Seguimiento Trimestral PAG 2013 (Enero – Marzo)

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1 Seguimiento Trimestral PAG 2013 (Enero – Marzo)

2 Evaluación de Desempeño – 1er Trimestre 2013
Foco de Atención En Proceso / Buen Desempeño

3 Índice Entorno E&P R&C Enap Forecast y Mediano Plazo

4 Índice Entorno E&P R&C Enap Forecast y Mediano Plazo

5 Bases de Mercado – Precio Crudo Brent
1 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

6 Bases de Mercado – Margen de Refinación
1 Bases de Mercado – Margen de Refinación 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

7 1 Entorno 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 PAG’13 Abr-Dic Forecast Crudo Brent 111,7 112,6 100 101 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 Henry Hub, US$/MMBtu 2,8 3,5 3,3 3,8

8 Índice Entorno E&P R&C Enap Forecast y Mediano Plazo

9 Avance PAG 2013 (Gerencia E&P)
Argentina 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 Ecuador 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. Egipto 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%) E&P Magallanes 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.

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.

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

12 Los Ingresos E&P están un 5% sobre lo presupuestado
2 Los Ingresos E&P están un 5% sobre lo presupuestado YTD Marzo 2013 VARIACIONES COMENTARIOS PAG Real Real vs PAG Brent US$/bbl 100,0 113,0 +13% n A Febrero se tenia aumento de ingresos por 10 MMUS$ 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$). PC Egipto US$/bbl 98,0 111,6 +14% n PC Mag US$/bbl 91,2 98,1 +8% n PC Argentina US$/bbl 66,1 66,5 1% n 76.348 22.815 50 55.215 19.549

13 Ebitda E&P presenta un aumento de un 18% versus PAG
2 Ebitda E&P presenta un aumento de un 18% versus PAG YTD Marzo 2013 VARIACIONES COMENTARIOS PAG Real Real vs PAG 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. EBITDA (MMUS$) 63,7 75,2 +18% n Utilidad (MMUS$) 4,3 20,1 +365% n Aumento de Utilidad por mayores ingresos, desfase en los pagos de la sísmica en el B3J +3,5 MMUS$, menores DD&A +3,1 en Argentina. Flujo Caja (MMUS$) 15,5 64,5 +316% n 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$. * La Utilidad no incluye Petroservicios ni distribución del Corporativo

14 Índice Entorno E&P R&C Enap Forecast y Mediano Plazo

15 Avance PAG 2013 (Gerencia R&C)
Compra de crudo y productos 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. Optimización Operacional 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). Posicionamiento Comercial 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. Inversiones Estratégicas 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.

16 * No incluye costo cobertura
3 Costo de Materia Prima El PAG consideró un costo de canasta de Brent – 3 US$/Bbl Durante el primer trimestre, se ha logrado cumplir con el objetivo planteado, a pesar de tener una canasta más liviana que lo normal, debido al paro de ERB. Sin embargo, a partir del segundo trimestre se ha observado un encarecimiento importante de la canasta, el que se espera que se mantenga el resto del año. El impacto sobre el EBITDA podría alcanzar MMUS$. Kbbl mes arribo 5.331 5.886 4.657 Liviano/Intermedio Pesado Acido Pesado Dulce Ene’13 Feb’13 Mar’13 Precio CFR arribado ICE+XX (usd/bbl)* -3,81 -3,18 -3,40 Cobertura 1.14 0.88 0.95 * No incluye costo cobertura

17 Negocio del Gas Natural
3 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. Costo para Refinerías MMUS$ Enero Febrero Marzo Total Plan Variación ERA 2,9 2,6 3,6 9,1 10,8 -16% ERBB 3,2 3,9 4,7 11,8 14,0 Gas a AGA 3,4 8,9 9,7 -8% 8,7 9,4 11,7 29,8 34,5 -14% Nota: AGA no considera maquila de 0,7 MMUS$/mes La venta de excedentes a terceros se ha situado, a marzo, por sobre lo presupuestado, generando un margen adicional de 21 MMUS$ 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$ Enero Febrero Marzo Total Plan Variación 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 16,3 34% 34,0 39,4 43,1 116,5 90,8 28%

18 3 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 Ver detalle Planta Alquilación No obstante lo anterior, la producción comparada con el mismo periodo de 2012 resultó un 10% superior

19 Nueva Planta de Alquilación
3 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. -147 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.

20 Cumplimiento del Programa de Producción ERSA
3 Cumplimiento del Programa de Producción ERSA Producción Real Mm3 - ERSA Enero Febrero Marzo ERSA Planning Real Var. Var. % Gasolina RM+RP 306 305 -1 0% 274 265 -9 -3% 281 304 23 8% Intermedios 377 379 3 1% 370 363 -7 -2% 359 378 19 5% Fondos 113 126 13 12% 94 121 27 28% 57 87 30 51% Total 795 811 15 2% 738 749 11 698 769 71 10% Cumpl. Acum. a marzo ERSA Planning Real Var. Var. % Gasolina RM+RP 861 874 14 2% Intermedios 1105 1120 1% Fondos 265 334 69 26% Total 2231 2328 97 4% 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.

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

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

23 Inventarios de Crudos y Productos
3 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 MMbbl ene-13 feb-13 mar-13 PRODUCTOS 3,9 3,6 3,1 CRUDOS 4,2 5,4 4,3 TOTAL 8,1 9,1 7,4 (1) Respecto de la información presentada en reunión del 23 de abril, se incorporan inventarios de crudo y slop de Magallanes.

24 Estrategia de posicionamiento
3 Estrategia de posicionamiento 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$, es decir un 38% de la meta anual. Ajuste de Recargos por Logística de Entrega Ajuste de Descuentos de Programación y ROF Ajuste de Premios de Calidad + + - + +10 MMUS$

25 3 EBITDA R&C 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.

26 Índice Entorno E&P R&C Enap Forecast y Mediano Plazo

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

28 Av. Físico y Financiero Inversiones
4 Av. Físico y Financiero Inversiones Comentarios: 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.

29 Av. Físico y Financiero Inic. Operacionales
4 Av. Físico y Financiero Inic. Operacionales Comentarios: El bajo nivel de avance financiero en “Caja” a Marzo, es similar en el Costo (Devengado) La ejecución Física de las Iniciativas está retrasada, en promedio, en 25% respecto de lo planificado al primer trimestre Se asume que el primer trimestre es bajo en capacidad de ejecución y esto, al parecer, no se reflejó en la planificación 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) A Marzo, E&P informa avance a nivel de “bloques/Activos”, se requiere análisis a nivel de Iniciativas. 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

30 4 EBITDA

31 4 Resultado -Menores Costos GN -Mayores ingresos GN -Mayor margen de refinación -Estrategia de posicionamiento -Mayores Ingresos -Menores costos por desfase de pagos sismica (Ecuador) y DD&A en Argentina * Resultado Real Corporativo incluye impuestos del 40% en E&P Mag y R&C Mag

32 Índice Entorno E&P R&C Enap Forecast y Mediano Plazo

33 5 Forecast 2013

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

35 Seguimiento Trimestral PAG 2013 (Enero – Marzo)