La Empresa Nacional del Petróleo (Enap) registró utilidades por US$77 millones el primer trimestre, situación que se compara positivamente con las pérdidas por US$170 millones al 30 de junio de 2012, con una variación positiva neta de US$247 millones entre un período y otro, informó este viernes la compañía.
"Este cambio de tendencia en los resultados se explica por una variación en el EBITDA (resultado antes de intereses, impuestos, depreciación y amorización) en el primer semestre del 2013 de US$377 millones respecto al mismo período en el año 2012. (2013 US$399 millones v/s 2012 US$22 millones)", explicó la compañía.
Esta variación sustancial se explica, principalmente, por una reducción en los costos de refinación de crudo y explotación de yacimientos petroleros, como también por la obtención de mejores márgenes de comercialización, agregó.
Gracias a los positivos resultados de Enap, su patrimonio se incrementó en US$117 millones (142,7%) respecto del patrimonio de fines de diciembre 2012, alcanzando US$ 199 millones al cierre de junio 2013.
Ricardo Cruzat, Gerente General de Enap, explicó que "el cambio en la tendencia se debe a que hemos mejorado la operación y eficiencia de las refinerías, hemos desarrollado el mercado del GNL en Chile, hemos restablecido campañas exploratorias y de explotación de gas y petróleo exitosas en Magallanes. Hoy en día tenemos la oportunidad de darle una nueva mirada al negocio de exploración y producción en Magallanes. Todos estos elementos son una buena noticia para los chilenos".
Las principales razones que explican la variación positiva a nivel de margen bruto de US$358 millones, están directamente relacionadas con la operación de Enap Refinerías S.A. (US$322 millones).
En efecto, la variación de US$ 322 millones 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;
b) menores costos de energía, debido principalmente al menor costo del gas natural, gracias al nuevo contrato suscrito entre ENAP y BG en el Terminal de GNL Quintero, generándose una baja los costos de vapor e hidrógeno;
c) una mayor tasa de utilización en las refinerías Aconcagua y Bío Bío, 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 de la alternativa de importación de combustibles.
El margen bruto del área de Exploración y Producción registró una variación positiva de US$ 49 millones respecto del año 2012. Esto se debe principalmente a:
a) Argentina obtiene un mejor resultado por mayor venta de crudo en el mercado local, disminuyendo el impuesto a las importaciones. Adicionalmente, se logra una mejora de la producción de gas en un 20%, debido a la puesta en marcha de la plataforma AM-2. Para el resto del año se esperan mejores resultados en la filial debido a la puesta en vigencia del "Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural", que prevé el pago de un valor de 7,5 US$/MMbtu para el gas que se inyecte al sistema por encima de una curva de producción base. Esto último significaría un aumento de US$ 20 millones en los ingresos;
b) en Egipto se logra un mejor desempeño en los resultados de la campaña de perforación (año 2012: 2 pozos secos; año 2013: 2 pozo productores) obteniéndose producciones más altas de lo esperado, lo que aportará significativamente a los resultados del año 2013 y
c) en Magallanes se obtiene una compensación por parte del Estado para el precio de venta de gas a Gasco destinado a cubrir el suministro de la región. A la fecha, este concepto ha aportado mayores ingresos por US$ 18,1 millones. Respecto de la actividad exploratoria en la región, se observa mayor actividad que para el mismo período de 2012 (año 2012: 4 pozos perforados; año 2013: 12 pozos perforados) con mejores resultados exploratorios. A la fecha, se han fracturado 3 de estos pozos, probándose exitosamente potencial de gas no convencional en la cuenca. Estos mejores resultados aportarán un incremento en la producción de gas para la región, tanto para los años 2013 y 2014.
