hacia octubre, cuando finalice la primera ampliación de la instalación. Ahora, al mirar los proyectos de GNL que están en carpeta, la capacidad de regasificación podría superar los 35 MM de m3/d.
De todo este potencial sólo una iniciativa muestra algún avance concreto: se trata de la planta de GNL de Quintero, donde además de estar en plena ampliación (de 10 a 15 MM de m3/d) sus dueños -Enagás/Omán Oil, Endesa Chile, Metrogas y Enap- analizan la opción de ampliar el giro del terminal añadiendo el servicio de transporte de GNL por mar a distintos puntos del país, usando barcos de menor capacidad.
Conocedores del tema comentaron que este modelo, denominado como “hub de GNL”, que también está siendo aplicado por GNL Mejillones, es una de las alternativas que se barajan para impulsar la segunda expansión de este complejo, que le permitirá alcanzar su plena capacidad de diseño (20 MM de m3/d), lo que requiere una inversión estimada en unos US$ 230 millones, superior a los US$ 30 millones de la primera, porque requiere construir un tercer estanque de almacenamiento en tierra además de instalar un nuevo vaporizador.
En lo que respecta a los otros proyectos operativos y en carpeta los avances son menores. GNL Mejillones, que hizo un proceso de open season para agregar nueva demanda que gatillara una ampliación de la planta, lo tuvo que posponer hasta 2017, esto debido a que la firma logró comprometer sólo el 50% de su capacidad actual de regasificación.
CAP en stand by
La realidad en los otros proyectos de regasificación no dista mucho de lo anterior.
El proyecto de Grupo CAP exhibe pocos avances respecto de lo que se anunció en mayo de 2012, pese a que la decisión de concretar esta iniciativa se esperaba para mayo pasado.
Conocedores del tema dicen que los estudios de la acerera estarían en stand by. Esto a la espera de que la nueva administración de la compañía, encabezada en la gerencia general por Fernando Reitich, decida si le dará un nuevo y mayor impulso a este plan que es una de las varias alternativas energéticas que barajan.
A esto se suma el retraso del proyecto flotante de Colbún y AES Gener, que no tiene fecha concreta para iniciar el trámite ambiental ni para oficializar el contrato con la noruega Höegh LNG, que construye el barco regasificador. Con todo, esta panta fue retrasada dos años, con una estimación de inicio de operaciones que pasó de 2015 a 2017.
En la misma línea, aunque por motivos del ámbito comercial las plantas proyectadas por las firmas locales GasAtacama y Australis Power tampoco muestran grandes avances.
La primera firma obtuvo el permiso ambiental del terminal en marzo de 2013 pero aún no inicia la construcción porque sigue buscando firmar contratos eléctricos y también está reclutando a otros potenciales consumidores de GNL para agregar demanda y buscar mejores condiciones de abastecimiento en Estados Unidos.
Australis Power, en tanto, retiró el proyecto Octopus de la evaluación ambiental a fin de efectuarle una serie de modificaciones, así como mejorar el proceso de participación y diálogo con las comunidades que han rechazado el proyecto.
enero 3, 2014 | Medio Ambiente
(El Mercurio) Uno de los elementos que explican el alza en las bencinas que aplicó Enap esta semana es la incorporación en sus costos de una mayor refinación en el combustible que permite que la gasolina en la Región Metropolitana sea de mejor calidad, emitiendo menos partes por millón de azufre.
El aumento adicional de $5,3 por litro en su precio obedece a este procesamiento, el cual fue anunciado por el Ministerio del Medio Ambiente y Enap a fines de 2012. De esta forma, de los $15 por litro que subió la gasolina de 93 octanos, $5 se explican porque la gasolina de mejor calidad es más costosa, precisó una fuente de Gobierno.
