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Seguimiento Trimestral PAG 2013 (Enero – Marzo). Evaluación de Desempeño – 1er Trimestre 2013 2 Foco de Atención En Proceso / Buen Desempeño.

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1 Seguimiento Trimestral PAG 2013 (Enero – Marzo)

2 Evaluación de Desempeño – 1er Trimestre Foco de Atención En Proceso / Buen Desempeño

3 3 Índice 1.Entorno 2.E&P 3.R&C 4.Enap 5.Forecast y Mediano Plazo

4 4 Índice 1.Entorno 2.E&P 3.R&C 4.Enap 5.Forecast y Mediano Plazo

5 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 1

6 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 1

7 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-Mar PAG13 Abr-Dic PAG13 Abr-Dic Forecast Crudo Brent111,7112, Crack Gasolina-Brent10,19,66,88,89,4 Crack Diesel-Brent17,017,713,514,815,3 Crack Fuel 6-Brent-12,4-15,5-11,2-9,8-12,3 Crack ,89,57,28,7 Henry Hub, US$/MMBtu 2,83,53,3 3,8 1

8 8 Índice 1.Entorno 2.E&P 3.R&C 4.Enap 5.Forecast y Mediano Plazo

9 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 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 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 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 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 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 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 2

10 Capturar Aporte Compensatorio de Gas 2013 en Magallanes Durante los meses de enero a marzo se han estado provisionando ingresos por este concepto. El valor PAG acumulado proyectado a marzo fue de MMUS$ 8,4 y el real acumulado MMUS$ 8,1, menor en MUS$ 338. Esta diferencia se explica principalmente por el menor tipo de cambio respecto a las proyecciones del PAG. La proyección de cierre de año es MUS$ debido a que se venderá un volumen inferior a Gasco versus lo programado. Respecto a los pagos por parte del Ministerio de Energía, la resolución para cancelar la compensación de enero fue emitida en el mes de marzo. Entre los meses de enero y marzo se han incorporado MMUS$ 4,9 en la caja ENAP. 10 2

11 La Producción E&P YTD a Marzo alcanzó un 98% 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 2

12 1% 1% Los Ingresos E&P están un 5% sobre lo presupuestado Real YTD Marzo ,0 Brent US$/bbl 113,0 PAG VARIACIONES Real vs PAG +13% +13% 98,0 PC Egipto US$/bbl 111,6 +14% +14% COMENTARIOS 91,2 PC Mag US$/bbl 98,1 +8% +8% 66,1 PC Argentina US$/bbl 66, 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 2

13 Ebitda E&P presenta un aumento de un 18% versus PAG 63,7 75,2 4,3 20,1 Utilidad (MMUS$) EBITDA (MMUS$) YTD Marzo ,5 64,5 Flujo 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$, compensado por una variación de stock en Argentina y Magallanes. Aumento de Utilidad por mayores ingresos, desfase en los pagos de la sísmica en el B3J +3,5 MMUS$, 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$. COMENTARIOS Real PAG Real vs PAG 13 2

14 14 Índice 1.Entorno 2.E&P 3.R&C 4.Enap 5.Forecast y Mediano Plazo

15 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 3

16 Kbbl mes arribo Precio CFR arribado ICE+XX (usd/bbl)* -3,81-3,18 * No incluye costo cobertura Pesado Dulce Pesado Acido Liviano/Intermedio Feb Ene Costo de Materia Prima -3, Cobertura El PAG consideró un costo de canasta de Brent – 3 US$/Bbl Mar Durante el primer trimestre, se ha logrado cumplir con el objetivo planteado, a pesar de tener una canasta más liviana que lo normal, debido al paro de ERB. Sin embargo, a partir del segundo trimestre se ha observado un encarecimiento importante de la canasta, el que se espera que se mantenga el resto del año. El impacto sobre el EBITDA podría alcanzar -112 MMUS$. 16 3

17 Negocio del Gas Natural El costo del gas natural para las refinerías de ERSA ha estado dentro de lo programado. Este representa una disminución de 14% respecto de lo planificado. Esta situación se espera que se mantenga, en función de que se concrete la proyección de precios de HH. La venta de excedentes a terceros se ha situado, a marzo, por sobre lo presupuestado, generando un margen adicional de 21 MMUS$ respecto del plan. En términos anuales, se espera que la estimación se mantenga, por lo que este margen adicional debería mantenerse hacia fines de año. Ingresos por venta a terceros MMUS$ MMUS$EneroFebreroMarzoTotalPlanVariación Gener 0,3 7,6 6,7 14,7 Colbún 22,9 24,1 26,9 73,8 74,5-1% Endesa 4,2 - - Innergy - 0,6 1,4 2,0 GasValpo 6,5 7,1 8,1 21,8 16,334% Total 34,0 39,4 43,1 116,5 90,828% Costo para Refinerías MMUS$ EneroFebreroMarzoTotalPlanVariación ERA 2,9 2,6 3,6 9,1 10,8-16% ERBB 3,2 3,9 4,7 11,8 14,0-16% Gas a AGA 2,6 2,9 3,4 8,9 9,7-8% Total 8,7 9,4 11,7 29,8 34,5-14% Nota: AGA no considera maquila de 0,7 MMUS$/mes 17 3

18 Mayor Producción El objetivo de mayor producción se ha cumplido salvo lo referente a gasolinas, que está asociado al nivel de actividad de Alquilación de ERA No obstante lo anterior, la producción comparada con el mismo periodo de 2012 resultó un 10% superior Ver detalle Planta Alquilación 18 3

19 Nueva Planta de Alquilación La producción de gasolinas de ERA real ha estado en torno a un 22% más bajo que lo estimado en el PAG Mm3 La Unidad ha estado operando bajo su capacidad debido a problemas en la puesta en marcha y a la falta de disponibilidad de butilenos. Se estima que la planta podrá operar al máximo a partir de mayo del presente año. 19 3

20 Cumplimiento del Programa de Producción ERSA Producción Real Mm3 - ERSA Enero Febrero Marzo ERSAPlanningRealVar.Var. % Planning RealVar.Var. % Planning RealVar.Var. % Gasolina RM+RP % % % Intermedios % % % Fondos % % % Total % % % Cumpl. Acum. a marzo ERSAPlanningRealVar.Var. % Gasolina RM+RP % Intermedios % Fondos % Total % Comentarios: La principal desviación se produce en mayor producción de petróleos combustibles, por refinación de una canasta más pesada que la considerada en el Planning, debido al retraso en la llegada de crudo intermedio; a la necesidad de aumentar la producción para cumplir la demanda materializada y, en menor medida, a detención del Cóker de ACO en febrero por problema eléctrico en switch house. 20 3

21 Energía ERSA - A marzo 2013 Meta y LB se revisarán con base en los datos reales, desde 2012, recalculados con la metodología Solomon vigente 21 3

22 % Utilización de Naves * Valores de meta y línea base pendientes de validación. 22 3

23 Inventarios de Crudos y Productos Comentarios: Durante la última semana de febrero se realizó una exportación por app. 600 Mbbls de F.O + IFO + Decantado. Además, en marzo se vendió un buque de diesel app. 300 Mbbls. Además, por el lado de los crudos, desde fines de febrero a marzo nos preparamos para enfrentar los paros de marzo-abril (fundamentalmente TV2 ERBB), comprando el volumen de crudo necesario para la condición de menor refinación, lo cual explica la disminución del inventario de crudo. RESUMEN EN MMbblene-13feb-13mar-13 PRODUCTOS3,93,63,1 CRUDOS4,25,44,3 TOTAL8,19,17,4 23 (1) Respecto de la información presentada en reunión del 23 de abril, se incorporan inventarios de crudo y slop de Magallanes. 3

24 Estrategia de posicionamiento Ajuste de Recargos por Logística de Entrega Ajuste de Premios de Calidad Ajuste de Descuentos de Programación y ROF La revisión de la estrategia de posicionamiento, que se basó en una serie de ajustes introducidos a la política de precios ha permitido capturar 10 MMUS$, es decir un 38% de la meta anual. +10 MMUS$ 24 3

25 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. 3

26 26 Índice 1.Entorno 2.E&P 3.R&C 4.Enap 5.Forecast y Mediano Plazo

27 Inversiones e Iniciativas Operacionales 2013 ( MMUS$ ) VI E&P Mag Argentina Egipto Ecuador RyC Corporativo Total ENAP 27 4

28 Av. Físico y Financiero Inversiones 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 4

29 Av. Físico y Financiero Inic. Operacionales 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 trimestre 3.Se asume que el primer trimestre es bajo en capacidad de ejecución y esto, al parecer, no se reflejó en la planificación 4.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 4

30 EBITDA 30 4

31 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 -Menores Costos GN -Mayores ingresos GN -Mayor margen de refinación -Estrategia de posicionamiento 31 4

32 32 Índice 1.Entorno 2.E&P 3.R&C 4.Enap 5.Forecast y Mediano Plazo

33 Forecast

34 Proyecciones de Mediano Plazo Considerando 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 34 5

35 Seguimiento Trimestral PAG 2013 (Enero – Marzo)


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