MEMORIA ANUAL 2009 - Enap

MEMORIA ANUAL 2009

Índice
1) Identificación de la Empresa
2) El año de la recuperación
3) Directorio Enap Sipetrol S.A.
4) Remuneraciones del Directorio
5) Administración
6) Remuneraciones de los ejecutivos e Indemnizaciones por años de servicio
7) Organigrama
8) Descripción y trayectoria
9) Hitos de la gestión
10) Gestión de Personas y Organización
11) Entorno del negocio
12) Gestión de inversión y financiamiento
13) Factores de riesgo de mercado
14) Síntesis de resultados
15) Proveedores y clientes
16) Seguros
17) Negocios en alianza con otras empresas
18) Propiedades y equipos
19) Marcas y patentes
20)Distribución de utilidades y política de dividendos
21) Medio ambiente y Responsabilidad Social
22) Sociedades Filiales y Coligadas
23) Estados Financieros Consolidados 2009
24) Declaración de responsabilidad
E N A P S I P E T R O L S . A . • M E M O R I A A N U A L 2 0 0 9 3

1. Identificación de la Empresa
4
Razón social: Enap Sipetrol S.A.
Tipo de Entidad: Sociedad Anónima Cerrada
Nº de Registro 1005 de fecha 23 de junio de 2008
RUT: 96.579.730-0
Dirección: Avenida Vitacura 2736 piso 10, comuna de Las Condes, Santiago
Número de Teléfono: (56-2) 2803000
Número de Fax: (56-2) 2341193
Auditores Externos: Deloitte Auditores y Consultores Limitada
Dirección Internet: www.enap.cl
E N A P S I P E T R O L S . A . • M E M O R I A A N U A L 2 0 0 9
Constitución legal, propiedad y control de
la empresa
En Sesión de Directorio Nº 723 de la Empresa
Nacional del Petróleo (ENAP), celebrada el 2
de mayo de 1990, se aprobó la constitución
de esta filial, lo cual se materializó según
consta en escritura pública del 24 de mayo
de 1990, otorgada ante el Notario Público
de Santiago Don Raúl Undurraga Laso. La
constitución de la sociedad fue inscrita a
fojas 13.504, Número 6.798 del año 1990
del Registro de Comercio del Conservador
de Bienes Raíces y Comercio de Santiago.
La propiedad de Enap Sipetrol S.A., al 31
de diciembre de 2009, se distribuye como
sigue:
Accionistas Nº de acciones %Participación
Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) 83.376.759 99,6%
Enap Refinerías S.A. 323.195 0,4%
Total Acciones suscritas y pagadas 83.699.954 100,0%

2. El año de la recuperación
Enap Sipetrol S.A. inició el ejercicio 2009
con el exigente desafío establecido para
el Grupo de Empresas ENAP, de superar
en forma rápida y eficaz las dificultades
generadas como consecuencia de la crisis
financiera del año 2008, de tal forma
de retomar el liderazgo en el mercado
energético nacional. Con este fin, la
Administración estableció los lineamientos
centrales para cumplir con este imperativo
y retomar la competitividad de la compañía,
en el corto plazo.
Al concluir el ejercicio 2009, Enap Sipetrol
S.A. obtuvo cifras positivas, que forman
parte integral de los resultados de ENAP
y contribuyeron a lograr revertir los
resultados del 2008, con cifras incluso
superiores a las planificadas.
Este resultado positivo se explica por
una rigurosa gestión que se ejecutó en
varios frentes, en forma simultánea, y
cuyas metas principales fueron: participar
en la normalización de la situación
financiera del Grupo de Empresas ENAP;
reducir los costos operativos y optimizar
los procesos para eliminar las brechas
de ineficiencias; elevar la productividad
(del capital humano y tecnológico);
recuperar la competitividad a través de
la implementación de nuevas políticas en
los ámbitos de manejo de riesgos, gestión
comercial y aprovisionamiento estratégico,
los cuales constituyen ámbitos claves para
un desempeño eficiente y competitivo de la
Empresa.
Otro factor que permitió obtener
resultados positivos fue la evolución que
tuvo el precio del petróleo crudo durante
el año, comenzando desde niveles bajos
y subiendo durante el año, permitiendo
con ello un mayor margen operacional.
Además, nuestra filial Enap Sipetrol
Argentina, obtuvo un nuevo crédito por US$
65 millones, con el Banco Bladex, lo que
permitió un ordenamiento de sus pasivos.
También culminó exitosamente el proceso
de venta de la participación de Enap Sipetrol
S.A. (50%), en el Bloque North Bahariya, en
el desierto occidental de Egipto, generando
para la Empresa un flujo neto de caja de
US$ 65,5 millones, más intereses.
En Egipto, Enap Sipetrol S.A. dio cuenta
de un nuevo pozo productor de petróleo,
el Alzahraa-1, ubicado en el bloque East
Ras Qattara. Este descubrimiento se sumó
a otros cinco obtenidos por la Empresa
en dicha concesión, desde noviembre de
2006. De este modo, y pese a la venta
del Bloque North Bahariya, se incrementó
la producción en 50,8% en ese país, con
824.700 barriles y con buenas proyecciones
en el futuro.
En marzo de 2009 Enap Sipetrol S.A. y
sus filiales completaron el proceso de
incorporación de las normas contables
IFRS, homologando de esta manera la
contabilidad de la Empresa con las prácticas
financieras de clase mundial, reportando al
final del ejercicio 2009 un EBITDA de US$
162 millones, equivalente al obtenido en
2008.
E N A P S I P E T R O L S . A . • M E M O R I A A N U A L 2 0 0 9 5

3. Directorio Enap Sipetrol S.A.
6
Presidente:
Rodrigo Azócar Hidalgo
Ingeniero Civil Industrial
RUT: 6.444.699-1
Notas:
E N A P S I P E T R O L S . A . • M E M O R I A A N U A L 2 0 0 9
Directores:
Marcelo Tokman Ramos
Ingeniero Comercial
RUT: 16.654.431-9
José Tomás Morel Lara
Ingeniero Comercial
RUT: 8.273.459-7
David Jana Bitran
Economista
RUT: 7.296.858-1
Alejandro Pérez Rojas
Geólogo
RUT: 3.942.621-8
• Con fecha 26 de junio de 2009, el Directorio fue informado de la renuncia del Director Guillermo del Valle de la Cruz. Al 31 de diciembre de 2009 no ha sido
designado el Director reemplazante.
• Con fecha 27 de octubre de 2009, el Directorio fue informado de la renuncia del Director Gastón Ramos González. Al 31 de diciembre de 2009 no ha sido
designado el Director reemplazante.

4. Remuneraciones del Directorio
La Junta General Extraordinaria de
Accionistas N° 12 de la sociedad, celebrada
el 2 de abril de 2003, fijó a partir de esa
fecha una remuneración para los miembros
del Directorio.
A su vez, la Junta General Ordinaria de
Accionistas N° 19 celebrada el 30 de abril
de 2009, ratificó que los Directores de la
sociedad que simultáneamente fueren
ejecutivos de la Empresa Nacional del
Petróleo y/o filiales y/o relacionadas, no
tuvieren derecho a percibir dieta alguna.
Se fijó como única retribución a los Directores
consistente en una dieta mensual que cubra
la asistencia a las sesiones, comisiones o
comités del Directorio que se realicen en
el mismo mes, por la suma equivalente en
dinero a 19 Unidades Tributarias Mensuales,
cualquiera sea el número de sesiones que
asistan, con mínimo de una en el mes
calendario respectivo. Esta retribución
tiene el carácter de honorario para todos
los efectos legales.
Dietas percibidas por el Directorio
RUT Directores Cargo
Cifras en pesos
2008
Cifras en pesos
2009
6.44.699-1 Rodrigo Azócar H. Presidente 0 0
16.654.431-9 Marcelo Tokman R. Director 8.144.426 8.404.897
8.273.459-7 José Tomás Morel L. Director 8.805.759 8.404.897
3.942.621-8 Alejandro Pérez R. (*) Director 8.810.965 8.404.897
7.296.858-1 David Jana B. Director 0 0
(*) En su condición de empleado de Enap Sipetrol S.A., este Director percibió también una remuneración anual equivalente de M$ 65.459.
Nota: Los Directores Srs. Rodrigo Azócar Hidalgo y David Jana Bitrán pertenecen a la plana ejecutiva de ENAP y no perciben dieta por formar parte del Directorio.
E N A P S I P E T R O L S . A . • M E M O R I A A N U A L 2 0 0 9 7

5. Administración
8
Gerente General
Nelson Muñoz Guerrero
Geólogo
RUT: 8.090.601-3
Gerente de Exploración
Lisandro Rojas Galliani
Geólogo
RUT: 9.832.871-8
Gerente de Producción y Desarrollo
Sergio Azzari Maldonado
Ingeniero Civil Hidráulico
RUT: 6.362.033-5
Gerente de Planificación Estratégica
y Desarrollo de Negocios
Julio Bertrand Planella (*)
Ingeniero Civil Industrial
RUT: 11.834.121-K
(*) El Gerente de Planificación Estratégica y Desarrollo de Negocios de Enap Sipetrol S.A., Julio Bertrand Planella, ejerció este cargo hasta el 1 de
diciembre de 2009, fecha en que fue designado como Gerente Comercial de la Matriz ENAP.
E N A P S I P E T R O L S . A . • M E M O R I A A N U A L 2 0 0 9

6. Remuneraciones de ejecutivos e indemnizaciones por años de servicio
Remuneraciones a plana ejecutiva
Las remuneraciones pagadas en 2009 a la
plana ejecutiva superior de Enap Sipetrol
S.A. ascendieron a $ 434 millones. Los
cargos considerados en la mencionada
suma corresponden a cuatro ejecutivos
superiores.
Indemnizaciones
Durante el ejercicio 2009, la empresa pagó
a ejecutivos superiores por concepto de
indemnización por años de servicio $122
millones.
Sistema de Renta Variable
Enap Sipetrol S.A. cuenta con un Sistema de
Renta Variable (SRV) que aplica a sus ejecutivos.
Los factores que se toman en cuenta en
el modelo para la determinación del incentivo
son los resultados de la empresa y el nivel de
cumplimiento de las metas individuales y de
área.
E N A P S I P E T R O L S . A . • M E M O R I A A N U A L 2 0 0 9 9

7. Organigrama
Gerente de Desarrollo
Rodrigo Bloomfield Sandoval
10
Dirección de Medio Ambiente
y Responsabilidad Social
Christian Brunner Contreras
E N A P S I P E T R O L S . A . • M E M O R I A A N U A L 2 0 0 9
Gerencia de
Exploración
Lisandro Rojas Galliani
Gerencia General
Argentina
Claudio Aldana Muñoz
Directorio
ENAP Sipetrol S.A.
Gerencia General
Nelson Muñoz Guerrero
Gerencia de Producción
y Desarrollo
Sergio Azzari Maldonado
COMITÉ EXPERTO DE
NEGOCIOS Y RECURSOS
Gerencia General
Egipto
Roberto Mcleod Glasinovic
Gerencia General
Ecuador
Eduardo Tapia Alvallay

8. Descripción y trayectoria
Enap Sipetrol S.A. es una filial de la Empresa
Nacional del Petróleo (ENAP), creada el 24 de
mayo de 1990, bajo el nombre de Sociedad
Internacional Petrolera S.A. (Sipetrol S.A.).
Depende funcionalmente de la Línea de
Negocios de Exploración y Producción
de ENAP que es el área encargada de
desarrollar las actividades relacionadas con
la exploración y explotación de yacimientos
de hidrocarburos.
En Junta Extraordinaria de Accionistas
de fecha 2 de marzo de 2005, se aprobó
cambiar el nombre de la sociedad por
el de Enap Sipetrol S.A.. Mediante Junta
Extraordinaria de Accionistas Nº 10
celebrada el 24 de septiembre de 1999,
se aprobó la ampliación del objeto social.
Esto para permitirle a la sociedad realizar la
comercialización en Chile o en el extranjero
de hidrocarburos provenientes de sus
propias actividades en el exterior o de
actividades de sus filiales, como también
brindar servicios de asesoría, tanto en Chile
como en el extranjero, en actividades de
exploración, explotación y beneficio de
yacimientos de hidrocarburos.
Las filiales y sucursales de la sociedad
vigentes con participación en activos son:
Enap Sipetrol Argentina S.A.
Constituida el 17 de julio de 1997 bajo las
leyes de la República Argentina. Tiene
participación en los bloques del Área
Magallanes (50%), CAM 2A Sur (50%),
Pampa del Castillo – La Guitarra (100%) y
Campamento Central – Cañadón Perdido
(50%). Además participa en exploración en
los bloques La Invernada (50%) y E2 (33%)
(ex CAM 1 y CAM 3).
Enap Sipetrol S.A., Sucursal Ecuador
Sucursal registrada en Ecuador el 28 de
octubre de 1992. Es titular de Contratos
de Servicios Específicos para el Desarrollo
y Producción de Petróleo Crudo en los
campos Mauro Dávalos Cordero (MDC) y
Paraíso, Biguno y Huachito (PBH), en la
región amazónica ecuatoriana.
Con fecha 12 de noviembre de 2008, la
Superintendencia de Compañías de Ecuador
autorizó cambiar el nombre de Sociedad
Internacional Petrolera S.A. a su actual
denominación Enap Sipetrol S.A., la que fue
inscrita en el Registro Mercantil del Cantón
de Quito y en la Dirección Nacional de
Hidrocarburos con fechas 26 de noviembre y
19 de diciembre de 2008, respectivamente.
Con fecha 15 de septiembre de 2008 se
constituyó la compañía denominada Golfo
de Guayaquil Petroenap, Compañía de
Economía Mixta, en la ciudad de Quito,
Ecuador. Enap Sipetrol S.A., a través de la
sucursal en Ecuador, suscribió 40 acciones
Tipo “B” que representan el 40% del capital
social.
Sipetrol International S.A.
Sociedad Anónima Financiera de Inversión,
constituida bajo las leyes de la República
Oriental del Uruguay, adquirida en junio
de 1998. Participa en actividades de
exploración, explotación y beneficio de
hidrocarburos en Egipto en los bloques
East Rast Qattara (50,5%), y actividades de
exploración en Bloque 2 – Rommana (40%)
y Bloque 8 – Sidi Abd El Rahman (30%).
Otras
Con fecha 30 de junio de 2008, fue inscrito
en el Registro de la Junta Comercial Do
Brasil Do Río de Janeiro, la disolución de la
ex-filial Enap Sipetrol Brasil Ltda.
Enap Sipetrol (UK) Limited, se encuentra
en proceso de cierre de sus operaciones, el
cual se espera concluir en el transcurso del
año 2010. Enap Sipetrol S.A. tiene un 100%
de participación en el capital social.
Sociedad Internacional Petrolera ENAP
Ecuador S.A., constituida el 19 de julio de
2002, sin actividad económica.
Enap Sipetrol S.A., Sucursal Venezuela,
constituida el 24 de junio de 1994, sin
actividad económica.
E N A P S I P E T R O L S . A . • M E M O R I A A N U A L 2 0 0 9 11

9. Hitos de la gestión
El 11 de marzo, Enap Sipetrol S.A. a través
de su Filial Sipetrol International S.A.
culminó el proceso de venta del total de
su participación (50%), en el Bloque North
Bahariya, en el desierto occidental de
Egipto. Se adjudicó este activo la compañía
egipcia Sahara North Bahariya Limited,
generando para la empresa un flujo neto
de caja de US$ 65,5 millones.
En abril, la sucursal en Egipto dio
cuenta de un nuevo pozo productor
de petróleo denominado Alzahraa-1,
ubicado en el bloque East Ras Qattara.
Este descubrimiento se suma a otros
cinco obtenidos por la Empresa en dicha
concesión, desde noviembre de 2006. De
este modo, y pese a la venta del Bloque
North Bahariya, Enap Sipetrol Egipto elevó
su producción en 50,8% en este país, con
824.700 barriles, con buenas proyecciones
de incremento en el futuro.
En noviembre, la sucursal en Ecuador,
fue distinguida en el séptimo lugar, entre
las 18 mejores empresas para trabajar,
según la encuesta que cada año realiza
Great Place to Work Institute a un grupo
de 70 empresas de diferentes rubros. Este
reconocimiento recibido por cuarto año
consecutivo, demuestra el compromiso y
visión de los trabajadores de la compañía
dado que se basa en encuestas realizadas a
colaboradores de la empresa tanto internos
como contratista.
12
E N A P S I P E T R O L S . A . • M E M O R I A A N U A L 2 0 0 9
La organización alineada con la Estrategia
La gestión de personas durante 2009
estuvo orientada a la implementación del
nuevo Mapa Estratégico corporativo de
ENAP, desde la perspectiva del aprendizaje
y del crecimiento de las personas, lo que
se reflejó en la priorización de aquellos
focos con mayor contribución para el
cumplimiento de la estrategia del negocio.

10. Gestión de Personas y Organización
Sistema de Gestión del Desempeño
Durante el año 2009 en Enap Sipetrol S.A.
se implementó el Sistema de Gestión del
Desempeño (SGD), a partir de la habilitación
de una plataforma interactiva en Intranet
corporativa. El objetivo de este proceso es
favorecer el mejoramiento continuo del
desempeño individual y de los equipos,
para garantizar así el cumplimiento de las
metas del negocio.
Capacitación
Durante el año 2009, Enap Sipetrol S.A. ha
continuado invirtiendo en la capacitación y
el desarrollo de las personas, focalizando
las acciones formativas en la disminución
de brechas de competencias críticas con el
Dotación Enap Sipetrol S.A. (1)
País 2008 2009
Chile 115 111
Argentina 190 167
Ecuador 61 83
Egipto 64 63
Totales 430 424
(1) sólo considera personal con contrato
indefinido y fijo
fin de contribuir de manera más decisiva
al logro de los objetivos estratégicos y
teniendo presente la optimización de los
presupuestos de capacitación. Para ello se
utilizaron algunos criterios de contención
de costos que permitieron poner foco solo
en lo más relevante y crítico, basado en
competencias.
De esta manera, en el período señalado se
realizaron 13.237 horas de capacitación, las
que se distribuyen en las distintas filiales
según el cuadro siguiente:
Gestión del Conocimiento
A lo largo del 2009 se definieron y
desarrollaron diversas iniciativas que
persiguieron asegurar la transferencia
del capital intelectual experto, con el fin
Capacitación Enap Sipetrol S.A. y Filiales
Dotación de Enap Sipetrol S.A. y Filiales 2009
de otorgar sustentabilidad a la empresa y
permitir alcanzar los objetivos estratégicos
de cada área.
Este programa que viene en continuidad
con lo desarrollado el año 2008, se centró
en dos focos críticos; Identificar y dar
solución a las necesidades de transferencia
en Conocimiento Crítico en las diferentes
áreas e identificar y dar solución a las
necesidades prospectivas de conocimiento.
En dicho programa se transfirieron
conocimientos expertos internos en más de
20 actividades y para más de 200 personas
de todas las Unidades de Negocio en
aspectos críticos para su gestión.
Las actividades se desarrollaron por
Chile Argentina Ecuador Egipto Total
Horas 4.439 5.468 1.479 1.851 13.237
Dotación 111 167 83 63 424
Ratio (promedio) 40,0 32,2 17,8 29,4 31,2
Gerentes, directores Trabajadores Total
y jefes de deptos. (Profesionales-técnicos)
Enap Sipetrol 15 96 111
Enap Sipetrol Argentina 12 155 167
Enap Sipetrol Ecuador 8 75 83
Enap Sipetrol Egipto 7 56 63
Total Enap Sipetrol S.A. 42 382 424
E N A P S I P E T R O L S . A . • M E M O R I A A N U A L 2 0 0 9 13

diversas metodologías; transferencias in
situ, comunidades de práctica, grupo de
expertos, Live Meeting o capacitación a
distancia que permite el intercambio en
línea desde cualquier punto del mundo en
donde se encuentre ubicado el participante.
Todas estas actividades se difundieron a
la organización por la página de intranet
con el fin de continuar transfiriendo
conocimientos, promoviendo la integración
de las áreas de la empresa y potenciando las
sinergias con el fin de alcanzar los objetivos
organizacionales.
Programa Iguala
El objetivo del Programa Iguala y sus
iniciativas, se basa en contribuir a un
cambio cultural que genere mayor igualdad
en lo laboral y familiar, entre mujeres
y hombres. Para ello, junto al Servicio
Nacional de la Mujer, (Sernam) se construyó
un diagnóstico que permitió observar el
estado de situación de la empresa respecto
a prácticas laborales desde una perspectiva
de género y además elaborar un Plan de
Acción Positiva junto a la empresa con
objetivos, actividades, plazos, resultados
esperados, verificadores y responsables.
Esta iniciativa se desarrolló a través de
convenio entre Enap Sipetrol S.A. y el
SERNAM, logrando un reconocimiento de
Buenas Prácticas Laborales con Equidad de
Género de la empresa en enero de 2010.
Programa de Calidad de Vida
El Programa de Calidad de Vida que
promueve los estilos de vida saludable
y el autocuidado, y la disminución de
14
E N A P S I P E T R O L S . A . • M E M O R I A A N U A L 2 0 0 9
los factores de riesgo y causales de
incidentes en enfermedades y accidentes
cardiovasculares, ausentismo laboral
y gastos de salud, se enmarca en el
Protocolo de Calidad de Vida, que señala
como principios rectores la concepción de
la persona como una unidad bio-psicosocial,
el fomento de una cultura de calidad
de vida y la responsabilidad compartida
(empresa-trabajador). Las iniciativas que ha
desplegado el Plan son las siguientes:
a) Diagnóstico de Salud
Realización de exámenes preventivos
médicos individuales, determinación
del Perfil de Salud de la empresa, e
identificación del grupo de riesgo.
b) Programa de Prevención de Riesgo
Cardiovascular
Incorporación del grupo de riesgo a un
control y seguimiento médico y nutricional
y de acondicionamiento físico.
c) Programa de Control de Calidad de
la Alimentación porporcionada de los
trabajadores
Consulta y control nutricional al conjunto de
la población y control de la producción de
alimentos en el casino de la empresa.
d) Programa de Acondicionamiento Físico
En la forma de convenios con gimnasios y
clubes deportivos.
e) Promoción de la Calidad de Vida y la
Salud
Actividades educativas permanentes a
través de charlas, artículos en intranet y
otros.
f) Programa de Salud Ocupacional
Diagnóstico de aspectos ergonómicos
y del ambiente físico de trabajo (aire,
iluminación), y recomendaciones de
mejoras al área de servicios.
g) Programa de Preparación para la
Jubilación
Ciclo de ocho talleres mensuales en los
que se abordaron tópicos del desarrollo
personal asociados al ciclo vital y aquellos
relacionados con la previsión social
(pensiones, salud) y legales.
Situación Mercado Internacional
Durante 2009 la demanda mundial por
petróleo bajó en 1,7 millones de barriles
por día (MMbpd) con respecto a 2008,
totalizando 84,1 MMbpd, mientras que la
oferta se contrajo en 1,2 MMbpd, a 84,2
MMbpd, aumentando en consecuencia el
nivel de los inventarios mundiales de petróleo
a una tasa de 100.000 barriles por día.

11. Entorno del negocio
El impacto de la recesión mundial afectó
principalmente la demanda de los países
más desarrollados, agrupados en la
Organización de Cooperación y Desarrollo
Económico (OCDE), que cayó en 2,2
MMbpd, mientras que el consumo del resto
del mundo creció en 500.000 bpd, liderado
por el crecimiento del consumo de China.
En cuanto a la oferta, el suministro
total de la OPEP (de petróleo crudo más
condensados y líquidos de gas natural) bajó
1,9 MMbpd, contrarrestado parcialmente
por un aumento de 700.000 bpd del
resto del mundo. El descenso de la oferta
de la OPEP se explica por una brusca baja
del suministro de petróleo crudo, en 2,2
MMbpd, debido de la política del grupo
de restringir la producción para detener la
aguda caída del precio mundial iniciada en
septiembre de 2008.
La intervención de la OPEP para detener
el colapso del precio del crudo fue exitosa
Mercado mundial del petróleo 2008-2009
(Cifras en millones de barriles diarios)
2008 2009 Variación
DEMANDA 85,8 84,1 -1,7
OCDE 47,6 45,4 -2,2
No-OCDE 38,2 38,7 0,5
OFERTA 85,4 84,2 -1,2
Ex-Unión Soviética 12,5 12,9 0,4
Resto no-OPEP 37,1 37,4 0,3
GNL y condensados OPEP 4,5 4,8 0,3
Crudo OPEP 31,3 29,1 -2,2
VARIACIÓN INVENTARIOS -0,4 0,1
Fuente: Departamento de Energía, EEUU “Short Term Energy Outlook
January 2010”
y lo suficientemente rápida para impedir
una acumulación excesivamente grande
de inventarios de petróleo a nivel mundial,
a medida que caía la demanda. Debido a
que las variaciones de la producción de los
principales exportadores de la OPEP afectan
el mercado con un desfase del orden de dos
meses, que es el tiempo promedio para
el transporte desde el Golfo Pérsico hacia
los principales mercados consumidores en
Estados Unidos, Europa y Lejano Oriente),
la acción preventiva de la OPEP fue también
oportuna.
Así, la producción de crudo de la OPEP que
alcanzó en julio de 2008 su máximo en el
año de 32,8 MMbpd, cayó a 28,5 MMbpd en
enero de 2009 y luego a su mínimo del año
en marzo, 27,7 MMbpd, lo que se traduce
en una baja acumulada de 5,2 MMbpd, con
respecto a julio de 2008. Posteriormente,
la producción subió gradualmente para
acomodarse al repunte de la demanda
mundial en el segundo semestre, cerrando
el año con 29,0 MMbpd en diciembre de
2009.
Precio del Crudo Marcador WTI
El precio promedio del crudo marcador
internacional West Texas Intermediate
(WTI) fue de 61,9 US$/barril en 2009, con
una caída de 38,2% con respecto al precio
promedio de 2008 (100,1 US$/barril).
No obstante, a lo largo de 2009,
predominó una tendencia alcista en el
precio, recuperándose éste del bajo nivel
E N A P S I P E T R O L S . A . • M E M O R I A A N U A L 2 0 0 9 15

de comienzos del año, a medida que la
contracción de la oferta de crudo de la
OPEP antes mencionada redujo la oferta
global lo suficiente para adecuarse a la
menor demanda provocada por la recesión
económica mundial. Posteriormente, el
repunte de la demanda estadounidense y el
crecimiento de las economías emergentes
del Asia consolidaron la recuperación del
precio, requiriéndose incluso un aumento
de la producción de la OPEP en el segundo
semestre para impedir un alza excesiva
del precio que, se temía, interrumpiera la
recuperación económica mundial.
El precio del crudo partió el año en 46
US$/bbl, siguiendo tendencia descendente
iniciada a fines de julio de 2008; y se hizo
especialmente aguda a partir de septiembre
de ese año, lo que lo llevó al mínimo anual
de 34 US$/bbl, a mediados de febrero. La
contracción de la oferta de la OPEP iniciada
en noviembre de 2008 impactó finalmente
al mercado a fines de febrero, lo que hizo
subir el precio en una rápida escalada al
rango de 45 a 55 US$/barril que predominó
desde mediados de marzo hasta mediados
de mayo.
En el período abril-junio la oferta de la OPEP
se estabilizó en alrededor del mínimo anual
de 27,5 MMbpd, lo que hizo que el precio
empezara una nueva escalada alcista desde
mediados de mayo para estabilizarse en 70
US$/bbl durante junio.
En suma, el menor suministro de la OPEP
permitió la recuperación del precio del
crudo, a lo que contribuyó un repunte de
la demanda por gasolina en los Estados
Unidos y el dinamismo de las economías de
China e India, lo cual contrastó con la baja
16
E N A P S I P E T R O L S . A . • M E M O R I A A N U A L 2 0 0 9
Precio WTI versus producción OPEP desfasada 2 meses
Miles bdp US$/bbl
32.000
31.000
30.000
29.000
28.000
27.000
26.000
31,1 millones
barriles/día
ene 09
feb 09
39,16 US$/bbl
mar 09
Volumen Precio WTI
abr 09
27, 6 millones
barriles/día
Precio crudo WTI diario en 2009 (US$/bbl)
90
80
70
60
50
40
30
20
14 ene
28 ene
10 feb
33,980 US$/bbl
24 feb
09 mar
20 mar
02 abr
16 abr
19 abr
may 09
jun 09
12 may
26 may
08 jun
19 jun
jul 09
02 jul
16 jul
ago 09
29 jul
11 ago
sep 09
24 ago
04 sep
18 sep
01 oct
78,05 US$/bbl
oct 09
14 oct
27 oct
nov 09
dic 09
80,930 US$/bbl
90
80
70
60
50
40
30
09 nov
20 nov
07 dic
18 dic

demanda en Europa, debido a la recesión.
Estos mismos factores mantuvieron el
precio al alza en el segundo semestre del
año, aunque con retrocesos transitorios,
alcanzando el precio su nivel más alto del
año, subiendo al rango de entre 75 y 80
US$/bbl, durante octubre. Los indicios
de un sobrecalentamiento del mercado
llevaron a que, sin anunciar un cambio en la
política de producción, la OPEP empezara a
bombear más petróleo ya a partir de mayo,
lo que impidió que el precio subiera mucho
más allá de los 80 US$/bbl.
Aunque no se estableció formalmente en
las reuniones interministeriales de la OPEP,
en la práctica, la organización pasó de un
sistema de cuotas de producción –vigente
desde 1999-, a un esquema orientado a
mantener un rango meta para el precio
mundial del petróleo. Refrendando esto,
varios de los miembros de la organización,
notoriamente Arabia Saudita, declararon
unilateralmente la deseabilidad de
un precio en torno a los 75 US$/bbl,
fundamentándose en que un precio mucho
mayor pondría en peligro la entonces
incipiente recuperación de la economía
mundial, mientras que un precio mucho
menor afectaría la rentabilidad de invertir
en expansión de la capacidad de producción
de petróleo, lo que llevaría eventualmente
a otro período de explosión de precios
al reanudarse el crecimiento económico
mundial.
Hacia fines del año, el mayor suministro
de crudo y la entrada en servicios de
nuevas grandes refinerías en India y China,
coincidieron con un comienzo del invierno
boreal con temperaturas muy benignas, lo
que se tradujo en una sobreoferta de diesel
a nivel mundial, deprimiendo su precio y
reduciendo los márgenes de las refinerías
en Estados Unidos y Europa. Esto finalmente
llevó a una caída en el consumo de crudo
e hizo retroceder el precio desde los altos
niveles observados en octubre, a menos de
70 US$/bbl a comienzos de diciembre. Pero
las primeras tormentas de nieve hicieron
revivir la demanda y el precio cerró el año
a 79 US$/bbl.
Inversiones
Las inversiones ejecutadas por Enap Sipetrol
S.A. en 2009 alcanzaron los US$ 129,8
millones de dólares. De este monto US$
73,0 millones fueron ejecutados por Enap
Sipetrol Argentina S.A.; US$ 14,2 millones
por Enap Sipetrol S.A., Sucursal Ecuador y
US$ 42,6 millones por Sipetrol International
S.A., Sucursal Egipto.
E N A P S I P E T R O L S . A . • M E M O R I A A N U A L 2 0 0 9 17

12. Gestión de inversión y financiamiento
Argentina
Las inversiones en este país se concentraron
en los activos Pampa del Castillo y E2. En
el primero de ellos, la actividad estuvo
centrada en reparaciones, workover y
mejoras extractivas (trabajos de pozos),
como así también en la mejora de las
instalaciones de producción, con el objetivo
de continuar con la explotación de reservas
del yacimiento.
En el proyecto E2, la exploración llevada a
cabo por la filial constituyó una de las más
importantes actividades hidrocarburíferas
en la región; lo cual volvió a posicionar
a Enap Sipetrol Argentina S.A., como
una importante empresa operadora
especializada en off-shore, con plena
actividad exploratoria.
Egipto
Se continuó con las actividades de
exploración y desarrollo del campo East
Rast Qattara, las que permitieron aumentar
significativamente la producción y las
reservas del bloque, luego de los resultados
de la perforación de tres pozos exploratorios
y de tres de desarrollo, incluyendo la adición
de un nuevo yacimiento descubierto Al
Zahraa.
En el bloque exploratorio Rommana se
dio inicio a la adquisición de sísmica 3-D,
mientras que en el bloque costa afuera, Sidi
Abd El Rahman, se concluyó el proceso de
adquisición, procesamiento e interpretación
de sísmica 3-D, y se perforó el primer pozo
exploratorio de compromiso contractual,
con descubrimiento de petróleo pero no en
cantidades comercialmente favorables.
Finalmente, en el manejo de la cartera
18
E N A P S I P E T R O L S . A . • M E M O R I A A N U A L 2 0 0 9
de proyectos, en Egipto se concretó
exitosamente la venta y transferencia de la
participación de Enap Sipetrol S.A, a través
de su filial Sipetrol International S.A., en el
bloque North Bahariya a la nueva compañía
operadora North Bahariya Limited.
Ecuador:
En este país se impulsó una serie de
iniciativas orientadas a la gestión de
costos, a la optimización de la producción
y a incrementar el valor de los activos. Entre
ellas destaca el inicio del proyecto eléctrico
en Paraíso, Biguno y Huachito (PBH), el cual
permitirá a partir del 2010 una reducción
importante del costo operativo mediante
la generación de energía, utilizando el gas
sobrante en Mauro, Dávalos, Cordero (MDC)
y reemplazando el uso de diesel como
combustible. Además se implementaron
nuevas completaciones duales concéntricas
en el activo MDC, lo cual permitió mejorar
la producción de este campo.
En el ámbito de los nuevos negocios, se
iniciaron las gestiones ante Petroproducción
y la Dirección Nacional de Hidrocarburos de
Ecuador para obtener la autorización para
el inicio de un plan piloto en el Campo MDC,
que permita evidenciar los beneficios de un
proyecto de recuperación mejorada y, por
ende, una nueva etapa de inversiones en
este campo. Asimismo, en lo que respecta
a las oportunidades de crecimiento, y
dentro del marco de la Alianza Estratégica
existente entre Petroecuador y Enap, se
presentó una propuesta para la exploración
y desarrollo del Bloque 40, ubicado en la
zona del Golfo de Guayaquil, la cual será
negociada en 2010.
Financiamiento
El financiamiento de los proyectos de
inversión de Enap Sipetrol S.A., se realiza
principalmente con depreciaciones y
castigos, capitalización o retención de
utilidades, cuando existen, saldos de caja
y endeudamiento con la matriz. También
existe endeudamiento con bancos
comerciales.
El endeudamiento de la empresa con la
matriz se indexa a una tasa de interés
flotante, considerando el costo “all in”
logrado por ENAP en el mercado nacional
o internacional, sobre la base de la tasa
libor (principalmente bonos de largo plazo,
créditos bilaterales y sindicados).
El endeudamiento con bancos comerciales
es suscrito a través de la Filial en Argentina,
que requiere el financiamiento, para lo cual
se opera según lo señalado en la Política
Financiera Corporativa de ENAP.
En la industria de la exploración y producción
de petróleo, la empresa compite con otras
compañías para acceder a concesiones en
diversas partes del mundo.
El margen de explotación es afectado
por factores no controlables de precio de
petróleo crudo y gas, que inciden en los
ingresos por venta y en el costo directo de
explotación. Para lo anterior, se analizan y
ajustan periódicamente las estructuras de

13. Factores de riesgo de mercado
costos y su optimización operacional.
El factor de riesgo geológico, definido por las
probabilidades de éxito o fracaso asociado
a la exploración se mitiga a través de la
diversificación de bloques exploratorios.
El endeudamiento con bancos comerciales
suscrito por la filial en Argentina, es
conducido por Enap Sipetrol S.A. y ENAP,
conforme a los términos señalados en la
Política Financiera Corporativa de ENAP.
La participación en el mercado se
sostiene con el crecimiento de reservas y
producción. Enap Sipetrol S.A. concentra
sus inversiones en segmentos definidos en
Latinoamérica, Medio Oriente y Norte de
África. Cada segmento está afecto a riesgos
específicos de la industria definidos por la
administración gubernamental de cada
país.
En el primer segmento, específicamente
para la filial Argentina, existe una restricción,
establecida por la Secretaria de Energía,
organismo que regula las exportaciones
de crudo en ese país que establece la
obligatoriedad de ofertar a las 16 refinerías
locales el petróleo crudo disponible antes
de acceder al mercado externo, lo que hace
que no exista seguridad para posicionar
producción en el mercado externo.
Con fecha 19 de noviembre de 2007 se
publicó en el Boletín Oficial de la República
Argentina la Resolución del Ministerio de
Economía N0 394-2007. Esta aumenta los
valores de derechos de exportación para
hidrocarburos.
Con fecha 12 de marzo de 2008, se publicó en
el Boletín Oficial de la República Argentina
la Resolución del Ministerio de Economía
y Producción N0127/2008, modificatoria
del artículo de la Resolución N0534/2006.
La nueva resolución eleva los derechos de
exportación del gas natural llevándolos al
100% del precio de gas natural importado
más caro que compre Argentina en cada
momento.
Las operaciones de la sucursal en Ecuador
se concentran en virtud del Contrato de
Servicios Específicos para el Desarrollo y
Confirmación de Reservas con la empresa
estatal ecuatoriana Petroecuador, con la
cual se ha convenido que la totalidad de la
producción es entregada a dicha sociedad
a un precio establecido contractualmente.
E N A P S I P E T R O L S . A . • M E M O R I A A N U A L 2 0 0 9 19

14. Síntesis de resultados
Síntesis de la Gestión
Durante el año 2009, Enap Sipetrol S.A.,
obtuvo una producción de hidrocarburos
de 8,472 millones de barriles de petróleo
equivalentes (MMboe), ubicándose 4%
por sobre la del año 2008. La producción
de Ecuador se ubicó por bajo lo previsto,
mientras que la producción de Egipto
y Argentina, se ubicaron por sobre el
programa. La disminución en relación
con el año anterior se explica por la
declinación natural de los yacimientos
y algunas dificultades operativas en
Ecuador, esta disminución fue atenuada
por una mayor productividad de pozos
gasíferos en Argentina y las contribuciones
extraordinarias de producción de Egipto
que obtuvo una campaña por sobre lo
esperado.
En cuanto a la gestión operacional,
destaca la implementación de la Política
de Confiabilidad Operacional, en todos
los centros productivos, cuyo objetivo
fundamental es la detección y mitigación de
las amenazas activas, así como mejorar las
prácticas operacionales, en lo general, y de
las aplicaciones de ingeniería, producción
y mantenimiento, en lo particular. Esta
iniciativa tuvo resultados positivos al no
materializarse ningún evento perjudicial
para la continuidad del negocio productivo.
En Argentina, mediante el apoyo de la
consultora Wood Mackenzie, se realizó
un primer diagnóstico de la situación
operacional, de los proyectos y de la
gestión del equipo ejecutivo. Este sería el
primer elemento para el diseño de un plan
de acciones principales a ser evaluadas e
implementadas en el corto plazo, con la
20
E N A P S I P E T R O L S . A . • M E M O R I A A N U A L 2 0 0 9
finalidad de revertir la situación financiera
de la filial.
Durante el año 2009, se creó un equipo
de trabajo multidisciplinario para evaluar
alternativas de negocios asociados al activo
Campamento Central Cañadón Perdido,
como así también, tener un mejor control,
involucramiento y contacto con la empresa
operadora del yacimiento, YPF S.A.
En el área costa afuera E-2, ubicado en
Cuenca Austral, Argentina, se concretó el
proyecto Hélix E2, conformado por Enap
Sipetrol Argentina S.A., YPF S.A. y la Empresa
Estatal Argentina de Energía (ENARSA),
perforándose tres pozos exploratorios que,
si bien no fueron exitosos desde el punto
de vista comercial, aportaron una valiosa
información geológica para continuar
estudiando esta área (aproximadamente
14.000 Km2) en búsqueda de nuevas
reservas de hidrocarburos.
Por otro lado, mediante la suscripción de
un acuerdo con US-EPA (US- Environmental
Protection Agency), se realizó un estudio
con mediciones de campo en Pampa del
Castillo para la determinación de emisiones
de metano en dichas instalaciones. El
reporte plantea alternativas de mitigación
de pérdidas de dicho gas de efecto
invernadero y análisis costo-beneficio para
la propuesta de proyectos rentables.
En Egipto, el 11 de Marzo culminó el proceso
de venta de la participación de Enap
Sipetrol S.A. a través de su filial Sipetrol
International S.A. (50%) en el Bloque North
Bahariya, en el desierto occidental de dicho
país, generando un flujo neto de caja de US$
65,5 millones. En cuanto a otros aspectos
relevantes, en el mes de diciembre, la
producción en el Bloque East Rast Qattara,
tuvo una producción acumulada superior
en 49%, debido al mejor rendimiento
productivo de los pozos Shahd SE-2 y Al
Zahraa-1. La producción de diciembre fue de
6.250 bopd, un 149% superior al programa
debido a los siguientes acontecimientos:
(i) El pozo de desarrollo Al Zahraa
2 comenzó su producción a fines
de noviembre de 2009, con una
producción promedio de 800 bopd,
equivalentes al 13% de la concesión.
(ii) El pozo exploratorio Al Zahraa -1
superó el pronóstico de 950 bopd y
actualmente tiene una producción de
2.227 bopd, equivalentes al 37% de la
concesión.
(iii) El pozo Shahd SE-2 ha mostrado una
alta producción y estable, debido a
la demora del ingreso de agua. La
producción diaria fue de 1.804 bopd
equivalente al 30% de la concesión.
Por otra parte, durante el 2009 se iniciaron
las gestiones ante Petroproducción y la
Dirección Nacional de Hidrocarburos para
obtener la autorización para el inicio de un
plan piloto en el Campo MDC que permita
evidenciar los beneficios de un proyecto
de recuperación mejorada y por ende una
nueva etapa de inversiones en este campo,
sujeta a un nuevo proceso de negociación y
ampliación de este contrato.
Resultados
El resultado de Enap Sipetrol S.A. se tradujo
en un Ebitda de US$ 162 millones en 2009,
lo que equivale a una disminución del 0,4%,
respecto del ejercicio 2008. El resultado

final de la empresa alcanzó una utilidad,
después de impuestos, de US$ 13,7 millones,
menor en 27,8% al logrado en 2008.
El margen operacional consolidado a
diciembre de 2009 presenta una disminución
de 39,4%, comparado con diciembre de
2008, pasando de US$ 114,8 millones en
2008, a US$ 69,6 millones en 2009.
Por otro lado, los costos de venta
disminuyeron en 17,8% (US$ 48,8 millones),
pasando de US$ 273,8 millones en 2008 a
US$ 225,0 millones en 2009. Lo anterior se
vio compensado por una disminución de los
ingresos ordinarios de 24,2% pasando de
US$ 388,6 millones en 2008 a US$ 294,6
millones en 2009.
Los otros gastos de operación
experimentaron un incremento de US$
23,1 millones. Este incremento se explica,
principalmente, por los resultados negativos
de campañas exploratorias en Argentina y
Egipto. Lo anterior se vio compensado por
el incremento de US$ 39.1 en ganancias de
operaciones discontinuadas producto de
la venta del proyecto North Bahariya en
Egipto en 2009.
Activos
Los activos corrientes de la Empresa
alcanzaron a US$ 118,0 millones en 2009,
en comparación con los US$ 177,7 millones
del ejercicio anterior, lo que representa
una disminución de 33,6% producto de
la recuperación de deudores comerciales
y la venta del proyecto North Bahariya
en Egipto. En términos generales, los
activos no corrientes disminuyeron en
US$ 18,6 millones, lo que equivale a 4,0%
respecto de 2008, debido principalmente
a los resultados negativos en las campañas
exploratorias en Argentina y Egipto.
Pasivos
El pasivo corriente muestra una
disminución de US$ 44,5 millones, que
equivalente a un 26,0%, respecto del año
anterior producto de la disminución de
acreedores comerciales y cuentas por pagar
a entidades relacionadas. Mientras que el
pasivo no corriente también disminuyó en
US$ 48,7 millones, debido a la disminución
de documentos y cuentas por pagar a
empresas relacionadas.
Patrimonio
El patrimonio neto a diciembre de 2009,
respecto de los saldos al 31 de diciembre
de 2008 aumento en US$ 14,9 millones,
lo que representa un 5,6%. Esta variación
se explica por el resultado positivo del año
2009 y los efectos de los ajustes de primera
adopción de IFRS.
Liquidez
El índice de liquidez pasa de 1,04 en 2008
a 0,93 en 2009, reflejando la disminución
de los activos de mayor liquidez (US$ 56,0
millones) respecto de los pasivos corrientes
de mayor liquidez (US$ 44,5 millones),
producto del pago de deuda con casa
matriz, con flujos provenientes de la venta
del Bloque North Bahariya en Egipto.
Endeudamiento
La disminución del índice de endeudamiento
a 1,00 en el ejercicio 2009, respecto 1,40
durante el 2008, se debió principalmente
a disminuciones de las obligaciones por
el pago de las líneas de créditos a bancos
en Argentina. En junio de 2009 la filial en
Argentina obtuvo un crédito con el Banco
Bladex por US$ 65,0 millones.
Producción de Petróleo
Luego de aplicar los descuentos
correspondientes a los contratos en
Ecuador y Egipto, el volumen de petróleo
producido por Enap Sipetrol S.A. en el
exterior fue de 6,28 millones de barriles,
cifra que representa una leve disminución,
de 0,7%, respecto del año anterior. Esta
baja se explica, en parte, por la disminución
de producción en Ecuador, debido a la
declinación natural de los yacimientos y a los
problemas con la reparación y redesviación
de pozos. Esta disminución fue compensada
por una mayor productividad de los pozos
en el Área Magallanes, en Argentina, y
por la puesta en producción de los pozos
Al-Zahraa-1 y 2, en el Bloque East Rast
Qattara de Egipto, los cuales aportaron un
caudal inicial de 2.640 y 1.090 barriles/día,
respectivamente.
Producción de gas natural
La producción de gas natural de Enap
Sipetrol S.A. alcanzó en 2009 a los 373
millones de metros cúbicos (2,2 millones de
barriles equivalentes), con un incremento
de 18,1% respecto de 2008. Este aumento
se explica por el mayor volumen aportado
por los pozos del activo Área Magallanes,
en Argentina, a pesar de las restricciones de
producción por las nominaciones por parte
de Transportadora de Gas del Sur (TGS)
durante el año.
E N A P S I P E T R O L S . A . • M E M O R I A A N U A L 2 0 0 9 21

Producción de petróleo y gas 2009 y 2008
Producción de petróleo de Enap Sipetrol S.A. en 2009
Producción de gas natural de Enap Sipetrol S.A. en 2009
22
E N A P S I P E T R O L S . A . • M E M O R I A A N U A L 2 0 0 9

Síntesis por Países
En línea con el mandato establecido en el
Plan Estratégico de Negocios corporativo
establecido por ENAP, Enap Sipetrol S.A.
concentra sus actividades de exploración
y producción en América Latina, Medio
Oriente y Norte de África (MENA).
América Latina
Argentina
La filial Enap Sipetrol Argentina S.A. actúa
como operador con el 50% de participación
en las concesiones de explotación del Área
Magallanes y en CAM 2 A Sur, y con el
33,33% en el Permiso de Exploración E2 (ex
CAM 1 y CAM 3), todas en la Cuenca Austral
Marina.
En la Cuenca del Golfo San Jorge, es titular
y operador del 100% de la concesión de
explotación Pampa del Castillo-La Guitarra.
También, participa como socio no operador,
con el 50% en la concesión de explotación
de Campamento Central Cañadón Perdido,
donde el operador es YPF S.A.
Al cierre del ejercicio 2009, Enap Sipetrol
Argentina S.A. generó un EBITDA de US$ 67,2
millones, lo cual se explica principalmente
por una ventajosa negociación comercial
de los precios de venta de los crudos
Escalante y Magallanes, y por el efecto
positivo generado por los menores costos
de operación, como consecuencia de
la ejecución de distintas iniciativas de
optimización, planificadas y desarrolladas
durante el año.
En línea con los resultados financieros
positivos, en diciembre de 2009 se procedió
a la extensión del préstamo financiero que la
sociedad posee con el Banco Latinoamericano
de Comercio Exterior (Bladex), por un
monto de US$ 65 millones, obteniendo una
disminución en la tasa que afecta al crédito
de un 0,5% y una prórroga del plazo de
vencimiento del 28 de junio al 27 de diciembre
de 2010.
Con fecha 30 de junio de 2009, Enap Sipetrol
Argentina S.A. y las Uniones Transitorias
de Empresas (UTE) en las que participa (a
excepción de la UTE E2), dieron se acogieron
a la moratoria tributaria propuesta por el
Gobierno de Argentina (Ley 26.476), lo que
implicó la regularización de 48 millones de
pesos argentinos, eliminándose así posibles
contingencias futuras.
Acorde con la política corporativa emanada de
la Casa Matriz, ENAP, en el ámbito de Medio
Ambiente y Responsabilidad Social (HSEQ),
Enap Sipetrol Argentina S.A. focalizó sus
iniciativas en brindar un impulso a la gestión
integral de la empresa. En este contexto, se
revisó la Política Ambiental y de Seguridad,
como así también, la de Salud Ocupacional,
introduciendo cambios que contribuyeron al
fortalecimiento de los Sistemas de Gestión.
Paralelamente, en la búsqueda de la eficiencia
operativa y de gestión, en coordinación con la
consultora internacional Wood-Mackenzie,
se realizaron diagnósticos de autoevaluación
de expectativas de HSEQ, para la
implementación de elementos y directrices,
articulando los procesos de gestión de los
activos y de las áreas funcionales.
Mediante la suscripción de un acuerdo con
EPA de Estados Unidos (Environmental
Protection Agency), se realizó un estudio
con mediciones de campo en Enap Sipetrol
Argentina, con el fin de determinar
las emisiones de metano como gas de
efecto invernadero. El reporte consolida
alternativas de mitigación de pérdidas de
dicho gas y análisis de costo-beneficio.
Finalmente, en lo que HSEQ se refiere, la
operación de Pampa del Castillo superó
con éxito un nuevo proceso de auditoría
externa de seguimiento de la Certificación
de Gestión Ambiental según estándares
internacionales ISO 14001:2004.
Área Magallanes Argentina
La producción de Enap Sipetrol Argentina
S.A. en el yacimiento Área Magallanes,
totalizó 937.000 barriles de petróleo crudo
y de 338,7 millones de metros cúbicos de
gas natural, lo cual arroja una producción
total de 2.927.000 barriles equivalentes.
Esta situación permitió cerrar 2009 con una
mayor producción de petróleo crudo y de
gas natural, de 4% y 1% respectivamente.
En el ámbito de la gestión de calidad, y en
búsqueda de una operación más eficiente
y segura, se continuó con los trabajos
de levantamiento de las observaciones
relevadas de las auditorias realizadas,
ejecutando y avanzando con el programa
de trabajo definido para la superación de
las mismas.
CAM-2A Sur
La producción de Enap Sipetrol Argentina
E N A P S I P E T R O L S . A . • M E M O R I A A N U A L 2 0 0 9 23

S.A. en el yacimiento Poseidón totalizó
29.000 barriles de petróleo crudo y de
37,2 millones de metros cúbicos de gas
natural, lo que arroja una producción de
249.000 barriles equivalentes. El 100% de
la producción de gas natural se vendió en el
mercado interno de ese país.
La producción de petróleo crudo se exportó
a ENAP en Chile, con excepción de algunos
meses, al inicio del año, que fue entregada
al mercado interno, por medio de camiones
hasta el terminal de Cruz del Sur.
Área E2 (ex CAM-1 - CAM-3)
Enap Sipetrol Argentina S.A. es operadora
del Área E2, en la Cuenca Austral Marina
(CAM), en virtud del Convenio de
Asociación, firmado en septiembre de
2006, con la compañía estatal argentina
ENARSA y con YPF S.A., ratificando el
acuerdo previamente suscrito en febrero de
2006.
Posteriormente, suscribió el contrato de
Unión Transitoria de Empresas E2, que
regula la relación de las empresas que
participan en esta alianza y ratifica a Enap
Sipetrol Argentina S.A. como operadora del
Área E2.
El consorcio formado por Enap Sipetrol
Argentina S.A., YPF S.A y la Empresa Estatal
Argentina de Energía (ENARSA), procedió
a la contratación de una plataforma de
exploración off-shore de última generación,
Hélix E2, a través de la cual se perforaron
tres pozos exploratorios en el Área E2, que,
si bien no arrojaron los índices de éxito
esperado por la filial, aportaron una valiosa
24
E N A P S I P E T R O L S . A . • M E M O R I A A N U A L 2 0 0 9
información geológica para continuar
estudiando esta amplia área, de 14.000
Km2, para la búsqueda de nuevas reservas
de hidrocarburos.
Como complemento de las tareas
exploratorias en el Proyecto Hélix E2, Enap
Sipetrol Argentina suscribió más de treinta
contratos conexos, con contratistas de
diferente envergadura, para desarrollar
este proyecto.
Pampa del Castillo-La Guitarra
La actividad en este yacimiento estuvo
centrada en la continuidad de la operación,
a través del aporte de la producción básica y
el desarrollo de una campaña de reparación
de pozos, con el objetivo de continuar con la
explotación de reservas.
La actividad continuó focalizada en la
realización de actividades de reparaciones,
workover, y mejoras extractivas, como
así también en la reparación de las
instalaciones de producción. Asimismo,
se comenzó con el análisis de los procesos
operativos y productivos del yacimiento, el
cual arrojó sus primeros frutos positivos, por
cuanto la producción de petróleo crudo en
el año fue de 2.146 mil barriles superando
las metas propuestas.
Campamento Central Cañadón Perdido
La producción de Enap Sipetrol Argentina
S.A. en el yacimiento Campamento Central
Cañadón Perdido totalizó 899.000 barriles
de petróleo crudo en 2009. Este yacimiento
se mantuvo en operación normal dentro de
los volúmenes estimados para el año.
La actividad ha continuado focalizada en
los proyectos de recuperación secundaria,
reparación de pozos y mejora de las
instalaciones de producción.
Durante 2009 se creó un equipo de trabajo
multidisciplinario para evaluar alternativas
de negocios, como así también, tener un
mejor control, involucramiento y contacto
con la empresa operadora del yacimiento,
YPF S.A..
La Invernada
Con fecha 14 de agosto de 2009, Winteshall
Energía S.A. (WIAR) fue notificada por la
Subsecretaría de Hidrocarburos y Energía
de la Provincia de Neuquén del Decreto N°
1.338 de fecha 6 de agosto de 2009 que
aprueba la solicitud de reversión total del
área provincial de exploración La Invernada.
Dicho decreto sólo se refería a WIAR, por
lo que Enap Sipetrol Argentina S.A. junto
a WIAR solicitó formalmente la extensión
del alcance del mencionado decreto a Enap
Sipetrol Argentina S.A..
Con fecha 30 de noviembre de 2009, la
provincia del Neuquén el Decreto Provincial
N° 2175/09 que modifica el Decreto N°
1338 donde se comunica la extinción
del contrato suscripto con la empresa
Winteshall Energía S.A. del 11 de noviembre
de 2003, y los derechos y obligaciones que
le corresponden a la empresa Enap Sipetrol
Argentina S.A. por el permiso de exploración
sobre el Área La Invernada, quedando con
ello perfeccionada la aprobación de la
reversión para ambas empresas.

Regulaciones de Autoridades Argentinas
En 2009 el gobierno argentino continuó
con una política regulatoria que ha
derivado en restricciones para la industria
petrolera. A modo de ejemplo, mantuvo la
Resolución de la Secretaría de Energía de la
Nación, Nº 394, de noviembre de 2007, la
cual estableció un régimen de retenciones
a la exportación de petróleo crudo y
derivados, hecho que llevó a la fijación de
precios máximos para el mercado interno
de ese país, desajustados con los precios
internacionales.
Los envíos de gas natural a Chile desde
la Cuenca Austral Argentina continuaron
suspendidos, y se mantuvo la vigencia
la Resolución de la Secretaría de Energía
Nº 127, que estableció un monto de
retención a la exportación de gas natural
equivalente al 100% del precio máximo
de los contratos de importación vigentes.
En contraposición y con el objetivo de
incentivar la exploración y producción
de hidrocarburos, el Gobierno argentino
implementó los planes denominados
Petróleo Plus, Gas Plus y Refino Plus,
los cuales se han ido ejecutando
paulatinamente. En este contexto, Enap
Sipetrol Argentina S.A. se abocó a trabajar
en los siguientes frentes:
1) Mejoramiento de la competitividad del
posicionamiento en Argentina, evaluando
las opciones y derechos que tiene para una
eventual extensión de las concesiones de
los principales contratos en el país.
2) Definición de los proyectos que agregan
valor en cada uno de los activos. y,
3) Diseñar sistemas de gestión integral que
permitan una operación con estándares de
seguridad y de responsabilidad acordes con
su compromiso de sustentabilidad.
Ecuador
Yacimientos MDC y PBH
En su séptimo año de gestión en Ecuador,
Enap Sipetrol S.A., desarrolló una
estrategia de consolidación de la excelencia
operacional y administrativa en los activos
existentes y de crecimiento focalizado en
los acuerdos directos con la compañía
estatal Petroecuador.
La producción de los campos Paraíso Biguno
y Huachito (PBH) y Mauro Dávalos Cordero
(MDC) alcanzó durante 2009 un total de
5,4 millones de barriles, producción que se
logró obtener gracias la implementación
de nuevas duales concéntricas en
MDC, logrando al mismo tiempo una
adecuada gestión de costos, producto de
renegociaciones de contratos.
Durante el último trimestre del año, se
iniciaron las adquisiciones de equipos para
la implementación del proyecto eléctrico
en PBH, el cual permitirá, a partir de
2010, una reducción importante del costo
operativo, mediante la generación de
energía utilizando gas sobrante en MDC,
reemplazando el diesel como combustible
para generación.
En 2009 Enap Sipetrol S.A., Sucursal
Ecuador validó la certificación ISO 14001,
al pasar exitosamente las dos auditorías
externas efectuadas en el año.
Dentro del marco de la alianza estratégica
con Petroecuador, durante el 2009
la Sucursal en Ecuador impulsó las
negociaciones comerciales, las cuales
en caso de ser satisfactorias, permitirán
iniciar durante el 2010 la exploración del
Bloque 40 ubicado en la zona del Golfo de
Guayaquil.
También, durante el 2009 se iniciaron
las gestiones ante Petroproducción y la
Dirección Nacional de Hidrocarburos para
obtener la autorización de un plan piloto en
el campo MDC, que permita evidenciar los
beneficios de un proyecto de recuperación
mejorada y, por ende, de una nueva etapa
de inversiones en este campo, sujeta a un
nuevo proceso de negociación y ampliación
de este contrato.
En el ámbito de los recursos humanos,
durante el 2009, la sucursal en Ecuador
afianzó el plan de vivir la cultura de Enap-
Sipec, mediante la realización de una serie
de actividades en terreno y en las oficinas de
Quito. Además, por cuarto año consecutivo
obtuvo el premio del ranking Great Place to
Work, siendo Enap-Sipec la séptima mejor
empresa para trabajar en Ecuador.
E N A P S I P E T R O L S . A . • M E M O R I A A N U A L 2 0 0 9 25

Medio Oriente y Norte de África (*)
Egipto
Enap Sipetrol S.A. en Egipto se desempeña
como operador en los bloques en East Rast
Qattara, con el 50,5% de participación,
y en Rommana, con el 40%. Además, la
empresa participa como socio no operador
en el bloque Sidi Abd El Rahman (SAER), con
el 30% de participación.
La concesión East Rast Qattara se
encuentran ubicada en la cuenca del
Desierto Occidental, mientras que el bloque
Rommana se ubica en el extremo Norte
de la Península del Sinaí. Por su parte, el
bloque SAER se ubica en costa afuera, en el
Mar Mediterráneo, al oeste de la ciudad de
Alejandría.
Bloque North Bahariya
Este bloque es operado a través de
Norpetco (joint venture), entre el consorcio
formado por IPR, INA, Enap Sipetrol S.A. y la
estatal egipcia EGPC. En el primer trimestre
del 2009, se concretó exitosamente la
venta y traspaso de nuestra participación
en el bloque a la compañía Sahara North
Bahariya Limited, permitiendo demostrar
una efectiva gestión en el manejo de
cartera de proyectos.
Bloque East Rast Qattara
Tras los descubrimientos obtenidos durante
26
E N A P S I P E T R O L S . A . • M E M O R I A A N U A L 2 0 0 9
2007 y 2008, PetroShahd, la compañía
operadora (joint venture) continuó durante
2009 con la explotación del activo a
través de los campos Shahd, Ghard, Rana
y Shahd SE. Asimismo, se continuó con la
campaña exploratoria y con el desarrollo
de los campos descubiertos, perforándose
tres nuevos prospectos exploratorios:
Dalia-1, Al Zahraa-1 y Marwa-1; y tres pozos
de desarrollo, Shahd SE-3, Al Zahraa-2 y
Ghard-2.
Como resultado de dichas actividades, a
finales del año se alcanzó una producción
diaria cercana a 7.000 barriles, con un
promedio anual de 4.121 barriles al día, más
del doble de lo producido durante el 2008,
en tanto las reservas totales de petróleo
se triplicaron en comparación con el año
anterior.
Por otra parte, durante 2009, continuaron
los estudios para definir nuevos prospectos
a perforar así como el delineamiento de
los campos descubiertos. Es así como,
se procesaron 618 km2 de Sísmica 3-D,
se reprocesaron 260 km2 dentro de las
campos de producción Shahd SE y Al
Zahraa. Estos estudios continuarán durante
2010, así como la adquisición de sísmica
3-D adicional, de manera de definir la
perforación del potencial exploratorio y de
desarrollo remanente del bloque.
Bloque Rommana
Este bloque de 6.184 km2 se ubica en
la parte Norte de la península de Sinaí y
fue adjudicado al consorcio formado por
PTTEP (30%), Centrica (30%) y operado por
Enap Sipetrol S.A. (40%), en la ronda de
licitaciones de la compañía egipcia EGAS
del año 2007.
El compromiso contractual establece la
adquisición de 1.000 km2 de sísmica 3-D
y la perforación de seis pozos durante la
primera etapa exploratoria que tiene una
duración de tres años.
En noviembre de 2009 se dio inicio al
proceso de desminado de la zona de interés
y culminó la adquisición de Sísmica 3D con
camiones de vibración. El plan contempla
avanzar con el desminado y culminar la
adquisición de la campaña sísmica. Con esta
información procesada e interpretada se
dará inicio, en la segunda mitad del 2010,
la campaña de perforación, cuyo número
de pozos, dependerá de la obtención de los
permisos militares correspondientes en las
zonas de interés.
Bloque Sidi Abd El Rahman (SAER)
Este bloque de 4.294 km2 está ubicado
costa afuera, al oeste de Alejandría. Fue
adjudicado al consorcio formado por PTTEP
(30%), Enap Sipetrol S.A. (30%) y Edison
(40%), este último como operador, en la
ronda de licitaciones de EGAS de 2007.
El compromiso contractual establece
la perforación de dos pozos durante la
*Irán: en 2001, Enap Sipetrol S.A. adquirió el 33% de participación en el Bloque Mehr, en Irán. No se alcanzó acuerdo con la NIOC en la propuesta de desarrollo presentada por el consorcio (OMV, Repsol
y Enap Sipetrol), por lo que se generó la decisión unánime de retirarse del proceso, activando la negociación de la cláusula del contrato que da derecho a recuperar los gastos incurridos en la etapa de
exploraciones, situación que aún está pendiente.

15. Proveedores y clientes
primera etapa exploratoria que tiene
una duración de tres años. En 2009, se
realizó la adquisición, procesamiento
e interpretación de los 1.000 km2 de
sísmica 3-D y se perforó el primer pozo del
compromiso exploratorio.
Los principales proveedores de Enap Sipetrol
S.A. corresponden al rubro de servicios
petroleros y a compañías dedicadas a la
venta de materiales para la exploración y
desarrollo de yacimientos de hidrocarburos.
En Argentina, los principales proveedores
son: Skanska S.A., Transpotadora Gas del
16. Seguros
Enap Sipetrol S.A., en conjunto con ENAP
y Enap Refinerías S.A., mantiene contratos
de seguros para dar coberturas por
Incendio, Terrorismo y Responsabilidad
Civil. Éstos están suscritos con la empresas
Interamericana Compañía de Seguros
Sur S.A., YPF S.A. Sipetrol Argentina S.A.,
Key Energy Services S.A., Sodexho Argentina
S.A., Luis Nelson Oliva, Petro Tank S.A., San
Antonio Internacional S.R.L., Electrificadora
Del Valle S.A., Finning Argentina S.A. y
Wood Group Prod. Y Serv. Arg. S.A.
Los principales clientes de Enap Sipetrol S.A.
en Argentina son: Esso Petrolera Argentina
S.A.; Servicios Públicos Sociedad del
Estado, Transportadora del Gas del Sur S.A.,
Petrobras Energía S.A., Enersud Energy S.A.,
Metrenergía S.A: Camuzzi Gas del Sur S.A.,
Energía Argentina S.A. y Metrogas S.A..
Generales S.A. y Compañía de Seguros
Generales Penta Security S.A.
Además, tiene contratos de seguros de vida
para el personal.
El principal cliente en Egipto es: Egyptian
General Petroleum Corporation (EGPC).
El principal cliente en Ecuador es:
Petroecuador.
Dentro de los principales proveedores y
clientes de Enap Sipetrol S.A. se encuentra
nuestro accionista mayoritario, Empresa
Nacional del Petróleo (ENAP).
E N A P S I P E T R O L S . A . • M E M O R I A A N U A L 2 0 0 9 27

17. Negocios en alianza con otras empresas
Explotación
El detalle de los proyectos de explotación
de Enap Sipetrol S.A. es el siguiente:
a) Área Magallanes
Con fecha 4 de enero de 1991, Sociedad
Internacional Petrolera Sociedad Anónima
(luego de varias transformaciones, Enap
Sipetrol Argentina S.A.) y Yacimientos
Petrolíferos Fiscales S.A. celebraron un
contrato de Unión Transitoria de Empresas
(UTE), con el objeto de ejecutar trabajos de
desarrollo y explotación de hidrocarburos
en Área Magallanes, bloque ubicado en la
boca oriental del Estrecho de Magallanes,
Argentina.
Enap Sipetrol Argentina S.A. como operador
de este contrato, es responsable de ejecutar
todas las operaciones y actividades en esta
área.
b) Campamento Central - Cañadón Perdido
En diciembre de 2000, Enap Sipetrol S.A.
(luego Enap Sipetrol Argentina S.A.) firmó
con YPF S.A. un acuerdo a través del cual
este último cede y transfiere a Enap Sipetrol
28
E N A P S I P E T R O L S . A . • M E M O R I A A N U A L 2 0 0 9
Argentina S.A. el 50% de la concesión que
YPF S.A. es titular para la explotación de
hidrocarburos sobre las áreas denominadas
Campamento Central - Cañadón Perdido,
en la provincia de Chubut - República
de Argentina, que se rige por la Ley
Nº24.145 y sus normas complementarias
y reglamentarias. Siendo YPF S.A. quien
realiza las labores de operador.
c) Cam 2 A Sur
En decisión administrativa Nº14 del 29
de enero de 1999, se adjudicó en favor
de YPF y Enap Sipetrol Argentina S.A. el
Permiso de Exploración sobre el Área CAM
2/A SUR. Con fecha 7 de octubre de 2002,
Enap Sipetrol Argentina S.A. (Operador) e
YPF S.A. celebraron un Acuerdo de Unión
Transitoria de Empresas (UTE), ubicada en
las Provincias de Tierra del Fuego.
d) East Ras Qattara
En el marco del proceso de licitación para el
año 2002, abierto por la Compañía General
Petrolera Egipcia (EGPC) para presentar
ofertas para diversos bloques en el Western
Desert, la filial Sipetrol International S.A.,
en conjunto con la empresa australiana
Oil Search Ltd., se adjudicó con fecha 16 de
abril de 2003, el Bloque East Rast Qattara.
El contrato se firmó el 30 de marzo de 2004
ante el Ministerio de petróleo egipcio, con
una participación de Sipetrol International
S.A., sucursal Egipto, del 50,5% (Operador)
y de Oil Search Ltd., 49,5%.
En Diciembre de 2007, se dio inicio a la
etapa de explotación.
Con fecha 28 de Agosto de 2008 se
materializó la venta de la totalidad de la
participación de Oil Search Limited a Kuwait
Energy Company.
Exploración
El detalle de los proyectos de exploración
de Enap Sipetrol S.A. es el siguiente:
a) E2 ( Ex CAM 3 y CAM 1)
El Área CAM-1 (Cuenca Austral Marina 1)
fue adjudicada con fecha 4 de septiembre
de 2003 a las empresas Enap Sipetrol
Argentina S.A. y Repsol-YPF S.A., por la
Porcentaje
de participación
Proyecto País Operador / Prestador de servicio Enap Sipetrol S.A.
31.12.09 31.12.08
% %
Área Magallanes (a) Argentina Enap Sipetrol Argentina S.A. 50,00 50,00
Campamento Central Cañadón Perdido (b) Argentina Repsol - YPF 50,00 50,00
Cam 2A Sur (c) Argentina Enap Sipetrol Argentina S.A. 50,00 50,00
East Rsat Qattara (d) Egipto Petroshad (Joint Venture Company) 50,50 50,50

Porcentaje
de participación
Proyecto País Operador / Prestador de servicio Enap Sipetrol S.A.
31.12.09 31.12.08
% %
E2 (ex CAM3 y CAM1) (a) Argentina Enap Sipetrol Argentina S.A. 33,33 33,33
La Invernada (b) Argentina Wintershall Energía S.A. 50,00 50,00
Bloque 2 - Rommana (c) Egipto Sipetrol Internacional S.A. 40,00 40,00
Bloque 8 - Sidi Abd El Rahman (d) Egipto Edison International SPA El Rahman 30,00 30,00
Bloque Mehr (e) Irán OMV (Irán) Onshore Exploration Gmg 33,00 33,00
Secretaría de Energía del Ministerio de
Planificación Federal, Inversión Pública y
Servicios, quien aceptó la oferta realizada
por las empresas durante el Concurso
Público Internacional convocado para esta
licitación.
El área se encuentra ubicada en el océano
Atlántico en la zona austral de Argentina
y es contigua a otras concesiones donde
actualmente Enap Sipetrol Argentina S.A.
explora y produce hidrocarburos.
Enap Sipetrol Argentina S.A. e YPF
conformaron una Unión Transitoria de
Empresas (UTE), destinada a realizar
exploraciones de hidrocarburos en esta
área y proceder a su explotación comercial
en caso que las exploraciones fueran
exitosas.
Durante el mes de octubre de 2005 la
Sociedad recibió una comunicación de la
Secretaría de Energía, mediante la cual
informa a Enap Sipetrol Argentina S.A.
que el área de explotación CAM-1 sería
registrada a nombre de ENARSA (empresa
propiedad del Estado Nacional). Esto
último sustentado en el hecho que el área
había sido adjudicada a Enap Sipetrol
Argentina S.A. e YPF S.A. durante el año
2003 por la Secretaría de Energía, pero
que se encontraba pendiente la decisión
administrativa del Poder Ejecutivo Nacional
que la aprobará.
Con fecha 26 de septiembre de 2006,
se suscribió un convenio de asociación
entre ENARSA, Enap Sipetrol Argentina
S.A. e YPF S.A. mediante el cual las partes
acordaron suscribir un contrato de UTE,
cuya participación de cada uno es de un
33,33%. ENARSA, como titular del área
CAM 1 (en adelante E2), aporta este bloque
y Enap Sipetrol Argentina S.A., en conjunto
con YPF S.A., aportan el bloque CAM 3.
Formalmente Enap Sipetrol y Repsol YPF
revirtieron el bloque CAM 3 a la Secretaría
de Energía para su posterior adjudicación
por parte de ésta al nuevo consorcio.
En el marco del convenio celebrado entre
ENARSA, YPF S.A. y Enap Sipetrol Argentina
S.A. para la exploración, desarrollo y
eventual explotación conjunta de la nueva
área E2, la Secretaría de Energía aceptó
transferir a ENARSA el área CAM-3, la
cual junto con la ex área CAM-1 integra la
mencionada área E2, objeto del convenio.
Asimismo, la Secretaría de Energía aceptó
compensar las inversiones pendientes
comprometidas en el área CAM-3 con el
compromiso de perforar un segundo pozo
de exploración dentro de la nueva área E2.
Las partes suscribieron con fecha 31 de
marzo de 2008, el Contrato de Unión
Transitoria de Empresas para la Exploración
y Explotación de Hidrocarburos en el Área E2,
a fin de regular los derechos y obligaciones
entre Enap Sipetrol Argentina S.A., YPF
S.A. y Energía Argentina S.A. (ENARSA)
en su calidad de socios y coparticipes en
la exploración y explotación del área E2.
Dicho contrato de Unión Transitoria de
Empresas fue inscrito con fecha 17 de abril
de 2008 ante la Inspección General de
Justicia bajo el N° 63, Libro 2 de Contratos
de Colaboración de Empresas.
b) La Invernada
Bloque licitado por la Dirección de
Hidrocarburos de la Provincia de Neuquén
el 9 de junio de 2003 y adjudicado a
Wintershall Energía S.A. (WIAR) con
fecha efectiva 29 de octubre del 2003. El
contrato de exploración se firmó entre
WIAR y la Dirección de Hidrocarburos el
día 11 de noviembre de 2003. la Sociedad,
E N A P S I P E T R O L S . A . • M E M O R I A A N U A L 2 0 0 9 29

luego de evaluar el potencial exploratorio
de este bloque, suscribió con WIAR un
Joint Study and Bidding Agreement, para
obtener una opción de entrada por un 50%
de participación en condiciones “ground
floor”. Con fecha 21 de diciembre de
2004 mediante Decreto de la Provincia de
Neuquén 2949, se aprobó la cesión del 50%
de la participación de Wintershall Energía
S.A. en el Contrato y Permiso de Exploración
a favor de Enap Sipetrol Argentina S.A.
Con fecha 29 de marzo de 2005 se celebró el
Contrato de Unión Transitoria de Empresas
el cual se encuentra inscrito ante la
Inspección General de Justicia bajo el Nº74,
Libro 01 de fecha 10 de mayo de 2005.
Con fecha 24 de septiembre de 2008
el Operador Wiar presentó ante la
Subsecretaría de Hidrocarburos y Energía
de la provincia del Neuquén la solicitud de
reversión total del área de exploración La
Invernada.
Con fecha 14 de Agosto de 2009 WIAR
fue notificada por la Subsecretaría de
Hidrocarburos y Energía de la Provincia
de Neuquén sobre el Decreto N° 1338 de
fecha 6 de agosto de 2009 que aprueba la
reversión total del Área La Invernada. Sin
embargo, dicho Decreto sólo se refería a
WIAR, por lo que Enap Sipetrol Argentina
S.A. formalmente junto a WIAR solicitó a
través de nota, de fecha 9 de Septiembre de
2009, que se hiciera formalmente extensivo
el alcance del mencionado Decreto a Enap
Sipetrol Argentina S.A.
Con fecha 30 de Noviembre de 2009
la Provincia del Neuquén notificó el
30
E N A P S I P E T R O L S . A . • M E M O R I A A N U A L 2 0 0 9
Decreto Provincial N°2175/09 a través
del cual modificó el artículo 2 del Decreto
Provincial N° 1338/09, quedando de la
siguiente manera: “Téngase por extinguido
el Contrato suscripto con la empresa
Wintershall Energía S.A. del 11 de Noviembre
del 2003, y los derechos y obligaciones que
le corresponden a la empresa Enap Sipetrol
Argentina S.A. en su carácter de co-titular,
por el Permiso de Exploración sobre el Área
La Invernada, a partir del 11 de Noviembre
del 2008 por aplicación del artículo 19 inc.
a del Contrato, en virtud de los argumentos
expuestos en los Considerandos que
integran el presente”.
c) Bloque 2 - Rommana
Enap Sipetrol S.A. a través de su filial
Sipetrol International S.A., se adjudicó
2006 un contrato de exploración en Egipto
a fines de diciembre.
El Bloque 2 en tierra es operado por Sipetrol
International S.A. con una participación
de 40% en el consorcio conformado con
PTT Exploration and Production Public
Company Limited (“PTTEP”) y Centrica con
un 30% cada una. Esta área está localizada
en el norte del SINAI y tiene una superficie
de 6.200 kms2.
Con fecha 18 de septiembre de 2007 se
firmó el Concesion Agreement por el bloque,
comenzando así la etapa de exploración.
d) Bloque 8 - Sidi Abd El Rahman
Enap Sipetrol S.A. a través de su filial
Sipetrol International S.A., se adjudicó un
contrato de exploración en Egipto a fines de
diciembre 2006.
El Bloque 8, costa afuera, es operado
por Edison International SPA con una
participación de 40% en el consorcio
conformado junto a PTT Exploration
and Production Public Company Limited
(“PTTEP”) y Sipetrol Internacional S.A. con
un 30% cada una. Esta área está ubicada
en el noreste de Egipto, Mar Mediterráneo,
con una superficie de 4.294 kms2.
Con fecha 18 de septiembre de 2007 se firmó
el Concession Agreement por el bloque,
comenzando así la etapa de exploración.
Otros negocios
El detalle de los proyectos de otros negocios
de Enap Sipetrol S.A. es el siguiente:
a) Pampa del Castillo - La Guitarra
Con fecha 25 de septiembre de 2001,
Pecom Energía S.A. cedió a Enap Sipetrol
Argentina S.A. el 100% de los derechos
de la concesión de explotación del área
hidrocarburífera denominada Pampa
del Castillo - La Guitarra, localizada en la
provincia de Chubut, Argentina.
b) Paraíso, Biguno, Huachito y Mauro
Dávalos Cordero
Con fecha 7 de octubre de 2002, se firmó
un contrato de prestación de servicios
con la Empresa de Petróleos del Ecuador
- PETROECUADOR y su filial la Empresa
Estatal de Exploración y Producción de
Petróleos del Ecuador - Petroproducción,
para explotar y desarrollar los campos
Paraíso, Biguno, Huachito (PBH) y Mauro

Dávalos Cordero (MDC), ubicados en la
cuenca oriente del Ecuador. Por medio
de este contrato de Servicios Específicos,
la Sociedad se comprometió a realizar las
inversiones para el desarrollo de los campos
por un valor estimado de MMUS$90, que
consideraban la perforación de 16 pozos
(9 en PBH y 7 en MDC), la construcción
de una estación de producción en MDC,
adecuación de facilidades y un campamento.
A la vez, adquirió el derecho de explotación
y operación, asumiendo el 100% de los
costos de operación y administración de los
campos.
Con fecha 08 de agosto de 2006, se suscribió
un contrato modificatorio al contrato del
campo MDC, celebrado con PETROECUADOR,
mediante el cual SIPEC se comprometió a
ampliar el programa de inversiones que
contempla la perforación de 7 pozos y
ampliar las instalaciones de producción. Con
estos nuevos pozos se certificarán reservas
adicionales que permitirán incrementar las
reservas actuales de 31.6 a 57.0 millones de
bbl de petróleo crudo.
Porcentaje
de participación
Proyecto País Operador (1) / Prestador de servicio (2) Enap Sipetrol S.A.
31.12.09 31.12.08
% %
Pampa el Castillo (a) Argentina Enap Sipetrol Argentina S.A. (1) 100,00 100,00
Paraíso, Biguno, Huachito (b) Ecuador Enap Sipetrol S.A., Sucursal Ecuador (2) - -
Mauro Dávalos Cordero (b) Ecuador Enap Sipetrol S.A., Sucursal Ecuador (2) - -
E N A P S I P E T R O L S . A . • M E M O R I A A N U A L 2 0 0 9 31

18. Propiedades y equipos
Enap Sipetrol S.A., cuenta con los siguientes
activos:
Argentina
Participación en los bloques del Área
Magallanes (50%), CAM 2 A Sur (50%);
Pampa del Castillo - La Guitarra (100%); y
Campamento Cañadón Perdido (50%), este
último se ha dispuesto para la venta desde
el 27 de febrero de 2008. A su vez, participa
en faenas de exploración en territorio
argentino en el bloque E2 (33,3%), ex CAM
1 y CAM 3).
Ecuador
Enap Sipetrol S.A. tiene contratos con
Petroproducción y contratos de servicios
específicos para el desarrollo y producción
de petróleo crudo en los campos Mauro
Dávalos Cordero (MDC) y Paraíso, Biguno
y Huachito (PBH), de la Región Amazónica
Ecuatoriana, cuya operación está a cargo
de Enap Sipetrol S.A., sucursal Ecuador que
controla el 100% de estos activos.
Egipto
Sipetrol International S.A., Sucursal Egipto,
participa en actividades de exploración y
producción en el bloque East Rast Qattara
(50,5%). También participa en actividades
de exploración en los bloques Rommana
(40%) y Sidi Abd El Rahman (30%).
Chile
Con fecha 19 de julio de 1994, suscribió
un contrato de arrendamiento con opción
de compra con la Compañía de Seguros
de Vida Santander S.A., hoy Metlife Chile
Seguros de Vida S.A., por las oficinas N°
401, N° 402 y N° 501, 5 bodegas y 27
estacionamientos del edificio ubicado en
32
E N A P S I P E T R O L S . A . • M E M O R I A A N U A L 2 0 0 9
calle Avenida Tajamar N° 183, comuna de
Las Condes en Santiago. La duración del
contrato es de 240 meses con fecha de
término el 11 de julio de 2014.

19. Marcas y patentes
La marca Enap Sipetrol S.A. está
debidamente registrada en Chile en
las clases 37, 39, 40 y 42 con fecha de
vencimiento 29 de marzo de 2016. A su vez,
Enap Sipetrol S.A. se encuentra registrada
o en trámite como marca en los siguientes
países: Argentina, Brasil, Ecuador,
Colombia, Venezuela, Egipto, Irán, Reino
Unido y Uruguay.
20. Distribución de utilidades y política de dividendos
La política corporativa de la Matriz, ENAP,
establece el traspaso del 100% de los
dividendos anuales de sus filiales.
Mediante ORD.Nº 64 de fecha 23 de
enero de 2009, el Ministerio de Hacienda
suspendió temporalmente, para el año
2009, la política de traspasos del 100%
de los dividendos anuales de las filiales
de ENAP, correspondientes al ejercicio
terminado el 31 de diciembre de 2008.
No existen patentes registradas.
E N A P S I P E T R O L S . A . • M E M O R I A A N U A L 2 0 0 9 33

21. Medio ambiente y Responsabilidad Social
En concordancia con los objetivos
estratégicos del grupo de empresas de
ENAP, Enap Sipetrol S.A. ha establecido
como uno de los pilares centrales de su
Plan Estratégico, el ser reconocida como
una organización comprometida con el
desarrollo sustentable, contribuyendo a éste
en los países en que opera, a través de una
operación competitiva y rentable, pero a su
vez segura y ambientalmente responsable.
Este compromiso exige una visión de largo
plazo, donde la empresa invierte en la
gestión tanto de sus principales impactos
como de las expectativas de sus principales
grupos de interés, y de las condiciones del
entorno.
Sobre la base de esta orientación,
la Dirección de Medio Ambiente y
Responsabilidad Social y sus unidades
funcionales, impulsaron durante 2009
distintos programas para fortalecer el
desempeño en salud, seguridad, medio
ambiente y relaciones comunitarias, con
el objetivo de consolidar la sustentabilidad
de sus operaciones nacionales e
internacionales.
Los aspectos más destacados de la gestión
en dichos ámbitos durante 2009 fueron los
siguientes:
Sistemas de Gestión
Enap Sipetrol S.A., como parte del grupo de
empresas ENAP, ha desarrollado estándares
asociados a la gestión de la información de
los procesos de salud, seguridad y medio
ambiente, con el objetivo de disponer de
información estratégica en forma confiable,
única y oportuna, lo cual representa la base
34
E N A P S I P E T R O L S . A . • M E M O R I A A N U A L 2 0 0 9
para identificar oportunidades de mejora
del desempeño de la organización en estos
ámbitos. Esta iniciativa está asociada al
mejoramiento de los sistemas de gestión,
incluyendo la homologación de políticas,
metodologías e integración en los procesos
de soporte y de apoyo a las áreas de los
negocios de la Empresa.
A nivel operativo, las unidades de negocios
han reforzado sus sistemas de gestión,
mediante la incorporación de mejores
prácticas asociadas a la gestión de salud y
seguridad de sus operaciones, avanzando
así con la integración de las distintas
disciplinas en sus sistemas de gestión.
Las unidades de negocio Enap Sipetrol
Argentina S.A. y Enap Sipetrol Ecuador, en
sus operaciones de Pampa del Castillo y
Mauro Dávalos Cordero, respectivamente,
han renovado las certificaciones ISO
14.001, lo que demuestra su capacidad
de mantener una operación eficiente y
ambientalmente responsable y una cultura
de responsabilidad social empresarial
particularmente impulsando programas
de entrenamiento y capacitación en la
prevención de riesgos de sus trabajadores
y contratistas.
Gestión de permisos ambientales
La gestión de los permisos ambientales
es necesaria para la ejecución de las
actividades bajo los estándares ambientales
vigentes en los países donde Enap Sipetrol
S.A. opera. Por ello, corresponde a una de
las tareas principales del área de salud,
seguridad, medio ambiente y relaciones
comunitarias de la organización.
En las Unidades de Negocio se gestionaron
exitosamente los permisos ambientales
para los distintos proyectos de inversión,
asegurando con ello el oportuno
cumplimiento de los planes de negocio
establecidos para el 2009. De esta forma,
la Unidad de Negocios Enap Sipetrol S.A.,
Sucursal Ecuador actualizó las licencias
ambientales para sus operaciones en los
campos Mauro Dávalos Cordero (MDC)
y Paraíso, Biguno y Huachito (PBH),
incluyendo en este último, la regularización
de la generación termoeléctrica de 1.8 MW
de capacidad. Por otra parte, obtuvo la
licencia ambiental para el nuevo tendido de
una línea de transferencia desde la Estación
Sacha Norte a la Estación Sacha Central,
instalación crítica para las operaciones de
Petroecuador en ese sector.
En Sipetrol International S.A., sucursal
Egipto, se obtuvo la autorización para
ejecutar la exploración mediante sísmica
3D en el Bloque Rommana, ubicado en
la península del Sinaí, actividad que se
realizará luego del despeje de minas en
las vastas extensiones en que se inserta el
Bloque. También se obtuvieron los permisos
para la ejecución de 6 pozos de desarrollo
en la concesión de East Rast Qattara.
Por su parte, en Enap Sipetrol Argentina
S.A., se dio término a las actividades
exploratorias off-shore asociadas al bloque
E2, completando los estudios ambientales
de fondos marinos asociados al proyecto,
que señalan que las actividades ejecutadas
no generaron efectos adversos significativos
sobre el medio ambiente marino el área de
influencia del proyecto.

Saneamiento de pasivos
La eliminación de pasivos ambientales
es una preocupación prioritaria de las
operaciones de Enap Sipetrol S.A., razón
por la cual las Unidades de Negocio
trabajan continuamente en la minimización
de la generación de pasivos, a través de sus
planes de aseguramiento de la confiabilidad
operacional, así como el saneamiento de
los mismos, en los casos en que se hayan
generado involuntariamente o que hayan
sido heredados de operadores anteriores.
En particular cabe mencionar el esfuerzo
de Enap Sipetrol S.A., Sucursal Ecuador
S.A., Unidad que en sujeción a sus políticas
ambientales y sociales ha desarrollado
un extenso Programa de Remediación de
Materiales y Suelos Contaminados, cuyo
objetivo es reestablecer las condiciones
originales de suelos impactados por
hidrocarburos. Estos programas, aprobados
por la Subsecretaria de Calidad Ambiental,
han sido exitosos en todos los casos,
mostrando que los parámetros de calidad
de suelos cumplen con la norma vigente en
ese país.
Emisión de Gases de Efecto Invernadero
(GEI)
Durante 2009, Enap Sipetrol Argentina S.A.
se ha asociado al programa Natural Gas
STAR, iniciativa liderada por la Agencia de
Protección Ambiental (EPA) de los Estados
Unidos, que tiene como objetivo principal
apoyar a sus asociados en la transferencia
de tecnologías y las mejores prácticas
industriales para la reducción de emisiones
de metano.
El programa Natural Gas STAR proporciona
información acerca de oportunidades para
la reducción de emisiones de metano a
través del intercambio de conocimiento
de los asociados, incluyendo estudios
de lecciones aprendidas, fichas y
presentaciones técnicas, así como artículos
con oportunidades reportadas por los
asociados.
Relaciones con las comunidades
La Empresa reconoce que el éxito y
continuidad de las operaciones depende de
la relación de confianza que se construya
con las comunidades vecinas en el área de
influencia de las operaciones.
Bajo esta premisa, en Enap Sipetrol S.A.,
Sucursal Ecuador se fomentan programas
que buscan fortalecer los vínculos con
las comunidades, facilitando proyectos
de autogestión y de mejoramiento de la
calidad de vida de las comunidades. De
esta forma, la compañía ha logrado ser
percibida por las comunidades como un
actor comprometido y responsable, que
participa en el desarrollo sustentable de su
entorno socio-ambiental.
E N A P S I P E T R O L S . A . • M E M O R I A A N U A L 2 0 0 9 35

22. Sociedades filiales y coligadas
36
EMPRESA
Enap Sipetrol
Argentina S.A.
Terminales
Marítimas
Patagónicas S.A.
Sipetrol
International S.A.
Compañía
Latinoamericana
Petrolera S.A.
Sipetrol (UK)
Limited
Sociedad
Internacional
Petrolera Enap
Ecuador S.A.
Golfo de
Guayaquil
Petroenap
Compañía de
Economía Mixta
FECHA DE
CONSTITUCION O
ADQUISICIÓN
17 de julio de
1997
10 de noviembre
de 1993
La fecha de
inscripción fue
el 6 de enero de
1994.
31 de diciembre
de 1992
28 de abril de
1998
19 de julio de
2002
15 septiembre
2008
E N A P S I P E T R O L S . A . • M E M O R I A A N U A L 2 0 0 9
CAPITAL
SUSCRITO Y
PAGADO
MU$ 15.029 La sociedad tiene por objeto dedicarse por cuenta propia, de
terceros o asociada a terceros mediante la formación de Uniones
Transitorias de Empresas, agrupaciones de colaboración, joint
ventures, consorcios y cualquier otra forma de asociación a
las siguientes actividades: a) a la exploración, explotación,
beneficio de yacimientos que contengan hidrocarburos, compra,
venta, importación, exportación, almacenamiento y transporte
de hidrocarburos líquidos o gaseosos, sus subproductos,
minerales y otras substancias halladas o producidas en relación
con los mismos, pudiendo asimismo refinarlos y comercializarlos
como resulte mas conveniente; b) montaje, construcción, y
operación en tierra o costa afuera de instalaciones y estructuras
de perforación, elaboración y procesamiento relacionados con
la actividad minera y petrolera; c) obtención de concesiones
mineras y/o petroleras y venta, arrendamiento e intercambio
de tales productos; d) servicios de asesoramiento relacionados
a las actividades anteriormente descriptas; y e) operación de
plantas petroquímicas.
$ 14.360.000
pesos
argentinos
DIRECTORIO DE LA SOCIEDAD
OBJETO SOCIAL PRESIDENTE DIRECTORES TITULARES
El objeto principal de la sociedad es llevar a cabo por sí, por
intermedio de terceros o asociada a terceros, el almacenaje y
embarque de hidrocarburos, comprendiendo enunciativamente
su recepción, carga, descarga, almacenamiento y despacho
de hidrocarburos, y realizar cualquier otra operación
complementaria de su actividad que resulte necesaria para
facilitar la consecución de su objeto.
MUS$66.747 El objeto principal de la sociedad es realizar en el extranjero
en forma directa o en asociación con terceros toda clase de
actividades de exploración, explotación o aprovechamiento de
yacimientos que contengan hidrocarburos pudiendo celebrar
toda clase de actos y contratos y desarrollar todas las actividades
comerciales e industriales que sean necesarias para el logro de
esos objetivos
M$ 3.101.208 Realizar en el extranjero por cuenta propia o ajena proyectos de
exploración y explotación de petróleo, gas y derivados, así como
compraventa exportación e importación y comercialización de
dichos productos.
MUS$ 1.000 La Sociedad tiene por objeto principal realizar prospecciones,
explorar, desarrollar, mantener y trabajar todos o cualquier
terreno, pozos, minas o derechos de explotación minera,
derechos y concesiones de perforación, minerales, trabajos
y otros elementos necesarios para contener el petróleo, gas,
aceite u otros minerales y los productos similares. Además,
participar en el negocio de productores, transportadores,
refinadores, almacenes, surtidores y distribuidores del petróleo,
gas, aceite u otros productos minerales.
MUS$ 10 El objeto social es Hidrocarburífera en todas sus fases incluyendo
exploración, explotación, procesamiento, distribución,
comercialización, transporte a través de terceros, servicios
petroleros y cualquier otra actividad permitida por la Ley
Ecuatoriana dentro del área hidrocarburífera.
MUS$ 100 El objeto es el desarrollo de las actividades en todas o cualquiera
de las fases de la industria petrolera, orientadas a la óptima
utilización de los hidrocarburos que pertenecen al patrimonio
inalienable e imprescriptible del Estado Ecuatoriano, incluyendo
la investigación científica, la generación y transferencia de
tecnología, para lo cual podrá ejecutar todos los actos y
contratos permitidos por la Ley
Nelson Muñoz
Guerrero
Fernando José
Villareal
Nelson Muñoz
Guerrero
Nelson Muñoz Guerrero,
Julio Bertrand Planella
Claudio Hermes Aldana Muñoz,
Alfredo Miguel Mallea Gil,
Miguel Hernán Pesce
Clase A:
Fernando José Villarreal
Rodolfo Eduardo Berisso
Marcelo Horacio Bombicini
Liliana Claudia Krinski
Jorge Pedro Jurado
Claudio Hermes Aldana Muñoz
Clase B:
Raúl Ángel Rodríguez
Gabriel César Grzona
Ricardo Rubén Montero
Nelson Muñoz Guerrero
Julio Betrand Planella
Lorenzo Gazmuri S. Lorenzo Gazmuri S.
Arturo Natho G.
Andres Robertson C.
Nelson Muñoz Guerrero
Julio Bertrand Planella
Nelson Muñoz
Guerrero.
Vicente Rodríguez
Gaete
Contralmirante
Luis Aurelio
Jaramillo Arias.
Pablo Cisneros
Gerente General
PETROENAP
Nelson Muñoz Guerrero
Julio Bertrand
Vicente Rodríguez Gaet
Julio Mayanz Csato
José Manuel Soffia
Germán Rebolo
Julio Bertrand
Francisco Rosero
Luis Jaramillo
Pablo Caicedo

DIRECTORES SUPLENTES
Julio Mayanz Csato
Clase A:
Alberto Enrique Gil
Adrián Felipe Peres
Roberto Héctor Hopson
Marcelo Augusto Moring
Enrique Smiles,
Nelson Muñoz Guerrero
Clase B:
Oscar Alberto Oroná
Héctor Hugo Tormo
Pablo Antonio de la Vega
Ramiro Mendez Urrutia
Gonzalo Aspillaga Herrera
Ricardo Bunidich Diez
Sergio Azzari Maldonado
Julio Mayanz Csato
Claudio Aldana Muñoz
René Pérez Pérez
Carlos Herrero Pisan
Juan Carlos Bonilla
Lupercio Arteaga
EMPRESA
Enap Sipetrol
Argentina S.A.
Terminales Marítimas
Patagónicas S.A.
Sipetrol International
S.A.
Compañía
Latinoamericana
Petrolera S.A.
EJECUTIVOS
PRINCIPALES
Gerente General:
Claudio Aldana
Muñoz
Gerente General:
Alfredo Sabatini
Gerente General:
Ramón Concha
Barrientos.
Participación
de Enap
Sipetrol S.A.
EJECUTIVOS DE ENAP
SIPETROL S.A. EN FILIAL/
COLIGADA
99,5% Nelson Muñoz Guerrero
Julio Bertrand Planella
Claudio Aldana Muñoz
RELACIONES
ACTOS O CONTRATOS
CELEBRADOS
PROPORCION
DE LA
INVERSION
SOBRE TOTAL
DE ACTIVOS
39,7%
13, 79% 1,2%
100% Nelson Muñoz Guerrero
Julio Bertrand Planella.
20,00% Nelson Muñoz Guerrero
Julio Bertrand Planella
Sipetrol (UK) Limited 100,0% Nelson Muñoz Guerrero
Julio Bertrand Planella
Sociedad
Internacional
Petrolera Enap
Ecuador S.A.
Golfo de Guayaquil
Petroenap Compañía
de Economía Mixta
Gerente General:
Roberto Macleod
Pablo Cisneros
Gerente General
PETROENAP
70% -
40 % Germán Rebolo
Julio Bertrand Planella;
Lupercio Arteaga
Memorándum de
Entendimiento de
Accionistas de la
Empresa Golfo de
Guayaquil Petroenap
Compañía de
Economía Mixta,
para el Bloque 40,
suscrito el 16 de
septiembre de 2008.
E N A P S I P E T R O L S . A . • M E M O R I A A N U A L 2 0 0 9 37
-
0,3%
0,2%
-

38
E N A P S I P E T R O L S . A . • M E M O R I A A N U A L 2 0 0 9

24) Estados Financieros Consolidados 2009
ENAP SIPETROL S.A. Y FILIALES
Estados financieros consolidados preparados
de acuerdo a NIIF al 31 de diciembre de 2009,
31 de diciembre de 2008 y 1 de enero de 2008
39

ENAP SIPETROL S.A. Y FILIALES
ESTADOS DE SITUACION FINANCIERA CONSOLIDADOS
AL 31 DE DICIEMBRE DE 2009, 31 DE DICIEMBRE DE 2008 Y 1 DE ENERO DE 2008
(En miles de dólares)
ACTIVOS
Activos corrientes:
Efectivo y equivalentes al efectivo 26 13.345
Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar, neto 12 92.496
Cuentas por cobrar a entidades relacionadas 24 1.030
Inventarios 878
Pagos anticipados 1.321
Cuentas por cobrar por impuestos corrientes 22 4.555
Otros activos 4.370
Activos no corrientes y grupos en desapropiación mantenidos para la venta 32 -
Total activos corrientes 117.995
Activos no corrientes:
Otros activos financieros 125
Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar, neto 463
Inversiones en asociadas contabilizadas por el método de la participación 9 205
Propiedades, planta y equipo, neto 7 427.371
Activos por impuestos diferidos 22 11.418
Otros activos 7.664
Total activos no corrientes 447.246
TOTAL ACTIVOS 565.241
Las notas adjuntas forman parte integral de estos estados financieros consolidados
Nota 31.12.09 31.12.08 01.01.08
N° MUS$ MUS$ MUS$
16.019
132.084
386
4.820
2.784
3.514
539
17.507
177.653
67
198
1.873
442.636
13.436
7.664
465.874
643.527
16.482
88.382
761
3.077
6.506
15.879
780
20.400
152.267
185
225
2.428
460.748
7.349
7.664
478.599
630.866
41

PATRIMONIO NETO Y PASIVOS
Pasivos corrientes:
Préstamos que devengan intereses 15 65.302
Acreedores comerciales y otras cuentas por pagar 30 38.081
Cuentas por pagar a entidades relacionadas 24 3.593
Provisiones 16 8.728
Cuentas por pagar por impuestos corrientes 22 3.395
Otros pasivos
7.335
Total de los pasivos corrientes en operación 126.434
Pasivos no corrientes:
Préstamos que devengan intereses 15 1.113
Acreedores comerciales y otras cuentas por pagar 30 391
Cuentas por pagar a entidades relacionadas 24 128.589
Provisiones 16 12.883
Pasivos por impuestos diferidos 22 11.660
Otros pasivos
1.633
Total pasivos no corrientes
Nota 31.12.09 31.12.08 01.01.08
N° MUS$ MUS$ MUS$
156.269
Patrimonio neto atribuible a los controladores:
Capital emitido 13 332.150
Otras reservas 14 (63.408)
Resultados retenidos (Pérdidas acumuladas)
Patrimonio neto atribuible a los tenedores de instrumentos de patrimonio
12.679
neto de controladora 281.421
Participaciones minoritarias 14 1.117
64.967
51.325
12.201
16.900
16.991
8.534
170.918
1.175
384
176.914
12.253
14.261
-
204.987
332.150
(63.694)
(2.060)
266.396
1.226
61.779
49.202
10.986
11.786
18.022
6.495
158.270
1.511
326
188.336
19.425
13.937
-
223.535
245.905
(63.321)
65.293
247.877
1.184
Total patrimonio neto 282.538 267.622 249.061
TOTAL PATRIMONIO NETO Y PASIVOS 565.241 643.527 630.866
Las notas adjuntas forman parte integral de estos estados financieros consolidados
42

ENAP SIPETROL S.A. Y FILIALES
ESTADOS DE RESULTADOS INTEGRALES CONSOLIDADOS
POR LOS EJERCICIOS TERMINADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2009 Y 2008
(En miles de dólares)
Nota 31.12.09 31.12.08
N° MUS$ MUS$
Ingresos ordinarios, total 17 294.561 388.573
Costos de ventas, total 18 (224.997) (273.762)
Margen bruto 69.564 114.811
Otros ingresos de operación, total 1.214 932
Gastos de administración (22.019) (34.546)
Otros gastos varios de operación 19 (63.307) (40.204)
Costos financieros (de actividades no financieras) 21 (10.879) (12.487)
Participación en ganancia (pérdida) de asociadas contabilizadas
por el método de la participación 9 (156) (146)
Diferencias de cambio (2.739) 1.347
Otras ganancias (pérdidas) 2.476 1.794
Ganancia (pérdida) antes de impuesto (25.846) 31.501
Gasto (Ingreso) por impuesto a las ganancias 22 (6.176) (19.127)
Ganancia (Pérdida) de actividades continuadas después de impuesto (32.022) 12.374
Ganancia de operaciones discontinuadas, neta de impuesto 23 45.751 6.647
Ganancia (pérdida) 13.729 19.021
Ganancia (Pérdida) atribuible a tenedores de instrumentos de participación en el
patrimonio neto de la controladora y participación minoritaria (presentación)
Ganancia (Pérdida) atribuible a tenedores de instrumentos de participación en el patrimonio
neto de la controladora 13.838 18.979
Ganancia (Pérdida) atribuible a participación minoritaria 14 (109) 42
Ganancia (pérdida) 13.729 19.021
Las notas adjuntas forman parte integrante de estos estados financieros consolidados
43

ENAP SIPETROL S.A. Y FILIALES
ESTADOS DE RESULTADOS INTEGRALES CONSOLIDADOS
POR LOS EJERCICIOS TERMINADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2009 Y 2008
(En miles de dólares)
ESTADO DE OTROS RESULTADOS INTEGRALES CONSOLIDADOS
31.12.09 31.12.08
MUS$ MUS$
Ganancia (pérdida) del ejercicio 13.729 19.021
Otros ingresos y gastos con cargo o abono en el patrimonio neto (presentación)
Cobertura de flujo de caja - -
Ajustes por conversión 286 (373)
Otros ingresos y gastos con cargo o abono en el patrimonio neto, total 286 (373)
Resultado de ingresos y gastos integrales, total 14.015 18.648
Resultado de ingresos y gastos integrales atribuibles a (presentación)
Resultado de ingresos y gastos integrales atribuible a los accionistas mayoritarios 14.124 18.606
Resultado de ingresos y gastos integrales atribuible a participaciones minoritarias (109) 42
Resultado de ingresos y gastos integrales, total 14.015 18.648
Las notas adjuntas forman parte integrante de estos estados financieros consolidados
44

ENAP SIPETROL S.A. Y FILIALES
ESTADO DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO NETO
Capital Cambios en otras reservas
Cambios en
acciones patrimonio neto
ordinarias Otras Cambios en atribuible a la Cambios en Total
capital en Reservas de reservas resultados Sociedad participaciones en patrimonio
acciones conversión varias retenidos dominante minoritarias neto
MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$
Saldo inicial al 01/01/2009 332.150 (73.065) 9.371 (2.060) 266.396 1.226 267.622
Ajustes de períodos anteriores - - - - - - -
Saldo inicial reexpresado 332.150 (73.065) 9.371 (2.060) 266.396 1.226 267.622
Resultado de ingresos y gastos integrales - 286 - 13.838 14.124 (109) 14.015
Otro incremento (decremento) en patrimonio neto - - - 901 901 - 901
Cambios en patrimonio - 286 - 14.739 15.025 (109) 14.916
Saldo final al 31/12/2009 332.150 (72.779) 9.371 12.679 281.421 1.117 282.538
Saldo inicial al 01/01/2008 245.905 (72.692) 9.371 65.293 247.877 1.184 249.061
Ajustes de períodos anteriores - - - - - - -
Saldo inicial reexpresado 245.905 (72.692) 9.371 65.293 247.877 1.184 249.061
Resultado de ingresos y gastos integrales - (373) - 18.979 18.606 42 18.648
Transferencias a (desde) resultados retenidos (Nota 13.1) 86.245 - - (86.245) - - -
Otro incremento (decremento) en patrimonio neto - - - (87) (87) - (87)
Cambios en patrimonio 86.245 (373) - (67.353) 18.519 42 18.561
Saldo final al 31/12/2008 332.150 (73.065) 9.371 (2.060) 266.396 1.226 267.622
Las notas adjuntas forman parte integrante de estos estados financieros consolidados
45

ENAP SIPETROL S.A. Y FILIALES
ESTADOS DE FLUJOS DE EFECTIVOS CONSOLIDADOS
POR LOS EJERCICIOS TERMINADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2009 Y 2008
(En miles de dólares)
Flujos de Efectivo por (Utilizados en) Operaciones, Método Directo
Nota 31.12.09 31.12.08
N° MUS$ MUS$
Importes cobrados de clientes 333.252
Pagos a proveedores (193.491)
Remuneraciones pagadas (28.164)
Pagos recibidos y remitidos por impuesto sobre el valor Añadido (177)
Otros cobros (pagos) (13.984)
Flujos de Efectivo por (Utilizados en) Operaciones 97.436
359.063
(192.155)
(30.579)
-
(998)
135.331
Importes recibidos por dividendos clasificados como de operación 1.214
857
Importes recibidos por impuestos a las ganancias devueltos 17
-
Pagos por impuestos a las ganancias (20.355) (22.565)
Otras entradas procedentes de otras actividades de operación 13.522
1.031
Flujos en efectivo por (utilizados en) otras actividades de operación (5.602) (20.677)
Flujos de efectivo netos de (utilizados en) actividades de operación 91.834 114.654
Flujos de efectivo netos de (utilizados en) actividades de inversión:
Importes recibidos por desapropiación de activos no corrientes mantenidos para la
la venta y operaciones discontinuadas
23 69.460
Otros flujos de efectivo de (utilizados en) actividades de inversión -
Incorporación de propiedad, planta y equipo 7 (106.847)
Pagos para adquirir otros activos financieros (58)
Otros desembolsos de inversión (183)
-
144
(96.028)
(517)
(922)
Flujos de efectivo netos de (utilizados en) actividades de inversión (37.628) (97.323)
Flujos de efectivo netos de (utilizados en) actividades de financiación:
Obtención de préstamos 15.1 65.000
Préstamos de entidades relacionadas 85.462
Pagos de préstamos (64.776)
Reembolso de pasivos por arrendamientos financieros (322)
Pagos de préstamos a entidades relacionadas (138.459)
Pagos por intereses clasificados como financieros (4.339)
21.724
128.957
(21.379)
-
(134.064)
(13.032)
Flujos de efectivo netos de (utilizados en) actividades de financiación (57.434) (17.794)
Variación Neta en Efectivo y Equivalentes al Efectivo (3.228)
(463)
Efectos de las Variaciones en las Tasas de Cambio sobre el Efectivo y Equivalentes al Efectivo 554
-
Efectivo y Equivalentes al Efectivo, Estado de Flujos de Efectivo, Saldo Inicial 16.019 16.482
Efectivo y Equivalentes al Efectivo, Estado de Flujos de Efectivo, Saldo Final 26 13.345 16.019

ENAP SIPETROL S.A. Y FILIALES
NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
(En miles de dólares)
1. INFORMACION GENERAL
Enap Sipetrol S.A., filial de ENAP, fue constituida mediante escritura pública de fecha 24 de mayo de 1990, publicada en el
Diario Oficial de fecha 26 de mayo del mismo año con el nombre de Sociedad Internacional Petrolera S.A. (Sipetrol S.A.).
Depende funcionalmente de la Línea de Negocios de Exploración y Producción de ENAP que es el área encargada de
desarrollar las actividades relacionadas con la exploración y explotación de yacimientos de hidrocarburo.
El objetivo principal es realizar en forma directa o en asociación con terceros, fuera del territorio nacional, una o más de las
actividades de exploración, explotación o beneficio de yacimientos que contengan hidrocarburos.
Mediante Junta Extraordinaria de Accionistas Nº 10 celebrada el 24 de septiembre de 1999, se aprobó la ampliación del objeto
social. Esto para permitirle a la Sociedad realizar la comercialización en Chile o en el extranjero de hidrocarburos
provenientes de sus propias actividades en el exterior o de actividades de sus filiales, como también brindar servicios de
asesoría, tanto en Chile como en el extranjero, en actividades de exploración, explotación y beneficio de yacimientos de
hidrocarburos.
En Junta Extraordinarias de Accionista de fecha 2 de marzo de 2005, se aprobó cambiar el nombre de la Sociedad por Enap
Sipetrol S.A..
Con fecha 23 de junio de 2008, fue inscrita, bajo el Nº 1005, en el Registro de Valores de la Superintendencia de Valores y
Seguros.
2. DESCRIPCION DEL NEGOCIO
La Sociedad puede realizar dentro o fuera del territorio nacional, la exploración, producción y comercialización de
hidrocarburos que provengan de sus propias actividades en el exterior o de la actividad de sus filiales, prestar servicios de
asesoría, tanto en Chile como en el extranjero asociadas a las actividades de exploración, explotación y beneficio de
yacimientos de hidrocarburos.
El grupo consolidado se compone de Enap Sipetrol S.A. (“la Sociedad”) e incluye las sucursales de Ecuador y Venezuela (sin
actividad económica) y las filiales en Argentina, Inglaterra (en proceso de cierre), Ecuador, Uruguay y los negocios conjuntos
descritos en cuadro de Nota 10.
47

Las filiales y sucursales de la Sociedad vigentes con participación en activos son:
Enap Sipetrol Argentina S.A.
Constituida el 17 de julio de 1997 bajo las leyes de la República Argentina. Tiene participación en los bloques: Área Magallanes
(50%), CAM 2A Sur (50%), Pampa del Castillo – La Guitarra (100%) y Campamento Central – Cañadón Perdido (50%).
Además participa en exploración en los bloques La Invernada (50%) y E2 (33%) ex CAM 1 y CAM 3.
Enap Sipetrol S.A., Sucursal Ecuador
Sucursal registrada en Ecuador el 28 de octubre de 1992. Es titular de Contratos de Servicios Específicos para el Desarrollo
y Producción de Petróleo Crudo en los campos Mauro Dávalos Cordero (MDC) y Paraíso, Biguno y Huachito (PBH), en la región
amazónica ecuatoriana.
Con fecha 12 de noviembre de 2008, la Superintendencia de Compañías de Ecuador autorizó cambiar el nombre de Sociedad
Internacional Petrolera S.A. a su actual denominación Enap Sipetrol S.A., la que fue inscrita en el Registro Mercantil del
Cantón de Quito y en la Dirección Nacional de Hidrocarburos con fechas 26 de noviembre y 19 de diciembre de 2008,
respectivamente.
Con fecha 15 de septiembre de 2008 se constituyó la compañía denominada Golfo de Guayaquil Petroenap, Compañía de
Economía Mixta, en la ciudad de Quito, Ecuador. Enap Sipetrol S.A., a través de la sucursal en Ecuador, suscribió 40 acciones
Tipo “B” que representan el 40% del capital social.
Sipetrol International S.A.
Sociedad Anónima Financiera de Inversión, constituida bajo las leyes de la República Oriental del Uruguay, adquirida en junio
de 1998. Participa en actividades de producción en Egipto en los bloques North Bahariya (50%) y East Rast Qattara (50,5%),
y actividades de exploración en Bloque 2 – Rommana (40%) y Bloque 8 – Sidi Abd El Rahman (30%). Además, tiene
participación en el Bloque Mehr, en Irán, la que se encuentra en etapa de devolución del área, bajo los términos señalados en
la Nota 8 ii).
Otras
Con fecha 30 de junio de 2008, fue inscrito en el Registro de la Junta Comercial Do Brasil Do Río de Janeiro, con el Nº1813783
la disolución de la ex-filial Enap Sipetrol Brasil Ltda.
Enap Sipetrol (UK) Limited, se encuentra en proceso de cierre de sus operaciones, el cual se espera concluir en el
transcurso del año 2010. Enap Sipetrol S.A. tiene un 100% de participación en el capital social.
Sociedad Internacional Petrolera Enap Ecuador S.A., constituida el 19 de julio de 2002, sin actividad económica.
Enap Sipetrol S.A., sucursal Venezuela, constituida el 24 de junio de 1994, sin actividad económica.
48

3. RESUMEN DE PRINCIPALES POLITICAS CONTABLES
3.1. Principios contables
Los presentes estados financieros consolidados, se presentan en miles de dólares de los Estados Unidos de Norteamérica,
confeccionados a partir de los registros de contabilidad mantenidos por Enap Sipetrol S.A. y sus filiales y han sido
preparados de acuerdo a las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF), emitidas por el International
Accounting Standards Board (IASB) y aprobados por su Directorio en sesión celebrada con fecha 8 de febrero de 2010.
Los estados consolidados de situación financiera NIIF preliminares al 31 de diciembre de 2008 y el estado de situación
financiera consolidado de apertura al 1 de enero de 2008, han sido preparados exclusivamente para ser utilizados por la
administración de la Sociedad como parte del proceso de conversión de la misma a Normas Internacionales de Información
Financiera (NIIF) para el año que termina el 31 de diciembre de 2009.
Los estados financieros consolidados de Enap Sipetrol S.A. y filiales al 31 de diciembre de 2008, los cuales fueron emitidos
por la Sociedad con fecha 6 de febrero de 2009, fueron preparados de acuerdo con principios de contabilidad generalmente
aceptados en Chile, los cuales fueron considerados como los principios de contabilidad previos, tal como es definido en la NIIF
1, para la preparación del estado consolidado de situación preliminar NIIF. Los principios de contabilidad generalmente
aceptados en Chile difieren en ciertos aspectos de las NIIF.
Estos estados financieros consolidados reflejan fielmente la situación financiera de Enap Sipetrol S.A. y filiales al 31 de
diciembre de 2009, y los resultados de las operaciones, los cambios en el patrimonio neto y los flujos de efectivo por el
ejercicio terminado en esa fecha.
La preparación de los presentes estados financieros consolidados en conformidad con NIIF requiere el uso de estimaciones y
supuestos por parte de la administración de la Sociedad, al aplicar las normas contables. Estas estimaciones están basadas
en el mejor saber de la administración sobre los montos reportados, eventos o acciones. El detalle de las estimaciones y
juicios contables críticos se detallan en la Nota 6.
3.2. Responsabilidad de la información y estimaciones realizadas
La información contenida en estos estados financieros consolidados es de responsabilidad de la administración de la
Sociedad.
En los presentes estados financieros consolidados se han utilizado ocasionalmente estimaciones realizadas por la alta
administración de la Sociedad y de las entidades consolidadas, ratificadas posteriormente por sus Administradores, para
cuantificar algunos de los activos, pasivos, ingresos, gastos y compromisos que figuran registrados en ellas.
Estas estimaciones se explican con mayor detalle en la Nota 6, y se refieren a:
• Deterioro de activos
• Vidas útiles de la propiedad planta y equipos
• Reservas de crudo y gas
• Valor razonable de los instrumentos derivados y otros instrumentos financieros
• Provisiones por litigios y otras contingencias
• Cálculo del impuesto sobre beneficios y activos por impuestos diferidos
49

Estas estimaciones se han realizado en función de la mejor información disponible sobre los hechos analizados. Sin embargo,
es posible que acontecimientos que puedan tener lugar en el futuro obliguen a modificarlas (al alza o a la baja) en próximos
ejercicios, lo que se realizaría, conforme a lo establecido en la NIC 8, de forma prospectiva, reconociendo los efectos del
cambio de estimación en las correspondientes cuentas de pérdidas y ganancias consolidadas.
A continuación se describen las principales políticas contables adoptadas en la preparación de estos estados financieros
consolidados. Tal como lo requiere la NIIF 1, estas políticas han sido definidas en función de las NIIF vigentes al 31 de
diciembre de 2009, aplicadas de manera uniforme a todos los ejercicios que se presentan en estos estados financieros
consolidados.
a) Bases de preparación y período - Los presentes estados financieros consolidados de Enap Sipetrol S.A. y de las
entidades consolidadas comprenden el estado de situación financiera al 1 de enero de 2008 (fecha de la transición), 31 de
diciembre de 2008 y 31 de diciembre de 2009, los estados de resultados integrales y los estados de flujo de efectivo por los
ejercicios terminados al 31 de diciembre de 2008 y 2009. Han sido preparados de acuerdo con Normas Internacionales de
Información Financiera (NIIF) y las interpretaciones de las Normas Internacionales de Contabilidad (CINIIF).
b) Bases de consolidación - Los estados financieros consolidados de la Sociedad incluyen los activos, pasivos, ingresos,
gastos y flujos de caja después de eliminar las transacciones entre compañías.
i) Filiales:
Son sociedades filiales aquellas sobre las que Enap Sipetrol S.A. tiene el poder para dirigir las políticas financieras
y de explotación, lo que generalmente presume una participación superior a la mitad de los derechos de voto.
La Sociedad determina su control sobre otra entidad considerando la existencia y el efecto de los derechos
potenciales de voto que sean actualmente ejercidos. Las filiales se consolidan a partir de la fecha en que se
transfiere el control a la Sociedad, y se excluyen de la consolidación en la fecha en que cesa el mismo.
En el siguiente cuadro, se detallan las sociedades filiales directas e indirectas, que han sido consolidadas por Enap Sipetrol
S.A.
Sociedad Domicilio Relación Porcentaje de participación Método de
con matriz accionaria
contabilización
31.12.09 31.12.08 01.01.08
ENAP Sipetrol Argentina S.A. Argentina Filial directa 99,50% 99,50% 99,50% Integración global
ENAP Sipetrol (UK) Limited Reino Unido Filial directa 100,00% 100,00% 100,00% Integración global
Sipetrol International S.A. (Uruguay) Uruguay Filial directa 100,00% 100,00% 100,00% Integración global
Sociedad Internacional Petrolera ENAP Ecuador S.A. Ecuador Filial directa 100,00% 100,00% 100,00% Integración global
ii) Negocios conjuntos
Se consideran entidades de control conjunto aquellas sociedades en las que la situación descrita en el punto i)
precedente, se establecen en acuerdos con otros accionistas o socios.
Los negocios conjuntos se consolidan por el método de integración proporcional, que supone la inclusión en los
estados financieros consolidados de la parte proporcional de los activos, pasivos, gastos e ingresos de estas
sociedades en función de la participación de la Sociedad sobre las mismas. Se entiende por negocios conjuntos
50

aquellos en los que existe control conjunto, derivado únicamente cuando las decisiones estratégicas, tanto
financieras como operativas, de las actividades requieren el consentimiento unánime de las partes que están
compartiendo el control.
Los activos, pasivos, ingresos y gastos correspondientes a los negocios conjuntos se presentan en el Estado de
Situación Consolidado y en el Estado de Resultados Integrales Consolidados de acuerdo con su naturaleza
específica.
iii) Coligadas o asociadas
Se consideran entidades coligadas o asociadas aquellas en las cuales Enap Sipetrol S.A. está en posición de ejercer
una influencia significativa, pero no un control ni control conjunto, por medio del poder de participar en las
decisiones sobre sus políticas operativas y financieras. La participación de la Sociedad en los activos netos, los
resultados después de los impuestos y las reservas después de la adquisición de las asociadas se incluyen en los
estados financieros. Esto exige registrar la inversión al inicio al costo y en períodos posteriores, ajustar el valor
libro de la inversión para reflejar la participación de la Sociedad en los resultados de la asociada, menos el
deterioro del menor valor y otros cambios en los activos netos de la asociada.
Las asociadas se consolidan por el método de la participación. El método de la participación supone la consolidación
en base al valor teórico–contable de la participación poseída en la Sociedad. El resultado neto obtenido en cada
ejercicio por estas sociedades se refleja en el estado de resultados integrales consolidados como “Participación en
ganancias (pérdidas) de asociadas contabilizadas por el método de la participación”. Las pérdidas de las asociadas
atribuidas al inversor que superen el interés de éste en dichas asociadas no se reconocen, a no ser que exista por
parte de la Sociedad obligación de cubrir las mismas.
iv) Sucursal
Se considera sucursal a una extensión de la misma compañía para abarcar mercados ubicados fuera de la localidad
en la que se encuentra la casa matriz, Enap Sipetrol S.A.. Desde el punto de vista jurídico, la principal característica
de las sucursales es que son parte integrante de la casa matriz. El concepto de sucursal supone dependencia
económica y jurídica de la principal, y existe titularidad de una misma persona jurídica con tratamiento legal
unitario. Ostenta el mismo nombre, mantiene la unidad de la empresa, no tiene capital propio ni responsabilidad
separada, aunque dentro de las relaciones internas esté investida de una relativa autonomía administrativa.
c) Moneda funcional - La moneda funcional de Enap Sipetrol S.A. y filiales se ha determinado como la moneda del ambiente
económico principal en el que operan. Las transacciones distintas a las que se realizan en la moneda funcional de la entidad
se convierten a la tasa de cambio vigente a la fecha de la transacción. Los activos y pasivos monetarios expresados en
monedas distintas a la funcional se volverán a convertir a las tasas de cambio de cierre. Las ganancias y pérdidas por la
reconversión se incluirán en las utilidades o pérdidas netas del ejercicio dentro de otras partidas financieras, con la
excepción de las diferencias de cambios en créditos en moneda extranjera que proveen una cobertura a la inversión neta en
una entidad extranjera. Estas son llevadas directamente al patrimonio hasta la venta o enajenación de la inversión neta,
momento en el cual son reconocidas en utilidades o pérdidas.
La moneda funcional y de presentación de Enap Sipetrol S.A. y filiales es el dólar de los Estados Unidos de Norteamérica. En
la consolidación, las partidas del estado de resultados integrales correspondientes a entidades con moneda funcional distinta
al dólar estadounidense se convertirán a esta última moneda a las tasas de cambio promedio. Las partidas del estado de
51

situación financiera se convertirán a las tasas de cambio de cierre. Las diferencias de cambio por la conversión de los
activos netos de dichas entidades se llevarán a patrimonio y se registrarán en una reserva de conversión separada.
d) Bases de conversión - Los activos y pasivos en pesos chilenos, en unidades de fomento y otras monedas, han sido
traducidos a dólares a los tipos de cambio vigentes a la fecha de cierre de los estados financieros, de acuerdo al siguiente
detalle:
31.12.2009 31.12.2008 01.01.2008
$ $ $
Dólar observado 507,10 636,45 496,89
Peso Argentino 3,80 3,42 3,15
Libra Esterlina 0,62 0,69 0,50
Unidades de fomento 0,02 0,03 0,03
Euro 0,70 0,71 0,68
e) Compensación de saldos y transacciones - Como norma general en los estados financieros no se compensan los
activos y pasivos, tampoco los ingresos y gastos, salvo en aquellos casos en que la compensación sea requerida o permitida
por alguna norma y esta presentación sea un reflejo del fondo de la transacción.
Los ingresos o gastos con origen en transacciones que, contractualmente o por imperativo de una norma legal, contemplan
la posibilidad de compensación y la Sociedad tiene la intención de liquidar por su importe neto o de realizar el activo y
proceder al pago del pasivo de forma simultánea, se pr esentan netos en la cuenta de resultados.
f) Moneda extranjera - Las transacciones en una divisa distinta de la moneda funcional de una Sociedad se consideran
transacciones en “moneda extranjera”, y se contabilizan en su moneda funcional al tipo de cambio vigente en la fecha de la
operación. Al cierre de cada ejercicio, los saldos de balance de las partidas monetarias en moneda extranjera se valoran al
tipo de cambio vigente a dicha fecha, y las diferencias de cambio que surgen de tal valoración se registr an en la cuenta de
resultados del ejercicio en que éstas se producen.
Las diferencias de cambio resultantes de las operaciones de financiación a largo plazo que formen parte de la inversión neta
en una Sociedad extranjera, contabilizan en la línea “Diferencias de conversión”, dentro del patrimonio de los estados de
situación consolidados adjuntos.
g) Propiedades, planta y equipo - Los bienes de propiedad, planta y equipo son registrados al costo, excluyendo los costos
de mantención periódica menos depreciación acumulada, menos pérdidas por deterioro de valor.
El costo de los elementos de propiedades, planta y equipo comprende su precio de adquisición más todos los costos
directamente relacionados con la ubicación del activo, su puesta en condiciones de funcionamiento según lo previsto por la
gerencia y la estimación inicial de cualquier costo de desmantelamiento y retiro del elemento o de rehabilitación del
emplazamiento físico donde se asienta.
Adicionalmente, se considerará como costo de los elementos de propiedades, planta y equipo, los costos por intereses de la
financiación directamente atribuibles a la adquisición o construcción de activos que requieren de un período de tiempo
sustancial antes de estar listos para su uso o venta.
Los gastos de reparaciones, conservación y mantenimiento se imputan a resultados del ejercicio en que se producen. Cabe
señalar, que algunos elementos de propiedades, plantas y equipos de la Sociedad requieren revisiones periódicas. En este
52

sentido, los elementos objeto de sustitución son reconocidos separadamente del resto del activo y con un nivel de
desagregación que permita amortizarlos en el período que medie entre la actual y hasta la siguiente reparación.
Las operaciones de exploración y producción se registran de acuerdo a las normas establecidas en la NIIF 6 “Exploración y
Evaluación de Recursos Minerales”.
Las operaciones de Exploración y Producción de Hidrocarburos se registran de acuerdo con el método de esfuerzos exitosos
(successful-efforts) y el tratamiento contable de los diferentes costos incurridos bajo este método es el siguiente:
i) Los costos originados en la adquisición de nuevos derechos o participaciones en áreas con reservas probadas y no
probadas se capitalizan en el rubro Propiedades, plantas y equipos.
ii) Los costos originados en la adquisición de participaciones en áreas exploratorias se capitalizan a su precio de compra y
se amortizan con cargo a resultados de acuerdo con el criterio señalado en el rubro costos de exploración. En el caso
que no se encuentren reservas, estos valores previamente capitalizados, son registrados como gasto en resultados.
Cuando el resultado es positivo en la exploración, es decir, existe un descubrimiento comercialmente explotable, los
costos se presentan en el rubro Propiedad planta y equipos, a su valor neto contable en el momento que así se
determine. Los pozos se clasifican como comerciales únicamente si se espera que generen un volumen de reservas
suficiente para justificar su desarrollo comercial.
iii) Los costos de exploración, anterior a la perforación, como los gastos de geología y geofísica, costos asociados al
mantenimiento de las reservas no probadas y los otros costos relacionados con la exploración se cargan a resultados
en el momento en que se incurren.
Los costos de perforación incurridos en las campañas exploratorias, incluyendo los pozos exploratorios estratigráficos,
se capitalizan y se presentan en el rubro Propiedades, planta y equipos, pendientes de la determinación de si se han
encontrado reservas probadas que justifiquen su desarrollo comercial. Si no se han encontrado reservas probadas,
estos costos inicialmente capitalizados son cargados en resultados.
Los costos de perforación de pozos que hayan dado lugar a un descubrimiento positivo de reservas comercialmente
explotables se capitalizan y se presentan en el rubro Propiedades planta y equipos.
iv) Los costos de desarrollo incurridos para extraer las reservas probadas y para tratamiento y almacenaje de petróleo y
gas (incluyendo costos de perforación de pozos productivos y de pozos en desarrollo secos, plataformas, sistemas de
mejora de recuperación, etc.) se capitalizan y se presentan en el rubro Propiedades, planta y equipos.
v) Los costos por los futuros abandonos y desmantelamientos de campos están calculados, campo por campo y se
capitalizan por su valor. Esta capitalización se realiza con abono al rubro provisiones no corrientes.
Las inversiones capitalizadas según los criterios anteriores se amortizan de acuerdo con el siguiente método:
a) Las inversiones correspondientes a adquisición de reservas probadas se amortizan a lo largo de la vida comercial
estimada del yacimiento en función de la relación existente entre la producción del año y las reservas probadas del
campo al inicio del período de amortización.
53

) Las inversiones relacionadas con reservas no probadas o de campos en evaluación no se amortizan. Estas
inversiones son analizadas, al menos anualmente, o antes si existiera un indicio de deterioro y, de producirse un
deterior o, éste se reconoce con cargo a resultados.
c) Los costos originados en perforaciones y las inversiones efectuadas con posterioridad para el desarrollo y
extracción de las reservas de hidrocarburos se amortizan a lo largo de la vida comercial estimada del yacimiento,
en función de la relación existente entre la producción del año y las reservas probadas desarrolladas del campo al
inicio del período de amortización.
Los cambios en las estimaciones de reservas se tienen en cuenta en el cálculo de las amortizaciones con carácter
prospectivo.
A la fecha de cierre o siempre que haya un indicio de que pueda existir un deterioro en el valor de los activos, se compara el
valor recuperable de los mismos con su valor neto contable.
Cualquier registro o reverso de una pérdida de valor, que surja como consecuencia de esta comparación, se registra con
cargo o abono a resultados según corresponda.
Para la identificación de las inversiones de naturaleza medioambiental, cuya finalidad es la de minimizar los impactos
medioambientales, protección y mejora del medio ambiente, se realizan teniendo en cuenta, la naturaleza, las políticas y las
actividades desarrolladas por la Sociedad, de acuerdo con criterios técnicos relativos a esta materia, en concordancia con
las directrices emitidas por el American Petroleum Institute (API).
h) Depreciación - Los elementos de Propiedades, planta y equipo, con excepción de aquellos relacionados con las
actividades de Exploración y Producción de hidrocarburos, se amortizan siguiendo el método lineal, mediante la distribución
del costo de adquisición de los activos menos el valor residual estimado entre los años de vida útil estimada de los
elementos. A continuación se presentan los principales elementos de propiedad, planta y equipo y sus ejercicios de vida útil
utilizados:
Vida útil elementos de activo fijo Vida útil
financiera años
Edificios 30 y 50
Plantas y Equipos
Plantas 10 y 15
Equipos 10 y 18
Equipos de tecnología de la información 4 y 6
Instalaciones fijas y accesorios 10 y 20
Vehículos de motor 7
Mejoras de bienes arrendados:
Edificaciones 10
Inversiones en exploración y producción Cuota de agotamiento
Otras propiedades de planta y equipo 3 y 20
Aquellos elementos de propiedades, planta y equipos relacionados con las actividades de exploración y producción de
hidrocarburos, se amortizan según el método de amortización de unidades de producción (cuota de agotamiento).
54

El valor residual y la vida útil de los elementos de activos fijos se revisan anualmente y su depreciación comienza cuando los
activos están en condiciones de uso.
Los terrenos se registran de forma independiente de los edificios o instalaciones que puedan estar asentadas sobre los
mismos y se entiende que tienen una vida útil indefinida, y por lo tanto, no son objetos de depreciación.
La Sociedad evalúa, al menos anualmente, la existencia de un posible deterioro de valor de los activos de propiedades,
plantas y equipos. Cualquier reverso de la pérdida de valor por deterioro, se registra en patrimonio.
i) Activos no corrientes y grupos en desapropiación mantenidos para la venta - Los activos no corrientes se clasifican
como disponibles para la venta si su importe en libros se recupera a través de una operación de venta y no a través del uso
continuado de los mismos. Esta condición se considera cumplida únicamente cuando la venta es altamente probable y el
activo está disponible para la venta inmediata en su estado actual. La venta se considera altamente probable si
previsiblemente se completará en el plazo de un año desde la fecha de clasificación.
Estos activos se presentan valorados por el menor importe entre el valor en libros y el valor razonable menos el costo de
venta.
j) Activos financieros
Los activos financieros a valor raz onable con cambios en resultados son activos financieros mantenidos para negociar. Un
activo financiero se clasifica en esta categoría si se adquiere principalmente con el propósito de venderse en el corto plazo.
Los derivados también se clasifican como adquiridos para su negociación a menos que sean designados como coberturas. Los
activos de esta categoría se clasifican como activos corrientes.
Las inversiones en valores negociables se registran inicialmente al costo y posteriormente su valor se actualiza con base en
su valor de mercado (valor justo).
Las inversiones en acciones se encuentran contabilizadas a su valor razonable, los dividendos obtenidos se encuentran
registrados en otras ganancias.
i) Préstamos y cuentas por cobrar
Los préstamos y cuentas por cobrar son activos financieros no derivados con pagos fijos o determinables, que no cotizan en
un mercado activo. Se clasifican en activos corrientes, excepto los vencimientos superiores a 12 meses desde la fecha del
balance, que se clasifican como activos no corrientes. Los préstamos y cuentas por cobrar incluyen los deudores
comerciales y otras cuentas por cobrar.
ii) Activos financieros mantenidos hasta su vencimiento
Los activos financieros mantenidos hasta su vencimiento son activos financieros no derivados con pagos fijos o
determinables y vencimiento fijo, que la administración de la Sociedad tiene la intención positiva y la capacidad de mantener
hasta su vencimiento. Si la Sociedad vendiese un importe significativo de los activos financieros mantenidos hasta su
vencimiento, la categoría completa se reclasificaría como disponible para la venta. Estos activos financieros se clasifican en
activos no corrientes, excepto aquéllos con vencimiento inferior a 12 meses a partir de la fecha del Estado de Situación
Financiera, que se clasifican como activos corrientes.
55

iii) Activos financieros disponibles para la venta
Los activos financieros disponibles para la venta son activos no derivados que se designan en esta categoría o no se
clasifican en ninguna de las otras categorías. Se incluyen en activos no corrientes a menos que la administración pretenda
enajenar la inversión en los 12 meses siguientes a la fecha del Estado de Situación Financiera.
iv) Deterioro de activos financieros: Los activos financieros, distintos de aquellos valorizados a valor razonable a través
de resultados, son evaluados a la fecha de cada estado de situación para establecer la presencia de indicadores de deterioro.
Los activos financieros se encuentran deteriorados cuando existe evidencia objetiva de que, como resultado de uno o más
eventos ocurridos después del reconocimiento inicial, los flujos futuros de caja estimados de la inversión han sido afectados
negativamente.
En el caso de los activos financieros valorizados al costo amortizado, la pérdida por deterioro corresponde a la diferencia
entre el valor libro del activo y el valor presente de los flujos futuros de caja estimados, descontados a la tasa de interés
efectiva original del activo financiero. Las inversiones financieras de la compañía son realizadas en instituciones de la más
alta calidad crediticia y mantenidas en el corto plazo, por lo que no presentan a la fecha un indicio de deterioro respecto de
su valor libro.
v) Reconocimiento y medición de activos financieros
Las adquisiciones y enajenaciones de activos financieros se reconocen en la fecha de negociación, es decir, la fecha en que la
Sociedad se compromete a adquirir o vender el activo.
Las inversiones se reconocen inicialmente por el valor razonable más los costos de la transacción para todos los activos
financieros no llevados a valor razonable con cambios en resultados. Los activos financieros a valor razonable con cambios
en resultados se reconocen inicialmente por su valor razonable, y los costos de la transacción se llevan a resultados. Las
inversiones se dan de baja cuando los derechos a recibir flujos de efectivo de las inversiones han vencido o se han
transferido y la Sociedad ha traspasado sustancialmente todos los riesgos y ventajas derivados de su titularidad.
Los activos financieros disponibles para la venta y los activos financieros a valor razonable con cambios en resultados se
contabilizan posteriormente por su valor razonable (con contrapartida en patrimonio y resultados, respectivamente). Los
préstamos y cuentas por cobrar, y los activos financieros mantenidos hasta su vencimiento se registran por su costo
amortizado de acuerdo con el método de la tasa de interés efectiva.
Las ganancias y pérdidas que surgen de cambios en el valor justo de activos financieros a valor razonable con cambios en
resultados se incluyen en el estado de resultados en el período en el que se producen los referidos cambios en el valor justo.
Los ingresos por dividendos de activos financieros a valor razonable con cambios en resultados se reconocen en el estado de
resultados en el rubro otras ganancias cuando se ha establecido el derecho de la Sociedad a percibir los pagos por los
dividendos.
Los cambios en el valor razonable de inversiones financieras en títulos de deuda denominados en moneda extranjera
clasificados como disponibles para la venta son separados entre diferencias de cambio resultantes de modificaciones en el
costo amortizado del título y otros cambios en el importe en libros del mismo. Las diferencias de cambio se reconocen en el
resultado del ejercicio y los otros cambios en el importe en libros se reconocen en el patrimonio neto, y son estos últimos
reflejados de acuerdo con NIC 1 a través del estado de otros resultados integrales. Las diferencias de cambio sobre
inversiones financieras en instrumentos de patrimonio mantenidos a valor razonable con cambios en resultados, se
presentan como parte de la ganancia o pérdida en el valor razonable. Las diferencias de cambio sobre dichos instrumentos
56

clasificados como activos financieros disponibles para la venta, se incluyen en el patrimonio neto en la reserva
correspondiente, y son reflejados de acuerdo con NIC 1 a través del estado de otros resultados integrales.
Cuando el valor de un título clasificado como disponible para la venta se vende o su valor se deteriora, los ajustes
acumulados por fluctuaciones en su valor razonable reconocidos en el patrimonio se reconocen en el estado de resultado.
Los intereses que surgen de los valores disponibles para la venta calculados usando el método de interés efectivo se
reconocen en el estado de resultados en el rubro otros ingresos. Los dividendos generados por instrumentos disponibles
para la venta se reconocen en el estado de resultados en el rubro otras ganancias cuando se ha establecido el derecho de la
Sociedad a percibir el pago de los dividendos.
Los valores razonables de las inversiones que cotizan se basan en precios de compra corrientes. Si el mercado para un
activo financiero no es activo (y para los títulos que no cotizan), la Sociedad establece el valor razonable empleando técnicas
de valoración que incluyen el uso de valores observados en transacciones libres recientes entre partes interesadas y
debidamente informadas, la referencia a otros instrumentos sustancialmente similares, el análisis de flujos de efectivo
descontados, y modelos de fijación de precios de opciones haciendo un uso máximo de información del mercado y confiando
lo menos posible en información interna específica de la entidad. En caso de que ninguna técnica mencionada pueda ser
utilizada para fijar el valor razonable, se registran las inversiones a su costo de adquisición neto de la pérdida por deterioro,
si fuera el caso.
La Sociedad evalúa en la fecha de cada Estado de Situación Financiera si existe evidencia objetiva de que un activo financiero
o un grupo de activos financieros puedan haber sufrido pérdidas por deterioro. En el caso de títulos de patrimonio
clasificados como disponibles para la venta, para determinar si los títulos han sufrido pérdidas por deterioro se considerará
si ha tenido lugar un descenso significativo o prolongado en el valor razonable de los títulos por debajo de su costo. Si existe
cualquier evidencia de este tipo para los activos financieros disponibles para venta, la pérdida acumulada determinada como
la diferencia entre el costo de adquisición y el valor razonable corriente, menos cualquier pérdida por deterioro del valor en
ese activo financiero previamente reconocido en resultados se elimina del patrimonio neto y se reconoce en el estado de
resultados. Las pérdidas por deterioro del valor reconocidas en el estado de resultados por instrumentos de patrimonio no
se revierten a través del estado de resultados.
k) Derivados implícitos - La Sociedad evalúa la existencia de derivados implícitos en contratos de instrumentos financieros
para determinar si sus características y riesgos están estrechamente relacionados con el contrato principal siempre que el
conjunto no esté contabilizado a valor razonable. En caso de no estar estrechamente relacionado, cuando la entidad primero
se convierte en una parte de tal, los derivados implícitos son separados del contrato principal, que no es medido a valor justo
a través de resultado, cuando el análisis muestra que las características económicas y los riesgos de los derivados
implícitos no están estrechamente relacionados con el contrato principal.
La Sociedad no usa estos instrumentos financieros para fines especulativos.
l) Reconocimiento de ingresos y gastos - Los ingresos por ventas y servicios son reconocidos cuando los riesgos
relevantes y beneficios de la propiedad de los productos son transferidos al comprador y los productos son entregados en la
ubicación acordada. Los ingresos son medidos al valor justo de la consideración recibida o por recibir y representa los
montos a recibir por los servicios provistos en el curso normal de los negocios, neto de los descuentos e impuestos
relacionados.
La Sociedad reconoce los ingresos cuando el importe de los mismos puede ser valorado de manera fiable, y es probable que
los beneficios económicos futuros vayan a fluir a la Sociedad, según se describe a continuación:
57

i) Ventas de bienes: Los ingresos por ventas de bienes se reconocen cuando una entidad de la Sociedad ha
entregado los productos al cliente, el cliente tiene total discreción sobre el precio al que se venden los productos y no
existe ninguna obligación pendiente de cumplirse que pueda afectar la aceptación de los productos por parte del cliente.
La entrega no tiene lugar hasta que los productos se han enviado al lugar indicado por el comprador, los riesgos de
obsolescencia y pérdida se han transferido al cliente y el cliente ha aceptado los productos de acuerdo con el contrato
de venta, el ejercicio de aceptación ha finalizado, o bien la Sociedad tiene evidencia objetiva de que se han cumplido los
criterios necesarios para la aceptación. Las ventas se reconocen en función del precio fijado en el contrato de venta,
neto de los descuentos por volumen y las devoluciones estimadas a la fecha de la venta. Se presume que no existe un
componente de financiación significativo, debido a que las ventas se realizan con un ejercicio medio de cobro reducido,
lo que está en línea con la práctica habitual del mercado.
ii) Venta de servicios: Los ingresos por ventas de servicios se reconocen cuando pueden ser estimados con
fiabilidad y en función a los servicios efectivamente prestados a la fecha de cierre de los estados financieros.
iii) Ingresos por dividendos: Los dividendos son reconocidos cuando el derecho de la Sociedad de recibir el pago
queda establecido.
iv) Ingresos por intereses: Los intereses son reconocidos usando el método del tipo de interés efectivo.
v) Ingresos diferidos: Los ingresos diferidos corresponden a valores percibidos anticipadamente en virtud de un
contrato de usufructo suscrito. Estos ingresos se amortizan linealmente con abono a resultados sobre base devengada.
vi) Gastos: Los gastos se reconocen cuando se produce la disminución de un activo o el incremento de un pasivo que
se puede medir en forma fiable.
m) Existencias - Las materias primas, productos en proceso, productos terminados y materiales, están valorizados
inicialmente al costo. Posteriormente al reconocimiento inicial, se valorizan al menor entre el valor neto realizable y el costo.
La Sociedad utiliza el método FIFO como método de costeo para los productos en existencia y para los materiales utiliza el
método del Precio Promedio Ponderado.
El valor neto realizable, representa la estimación del precio de venta al cierre del ejercicio menos todos los costos estimados
de terminación y los costos que serán incurridos en los procesos de comercialización, ventas y distribución.
n) Provisión de beneficios al personal - Los costos asociados a los beneficios contractuales del personal, relacionados
con los servicios prestados por los trabajadores durante el año, son cargados a resultados en el ejercicio en que se
devengan.
Las obligaciones reconocidas por concepto de indemnizaciones por años de servicios surgen como consecuencia de
acuerdos de carácter colectivo suscritos con los trabajadores de la Sociedad en los que se establece el compromiso por
parte de la empresa. La Sociedad reconoce el costo de beneficios del personal de acuerdo a un cálculo actuarial, según lo
requiere NIC 19 “Beneficios del personal” el que incluye variables como la expectativa de vida, incremento de salarios, etc.
Para determinar dicho cálculo se ha utilizado una tasa de descuento del 5,5% anual.
o) Provisiones y pasivos contingentes - Se registran las provisiones relacionadas con obligaciones presentes, legales o
asumidas, surgidas como consecuencia de un suceso pasado para cuya cancelación se espera una salida de recursos, cuyo
importe y oportunidad se pueden estimar fiablemente.
58

Los pasivos contingentes, son obligaciones surgidas a raíz de sucesos pasados, cuya confirmación está sujeta a la
ocurrencia o no, de eventos fuera del control de la empresa, u obligaciones presentes surgidas de hechos anteriores, cuyo
importe no puede ser estimado de forma fiable, o para cuya liquidación no es probable que tenga lugar una salida de
recursos.
La Sociedad no registra activos ni pasivos contingentes salvo aquellos que deriven de contratos de carácter onerosos, los
cuales se registran como provisión y son revisados a la fecha de cada balance para reflejar la mejor estimación existente a
ese momento.
p) Impuesto a las ganancias e impuestos diferidos - La Sociedad determina la base imponible y calcula su impuesto a la
renta de acuerdo con las disposiciones legales vigentes en cada ejercicio.
Los impuestos diferidos originados por diferencias temporarias y otros eventos que crean diferencias entre la base contable
y tributaria de activos y pasivos se registran de acuerdo con las normas establecidas en la NIC 12 Impuesto a las ganancias.
El impuesto sobre sociedades se registra en la cuenta de resultados consolidada o en las cuentas de patrimonio neto del
Estado de Situación Consolidado en función de donde se hayan registrado las ganancias o pérdidas que lo originaron. Las
diferencias entre el valor contable de los activos y pasivos y su base fiscal generan los saldos de impuestos diferidos de
activo o de pasivo que se calculan utilizando las tasas fiscales que se espera que estén en vigor cuando los activos y pasivos
se realicen.
Las variaciones producidas en el ejercicio en los impuestos diferidos de activo o pasivo se registran en la cuenta de
resultados consolidada o directamente en las cuentas del estado de cambios en el patrimonio y estado de situación
financiera, según corresponda.
Los activos por impuestos diferidos se reconocen únicamente cuando se espera disponer de utilidades tributarias futuras
suficientes para recuperar las deducciones por diferencias temporarias.
En el caso de las sociedades extranjeras de Enap Sipetrol S.A., éstas presentan individualmente sus declaraciones de
impuesto, de acuerdo con la norma fiscal aplicable en el país de operación.
q) Pasivos financieros - Los prestamos, obligaciones con el público y pasivos financieros de naturaleza similar se
reconocen inicialmente a su valor razonable, neto de los costos en que
se haya incurrido en la transacción. Posteriormente, se valorizan a su costo amortizado y cualquier diferencia entre los
fondos obtenidos (netos de los costos necesarios para su obtención) y el valor de reembolso, se reconoce en el estado de
resultados durante la vida de la deuda de acuerdo con el método de la tasa de interés efectiva.
Las obligaciones financieras se clasifican como pasivos corrientes a menos que la Sociedad tenga un derecho incondicional a
diferir su liquidación durante al menos 12 meses después de la fecha del balance.
r) Arrendamientos
Arrendamientos financieros: El arrendador transfiere sustancialmente todos los riesgos y ventajas inherentes a la propiedad
del activo al arrendatario. La propiedad del activo, en su caso, puede o no ser transferida. Cuando las sociedades de Enap
Sipetrol S.A., actúan como arrendatarias de un bien en arrendamiento financiero, el costo de los activos arrendados se
presenta en el Estado de Situación Consolidado, según la naturaleza del bien objeto del contrato y, simultáneamente, se
59

egistra un pasivo por el mismo importe. Dicho importe será el menor entre el valor razonable del bien arrendado y la suma
de los valores actuales de las cantidades a pagar al arrendador más, en su caso, el precio de ejercicio de la opción de
compra. Estos activos se amortizan con criterios similares a los aplicados al conjunto de las propiedades, planta y equipo de
uso propio o en el plazo del arrendamiento, cuando éste sea menor.
Los gastos financieros derivados de la actualización financiera del pasivo registrado se cargan en el rubro Otros gastos
varios de operación de la cuenta de resultado consolidado.
s) Distribución de dividendos - Por Oficio Ord. N° 64 de fecha 23de enero de 2009, el Ministerio de Hacienda autorizó a
suspender temporalmente para el año 2009, la política de traspasos del 100% de los dividendos anuales de las filiales a ENAP,
correspondientes al ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2008. Lo anterior fue ratificado en Junta Ordinaria de
Accionistas de fecha 30 de abril de 2009.
t) Medio ambiente - La política de la compañía establece que los gastos medio ambientales asociados a proyecto se activan
y el resto de los desembolsos se reconocen en resultado.
u) Acreedores comerciales - Los acreedores comerciales se reconocen inicialmente a su valor razonable y
posteriormente se valoran por su costo amortizado utilizando el método del tipo de interés efectivo. Cuando el valor nominal
de la cuenta por pagar no difiera significativamente de su valor justo, el reconocimiento será a su valor nominal.
v) Efectivo y equivalentes al efectivo - La Sociedad considera equivalentes al efectivo aquellos activos financieros
líquidos, depósitos o inversiones financieras líquidas, que se pueden transformar rápidamente en efectivo en un plazo
inferior a tres meses y cuyo riesgo de cambio en su valor es poco significativo.
i) Actividades de explotación: son las actividades que constituyen la principal fuente de ingresos ordinarios de la
Sociedad, así como otras actividades que no puedan ser calificadas como de inversión o financiación.
ii) Actividades de inversión: son las actividades relacionadas con la adquisición, enajenación o disposición por otros
medios de activos a largo plazo y otras inversiones no incluidas en el efectivo y sus equivalentes.
iii) Actividades de financiamiento: son las actividades que producen variaciones en la composición del patrimonio
neto, y de los pasivos de carácter financiero.
3.3. Nuevos pronunciamientos contables
A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados, los siguientes pronunciamientos contables han sido
emitidos por IASB, los que no son de aplicación efectiva al 31 de diciembre de 2009.
60

Normas revisadas y modificadas
Nuevas NIIF
NIIF 9, Instrumentos Financieros Períodos anuales iniciados en o después
del 1 de enero de 2013
Enmiendas
NIIF 1 (Revisada), Adopción por primera vez de las Normas Internacionales
de Información Financiera
Períodos anuales iniciados el 1 de julio
de 2009
NIIF 2, Pagos basados en acciones Períodos anuales iniciados en o después
del 1 de enero de 2010
NIIF 3 (Revisada), Combinación de negocios Períodos anuales iniciados el 1 de julio
de 2009
NIC 27 (Revisada), Estados Financieros Consolidados e Individuales Períodos anuales iniciados el 1 de julio
de 2009
NIC 24, Revelación de Partes Relacionadas Períodos anuales iniciados en o después
del 1 de enero de 2011
NIC 32, Clasificación de Derechos de Emisión Períodos anuales iniciados en o después
del 1 de febrero de 2010
NIC 39, Instrumentos Financieros: Medición y Reconocimiento – Ítems
cubiertos elegibles
Mejoras a NIIFs – colección de enmiendas a doce Normas Internacionales de
Información Financiera
Aplicación retrospectiva para períodos
anuales iniciados en o después del 1 de
julio de 2009
Períodos anuales iniciados en o después
del 1 de enero de 2010
Nuevas Interpretaciones
CINIIF 17, Distribución de activos no monetarios a propietarios Períodos anuales iniciados en o después
del 1 de julio de 2009
CINIIF 19, Extinción de pasivos financieros con instrumentos de patrimonio Períodos anuales iniciados en o después
del 1 de julio de 2010
Enmiendas a Interpretaciones
CINIIF 14, El límite sobre un activo por beneficios definidos, requerimientos
mínimos de fondeo y su interacción
Fecha de aplicación
obligatoria
Períodos anuales iniciados en o después
del 1 de enero de 2011
La administración estima que estas normas, enmiendas e interpretaciones, antes descritas, se adoptarán en los estados
financieros consolidados de la Compañía iniciados al 1 de enero de 2010 y que la adopción de tales normas, enmiendas e
interpretaciones no tendrán un impacto significativo en los estados financieros consolidados de la Compañía en el período de
su aplicación inicial
4. PRIMERA APLICACIÓN DE LAS NIIF.
Hasta el 31 de diciembre de 2008, la Sociedad y sus filiales emitieron sus estados financieros de acuerdo con principios de
contabilidad generalmente aceptados en Chile y normas e instrucciones emitidas por la Superintendencia de Valores y
Seguros. Desde el 1 de enero de 2009, los estados financieros de la Sociedad son emitidos de acuerdo a NIIF.
De acuerdo a lo antes indicado, la Sociedad definió como su período de transición a las NIIF, el año 2008, estableciendo como
período para la medición de los efectos de primera aplicación el 1 de enero de 2008.
De acuerdo a NIIF 1, para elaborar los presentes estados financieros consolidados , se han aplicado todas las excepciones
obligatorias y algunas de las exenciones optativas a la aplicación retroactiva de las NIIF.
61

4.1. Exenciones a la aplicación retroactiva elegidas por la Sociedad y sus filiales
a) Combinaciones de negocio – La Sociedad ha aplicado la exención establecida en la NIIF 1 para las combinaciones
de negocios. Por lo tanto, no ha re-expresado las combinaciones de negocios que tuvieron lugar con anterioridad a la
fecha de transición del 1 de enero de 2008.
b) Instrumentos financieros compuestos - La Sociedad no ha emitido ningún instrumento financiero compuesto,
por lo que esta exención no es aplicable.
c) Activos y pasivos de subsidiarias, coligadas y negocios conjuntos con distinta fecha de transición - Esta
exención no es aplicable debido a que tanto Enap Sipetrol S.A. como sus filiales directas adoptaron NIIF por primera
vez en la misma fecha, es decir, el 1 de enero de 2008, y sus coligadas, asociadas y negocios conjuntos efectuaron
ajustes en sus estados financieros para dejarlos expresados bajo NIIF, a la fecha de primera adopción de la Sociedad,
es decir, al 1 de enero de 2008.
d) Transacciones con pagos basados en acciones - Esta exención no es aplicable para la Sociedad.
e) Contratos de seguros - Esta exención no es aplicable para la Sociedad.
f) Pasivos por servicios de retiro, restauración y similares incluidos en el costo de los activos fijos - La
Sociedad, ha decidido utilizar la exención provista en la NIIF 1, y por lo tanto; ha valorizado el pasivo a la fecha de
transición a las NIIF de acuerdo a NIC 37, ha estimado el monto que habría sido incluido en el costo del activo
relacionado y determinado la depreciación acumulada sobre ese monto a la fecha de la transición a las NIIF.
g) Valorización inicial de activos y pasivos financieros a su valor razonable - La Sociedad no ha aplicado la
exención contemplada en la NIC 39 revisada, respecto del reconocimiento inicial a valor razonable con cambios en
resultados de instrumentos financieros para los que no existe un mercado activo. Por lo tanto, esta exención no es
aplicable.
h) Concesiones de servicios - Esta exención no es aplicable para la Sociedad
i) Arrendamientos - Esta exención no es aplicable para la Sociedad
62

4.2. Conciliación entre NIIF y Principios Contables Generalmente Aceptados en Chile
Las conciliaciones que se presentan a continuación muestran la cuantificación del impacto de la transición a las NIIF
en la Sociedad
a) Reconciliación del Patrimonio neto consolidado al 1 de enero y 31 de diciembre de 2008, bajo Principios
Contables Generalmente Aceptados en Chile y bajo NIIF:
Patrimonio al inicio del período, en base a Principios Contables 281.043
Generalmente Aceptados en Chile
Ajustes NIIF:
Efecto por Deflactacion de activos por moneda funcional dólar 11
Fair value inversiones (3.662)
Activacion de costos por desmantelamiento (325)
Cuentas complementarias impuestos diferidos y recálculo de impuestos diferidos (10.438)
Otros (233)
Efecto en interés minoritario 1.226
Patrimonio bajo Normas NIIF 267.622
31.12.08 01.01.08
MUS$ MUS$
268.829
11
(3.662)
(3.820)
(13.478)
(3)
1.184
249.061
b) Reconciliación de los Estados de Resultados Integrales consolidado al 31 de diciembre de 2008, bajo Principios
Contables Generalmente Aceptados en Chile y bajo NIIF:
c)
31.12.08
MUS$
Resultado de acuerdo a Principios Contables Generalmente Aceptados en Chile 12.587
Cuentas complementarias de impuestos diferidos y recálculo de impuestos diferidos 3.366
Reconocimiento de provisión desmantelamiento activo fijo 2.835
Ajustes por conversión 191
Otros menores 42
Resultado de acuerdo a NIIF 19.021
d) Explicaciones de los ajustes más significativos:
A partir del 1 de enero del año 2000, la Compañía registró el impuesto a la renta de acuerdo con las
disposiciones del Boletín Técnico N° 60 del Colegio de Contadores de Chile A.G. y sus correspondientes
modificaciones, reconociendo los efectos por impuesto diferido de las diferencias temporales entre la base
financiera y tributaria de los activos y pasivos. Como una provisión de transición, se ha registrado contra activo
o pasivo por el efecto de activos y pasivos por impuesto diferido no registrados antes del 1 de enero de 2000.
Tales activos o pasivos complementarios son amortizados contra resultados durante los períodos estimados de
reversión correspondientes a las diferencias temporales subyacentes a las cuales se relacionan los activos o
pasivos por impuesto diferido. Los efectos de las cuentas complementarias descritos anteriormente, se
presentan en la reconciliación.
Los efectos de los ajustes a los activos y pasivos por impuestos diferidos producto de la conversión, están
incluidos en la reconciliación.
63

d) Los estados de flujos de efectivos consolidados no presentan efectos en la aplicación de las Normas
Internacionales de Información Financiera.
5. GESTION DE RIESGOS FINANCIEROS Y DEFINICION DE COBERTURAS
En el curso normal de sus negocios y actividades de financiamiento, la Sociedad, está expuesta a distintos riesgos de
naturaleza financiera que pueden afectar de manera más o menos significativa el valor económico de sus flujos y activos y,
en consecuencia, sus resultados.
La Sociedad dispone de una organización y de sistemas de información, administrados por la Gerencia de Finanzas
Corporativa, que permiten identificar dichos riesgos, determinar su magnitud, proponer al Directorio medidas de mitigación,
ejecutar dichas medidas y controlar su efectividad.
A continuación se presenta una definición de los riesgos que enfrenta la Sociedad, una caracterización y cuantificación de
éstos y una descripción de las medidas de mitigación actualmente en uso por parte de la Sociedad, si es el caso.
a.- Riesgo de mercado
Es la posibilidad de que la fluctuación de variables de mercado tales como tasas de interés, tipo de cambio, precios o índices
de crudo y productos, etc., produzcan pérdidas económicas debido a la desvalorización de flujos o activos o a la valorización
de pasivos, debido a la nominación o indexación de éstos a dichas variables.
a.1.- Riesgo de precio de commodities
Por su parte, el negocio de la Sociedad, consiste principalmente en las actividades de exploración y explotación de
reservas de hidrocarburos y su venta en el mercado internacional. En consecuencia, sus resultados están directamente
relacionados con los niveles internacionales de precio del petróleo y gas.
Para mitigar este riesgo, la Sociedad, orienta sus esfuerzos en la constante mejora operacional con el fin de mantener una
estructura de costos eficiente. La Sociedad no recurre en forma sistemática al uso de derivados como mecanismo de
cobertura para sus ventas de producción propia, aunque en forma puntual se han cerrado operaciones de este tipo. Bajo
esta premisa, en mayo de 2009 se contrató una operación de swap de crudo con el fin de fijar el precio de venta de una
determinada producción de Enap Sipetrol S.A., Sucursal Ecuador.
64

.- Riesgo de liquidez
Este riesgo está asociado a la capacidad de la Sociedad para amortizar o refinanciar a precios de mercado razonables los
compromisos financieros adquiridos, y a su capacidad para ejecutar sus planes de negocios con fuentes de financiamiento
estables.
Con el fin de minimizar este riesgo de liquidez, la Sociedad, mantiene dentro de su estructura de financiamiento una mezcla
de deuda de corto y largo plazo, diversificada por tipo de acreedor y mercado, gestionando con anticipación el
refinanciamiento de las obligaciones de corto plazo.
c.- Riesgo de crédito
Este riesgo está referido a la capacidad de terceros de cumplir con sus obligaciones financieras con la Sociedad. Dentro
de las partidas expuestas a este riesgo se distinguen las siguientes categorías:
c.1.- Activos financieros - Corresponde a los saldos de efectivo y equivalentes al efectivo, tales como depósitos a plazo y
valores negociables. La capacidad de la Sociedad. de recuperar estos fondos a su vencimiento depende de la solvencia de
la Institución Financiera en el que se encuentren depositados.
Para mitigar este riesgo, la Matriz, ENAP, establece como política financiera parámetros de calidad crediticia que deben
cumplir las instituciones financieras para poder ser consideradas elegibles como depositarias de los productos señalados
arriba, así como límites máximos de concentración por institución.
c.2.- Obligaciones de contrapartes en derivados - Corresponde al valor de mercado a favor de la Sociedad, de
contratos derivados vigentes con bancos.
Para mitigar este riesgo, la Matriz, ENAP, tiene una política de administración de productos derivados que especifica
parámetros de calidad crediticia que deben cumplir las instituciones financieras para poder ser consideradas elegibles
como contrapartes.
6. ESTIMACIONES Y JUICIOS CONTABLES CRITICOS
En la aplicación de las políticas contables de Enap Sipetrol S.A., las cuales se describen en la Nota 3, la administración hace
estimaciones y juicios en relación al futuro sobr e los valores en libros de los activos y pasivos. Las estimaciones y los juicios
asociados se basan en la experiencia histórica y en otros factores que son considerados relevantes.
Las estimaciones y los supuestos utilizados son revisados en forma continua por la administración de la Sociedad. Las
revisiones de las estimaciones contables se reconocen en el período en el cual se revisa la estimación, si la revisión afecta
sólo ese período, o en el período de revisión y períodos futuros, si la revisión afecta tanto los períodos actuales como los
futuros.
A continuación se presentan las estimaciones y juicios contables críticos que la administración de Enap Sipetrol S.A. ha
utilizado en el proceso de aplicación de los criterios contables:
6.1. Deterioro de activos - A la fecha de cierre de cada ejercicio, o en aquella fecha en que se considere necesario,
se analiza el valor de los activos para determinar si existe algún indicio de que dichos activos hubieran sufrido
una pérdida por deterioro. En caso de que exista algún indicio se realiza una estimación del monto recuperable
de dicho activo para determinar, en su caso, el importe del saneamiento necesario. Si se trata de activos
65

identificables que no generan flujos de caja de forma independiente, se estima la recuperabilidad de la Unidad
Generadora de Efectivo a la que pertenece el activo.
En el caso de las Unidades Generadoras de Efectivo a las que se han asignado activos tangibles o activos
intangibles con una vida útil indefinida, el análisis de su recuperabilidad se realiza de forma sistemática al cierre
de cada ejercicio o bajo circunstancias consideradas necesarias para realizar tal análisis.
El monto recuperable es el mayor entre el valor de mercado descontado el costo necesario para su venta y el
valor de uso, entendiendo por éste el valor actual de los flujos de caja futuros estimados. Para el cálculo del
valor de recuperación del inmovilizado material, el valor de uso es el criterio utilizado por la Sociedad.
Para estimar el valor de uso, la Sociedad prepara las provisiones de flujos de caja futuros antes de impuestos a
partir de los presupuestos más recientes aprobados por la Administración de la Sociedad. Estos presupuestos
incorporan las mejores estimaciones disponibles de ingresos y costos de las Unidades Generadoras de Efectivo
utilizando las mejores estimaciones como la experiencia del pasado y las expectativas futuras.
Estos flujos se descuentan para calcular su valor actual a una tasa, antes de impuestos, que recoge el costo de
capital del negocio en que se desarrolla. Para su cálculo se tiene en cuenta el costo actual del dinero y las primas
de riesgo utilizadas de forma general para el negocio.
En el caso de que el importe recuperable sea inferior al valor neto en libros del activo, se registra la
correspondiente provisión por pérdida por deterioro por la diferencia, con cargo a resultados.
Las pérdidas por deterioro reconocidas en un activo en ejercicios anteriores son revertidas cuando se produce
un cambio en las estimaciones sobre su importe recuperable aumentando el valor del activo con abono a
resultados con el límite del valor en libros que el activo hubiera tenido de no haberse realizado el saneamiento.
6.2. Vidas útiles de la Propiedad planta y equipos - La administración de la Sociedad deter mina las vidas útiles
estimadas y los correspondientes cargos por depreciación de sus activos fijos. Esta estimación está basada en
los ciclos de vida proyectados de los productos para su segmento de alta tecnología. Esto podría cambiar
significativamente como consecuencia de innovaciones técnicas. La administración incrementará el cargo por
depreciación cuando las vidas útiles sean inferiores a las vidas estimadas anteriormente o depreciará o
eliminará activos técnicamente obsoletos o no estratégicos que se hayan abandonado o vendido. La Sociedad
revisa las vidas útiles estimadas de los bienes de propiedad, planta y equipos, al cierre de cada período de
reporte financiero anual.
6.3. Reservas de crudo y gas - La estimación de las reservas de crudo y gas son una parte integral del proceso de
toma de decisiones de la Sociedad. El volumen de las reservas de crudo y gas se utiliza para el cálculo de la
depreciación utilizando los ratios de unidad de producción y para la evaluación de la recuperabilidad de las
inversiones en activos de Exploración y Producción.
6.4. Valor razonable de los instrumentos derivados y otros instrumentos financieros - El valor razonable de los
instrumentos financieros que no se negocian en un mercado activo se determina usando técnicas de valoración.
La Sociedad usa el juicio para seleccionar una variedad de métodos y hacer hipótesis que se basan
principalmente en las condiciones de mercado existentes en la fecha de cada balance. En el caso de los
instrumentos financieros derivados, los supuestos realizados están basados en las tasas de mercado cotizadas
ajustadas por las características específicas del instrumento. Los otros instrumentos financieros se valorizan
66

usando un análisis de los flujos de efectivo descontados basado en presunciones sustentadas, cuando sea posible,
por los precios o tasas de mercado observadas.
6.5. Provisiones por litigios y otras contingencias - El costo final de la liquidación de denuncias y litigios puede
variar debido a estimaciones basadas en diferentes interpretaciones de las normas, opiniones y evaluaciones
finales de la cuantía de daños. Por tanto, cualquier variación en circunstancias relacionadas con este tipo de
contingencias, podría tener un efecto significativo en el importe de la provisión por contingencias registrada.
La Sociedad realiza juicios y estimaciones al registrar costos y establecer provisiones para saneamientos y
remediaciones medioambientales que están basados en la información actual relativa a costos y planes
esperados de remediación. En el caso de las provisiones medioambientales, los costos pueden diferir de las
estimaciones debido a cambios en leyes y regulaciones, descubrimiento y análisis de las condiciones del lugar,
así como a variaciones en las tecnologías de saneamiento. Por tanto, cualquier modificación en los factores o
circunstancias relacionados con este tipo de provisiones, así como en las normas y regulaciones, podría tener,
como consecuencia, un efecto significativo en las provisiones registradas para estos costos.
6.6. Cálculo del impuesto sobre beneficios y activos por impuestos diferidos - La correcta valoración del gasto
en el concepto de impuesto sobre beneficios depende de varios factores, incluyendo estimaciones en el ritmo y la
realización de los activos por impuestos diferidos y la periodicidad de los pagos del impuesto sobre beneficios.
Los cobros y pagos actuales pueden diferir materialmente de estas estimaciones como resultado de cambios en
las normas impositivas, así como de transacciones futuras imprevistas que impacten los balances de impuestos
de la Sociedad.
67

7. PROPIEDADES, PLANTA Y EQUIPO
Las clases de Propiedades, planta y equipos se componen de lo siguiente:
31/12/09 31/12/08 01/01/08
Valor Histórico MUS$ MUS$ MUS$
Propiedades, Planta y Equipo, Bruto
Vehículos de Motor 865 910 882
Otras Propiedades, Planta y Equipo, 10.590 9.789 10.320
Exploración y Producción 1.065.173 1.014.972 951.750
Totales 1.076.628 1.025.671 962.952
31/12/09 31/12/08 01/01/08
Depreciación acumulada MUS$ MUS$ MUS$
Propiedades, Planta y Equipo, Depreciacion
Vehículos de Motor 704 621 506
Otras Propiedades, Planta y Equipo, 5.413 4.623 5.175
Exploración y Producción 643.140 577.791 496.523
Totales 649.257 583.035 502.204
31/12/09 31/12/08 01/01/08
Valor Neto MUS$ MUS$ MUS$
Propiedades, Planta y Equipo, Neto
Vehículos de Motor 161 289 376
Otras Propiedades, Planta y Equipo, 5.177 5.166 5.145
Exploración y Producción 422.033 437.181 455.227
Totales 427.371 442.636 460.748
A continuación se presentan los movimientos de los rubros de Propiedades, planta y equipo al 31 de diciembre de 2009, 31 de
diciembre de 2008 y 1 de enero de 2008:
68

Vehículos Otras propiedades Inv. en exploración
Período actual de motor plantas y equipos y producción Totales
MUS$ MUS$ MUS$ MUS$
Saldo neto al 01.01.2009 289
Adiciones
Transferencias a (desde) activos no corrientes y
24
grupos en desapropiación mantenidos para la venta -
Retiros y castigos de pozos secos de exploración (71)
Gasto por depreciación (81)
Efecto por ajustes primera adopción IFRS -
Recalsificación -
Saldo neto al 31.12.2009 161
5.166
1.401
-
-
(1.054)
-
(336)
5.177
437.181
105.491
(6.202)
(50.587)
(65.087)
901
336
422.033
442.636
106.916
Vehículos Otras propiedades Inv en exploración
Período anterior de motor plantas y equipos y producción Totales
Saldo neto al 01.01.2008 376
Adiciones -
Gasto por depreciación (87)
Pérdida por deterioro reconocida en el Estado de Resultados -
Otros decrementos -
Saldo neto al 31.12.2008 289
Información adicional
7.1 Activos en leasing
Clases de Propiedades, Planta y Equipo
(6.202)
(50.658)
(66.222)
901
-
427.371
MUS$ MUS$ MUS$ MUS$
5.145
4.598
(4.577)
-
-
5.166
455.227
87.766
(76.167)
(2.383)
(27.262)
437.181
460.748
92.364
(80.831)
(2.383)
(27.262)
442.636
En el rubro Otras Propiedades Plantas y Equipos se incluyen oficinas adquiridas mediante un contrato leasing con opción de
compra con la Compañía de Seguros de Vida Santander S.A., hoy Metlife Chile Seguros de Vida S.A., sobre las oficinas Nº401,
Nº402 y Nº501, 5 bodegas y 27 estacionamientos del edificio ubicado en calle Avenida Tajamar Nº183, comuna de Las Condes
en Santiago. La duración del contrato es de 240 meses con fecha de término el 11 de julio de 2014.
Al 31 de diciembre de 2009 el valor neto asciende a MUS$1.988, al 31 de diciembre 2008 MUS$2.022 y al 01 de enero de 2008
MUS$1.923.
El valor presente de los pagos futuros derivados de dichos arrendamientos financieros es el siguiente:
Menor a un año 350
Entre un año y cinco años 1.253
Más de cinco años -
Totales 1.603
31.12.09 31.12.2008
Bruto Interés Valor Presente Bruto Interés Valor Presente
MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$
97
164
-
261
253
1.089
-
1.342
285
1.142
166
1.593
94
205
4
303
191
936
162
1.289
69

7.2. Costo por depreciación
El cargo a resultados por concepto de depreciación del activo fijo incluido en los costos de explotación y gastos de
administración es el siguiente:
31.12.2009 31.12.2008
M$ M$
En costos de venta 65.087 76.167
En gastos de administración 1.135 4.664
Totales 66.222 80.831
7.3. Seguros
La Sociedad y filiales tiene formalizadas pólizas de seguros para cubrir los posibles riesgos a que están sujetos los diversos
elementos de propiedad, planta y equipo, así como las posibles reclamaciones que se le puedan presentar por el ejercicio de
su actividad, dichas pólizas cubren de manera suficiente los riesgos a los que están sometidos.
7.4 Costos por desmantelamiento, retiro o rehabilitación
Los costos por los futuros abandonos y desmantelamientos de campos están calculados, campo por campo y se capitalizan
por su valor. Esta capitalización se realiza con abono al rubro provisiones no corrientes.
Las inversiones capitalizadas según los criterios anteriores se amortizan de acuerdo con el siguiente método:
a) Las inversiones correspondientes a adquisición de reservas probadas se amortizan a lo largo de la vida comercial
estimada del yacimiento en función de la relación existente entre la producción del año y las reservas probadas del
campo al inicio del período de amortización.
b) Las inversiones relacionadas con reservas no probadas o de campos en evaluación no se amortizan. Estas inversiones
son analizadas, al menos anualmente, o antes si existiera un indicio de deterioro y, de producirse un deterioro, éste se
reconoce con cargo a resultados.
c) Los costos originados en perforaciones y las inversiones efectuadas con posterioridad para el desarrollo y extracción
de las reservas de hidrocarburos se amortizan a lo largo de la vida comercial estimada del yacimiento, en función de la
relación existente entre la producción del año y las reservas probadas desarrolladas del campo al inicio del período de
amortización.
70

8. PÉRDIDAS POR DETERIORO Y PROVISIONES
i) Pérdida por deterioro
Durante el ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2009 no se registraron pérdidas por deterioro. Durante el año 2008 se
produjo un deterioro por MUS$ 2.383.
Las pérdidas por deterioro de valor reconocidas tienen su origen en la inversión en campos petrolíferos CAM 2 Sur Argentina
de la filial Enap Sipetrol Argentina S.A., pertenecientes al segmento Latinoamérica. Los costos de inversión se presentan
netos de pérdidas por deterioro.
ii) Provisiones
En el rubro Inversiones en Exploración y Producción se presenta un decremento relacionado con el bloque Mehr.
OMV como operador del bloque Mehr, en representación del consorcio conformado con Repsol y Enap Sipetrol S.A. a través de
su filial Sipetrol Internacional S.A., entregó con fecha 24 de enero de 2009, una carta dirigida al Director de Exploración de
National Iranian Oil Company (NIOC), informando que se ha tomado la decisión unánime de no continuar con las negociaciones
relativas al desarrollo del yacimiento Band-e-Karkheh. Esta decisión se debe a que no ha sido posible establecer un acuerdo
con NIOC respecto al Plan de Desarrollo necesario para la explotación de este descubrimiento realizado por el consorcio.
Considerando que se ha dado cumplimiento a las obligaciones contractuales, se comunicó a NIOC la activación de la cláusula
que da derecho a recuperar los gastos de exploración y a la tarifa de servicio (Remuneration Fee), conforme a los términos
establecidos en el Contrato de Servicios de Exploración suscrito entre el consorcio y NIOC.
No obstante lo señalado en el párrafo anterior, bajo un criterio prudencial y considerando los elementos con que cuenta la
administración, la filial Sipetrol International S.A., mantiene una provisión por el valor de la inversión que asciende a MUS$
27.262.
iii) Retiros y castigos
En el rubro Inversiones en Exploración y Producción se presentan las disminuciones por abandono de pozos secos
exploratorios sin reservas comercialmente explotables según el siguiente detalle:
31.12.09
M$
Pozo seco E2 - Argentina 40.157
Pozo seco Sidi Abd El Rahman Offshore - Egipto 10.501
Totales 50.658
71

9. INVERSIONES EN ASOCIADAS CONTABILIZADAS POR EL MÉTODO DE LA PARTICIPACIÓN
A continuación se presenta un detalle de las principales inversiones en asociadas contabilizadas bajo el método de la participación,
al 31 de diciembre de 2009, 31 de diciembre de 2008 y 1 de enero de 2008.
Participación Otro
Movimientos en Inversiones en Asociadas País de Moneda Porcentaje de Porcentaje con Actividad Saldo al en Ganancia Diferencia Incremento Saldo al
origen funcional participación derecho a voto principal 31/12/2008 Adiciones Disminución (Pérdida) Conversión (Decremento) 31/12/2009
% % MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$
Compañía Latinoamericana Petrolera S.A. Chile Pesos 20 20 Realización en el extranjero de
proyectos de exploración y explotación
de petróleo, gas y derivados en Ecuador.
Golfo de Guayaquil Petroenap Compañía de Economía Mixta Ecuador Dólar 40 40 Desarrollo de actividades de la industria
petrolera para la optimización de
hidrocarburos del Estado de Ecuador.
72
1.833 - (2.140) (156) 289 369 195
40 - - - - (30) 10
Totales 1.873 - (2.140) (156) 289 339 205
Participación Otro
Movimientos en Inversiones en Asociadas País de Moneda Porcentaje de Porcentaje con Actividad Saldo al en Ganancia Diferencia Incremento Saldo al
origen funcional participación derecho a voto principal 01/01/2008 Adiciones Disminución (Pérdida) Conversión (Decremento) 31/12/2008
MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$
Compañía Latinoamericana Petrolera S.A. Chile Pesos 20 20 Realización en el extranjero de
proyectos de exploración y explotación
de petróleo, gas y derivados en Ecuador.
Golfo de Guayaquil Petroenap Compañía de Economía Mixta Ecuador Dólar 40 40 Desarrollo de actividades de la industria
petrolera para la optimización de
hidrocarburos del Estado de Ecuador.
2.428 - - (147) (310) (138) 1.833
- 40 - - - - 40
Totales 2.428 40 - (147) (310) (138) 1.873
La variación de la inversion en Compañía Latinoamericana Petrolera S.A.por MUS$(2,140), corresponde a una disminución de capital que fue compensada con las cuentas por pagar mantenidas por Enap Sipetrol S.A

A continuación se presenta la información financiera resumida de las empresas asociadas de Enap Sipetrol S.A al 31 de
diciembre de 2009, 31 de diciembre de 2008 y 1 de enero de 2008:
Compañía Latinoamericana
Golfo Guayaquil Petroenap
Petrolera S.A.
Compañía de Economía Mixta
31.12.09 31.12.08 01.01.08 31.12.09 31.12.08 01.01.08
Inversiones Relacionadas MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$
Total activos 1.105
Total pasivos 130
Patrimonio 975
Participación del grupo en los activos de las coligadas 195
73
9.549
383
9.166
1.833
12.150
13
12.137
Compañía Latinoamericana
Golfo Guayaquil Petroenap
Petrolera S.A.
Compañía de Economía Mixta
31.12.09 31.12.08 01.01.08 31.12.09 31.12.08 01.01.08
Inversiones Relacionadas MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$
2.428
Ingresos 2 637 8
-
Gastos (780) (1.367) (1.000) -
Resultado del período (778) (730) (992) -
Participación del grupo en los activos de las coligadas (156) (146) (198) -
10. PARTICIPACIONES EN NEGOCIOS CONJUNTOS
A continuación se presenta un detalle de las participaciones en negocios conjuntos al 31 de diciembre de 2009, 31 de
diciembre de 2008 y 1 de enero de 2008:
Porcentaje
Monto de la inversión
Menos:
Monto neto de la inversión
de participación
en el negocio conjunto Pérdidas por deterioro
en negocio conjunto
Negocios conjuntos 31.12.09 31.12.08 01.01.08 31.12.09 31.12.08 01.01.08 31.12.09 31.12.08 01.01.08 31.12.09 31.12.08 01.01.08
a. Explotación
% % % MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$
Área Magallanes (a) 50,00
Campamento Central Cañadón Perdido (b) 50,00
Cam 2A Sur (c) 50,00
East Rast Qattara (d) 50,50
b. Exploración
E2 (ex CAM3 y CAM1) (a) 33,33
La Invernada (b) 50,00
Bloque 2 - Rommana ( c) 40,00
Bloque 8 - Sidi Abd El Rahman (d) 30,00
Bloque Mehr ( e) 33,00
50,00
50,00
50,00
50,50
33,33
50,00
40,00
30,00
33,00
50,00
50,00
50,00
50,50
33,33
50,00
40,00
30,00
33,00
99.392
41.051
13.056
23.456
155
-
2.400
1.818
27.262
Totales 208.590
A continuación se detallan las principales operaciones de explotación y exploración controladas conjuntamente a través de
las cuales se obtienen ingresos e incurren en gastos.
Explotación
a) Área Magallanes
117.731
35.682
13.226
16.448
8.595
-
2.400
1.930
27.262
223.274
179.060
29.553
31.610
16.066
643
-
2.424
1.818
19.394
280.568
-
-
12.217
-
-
-
-
-
27.262
39.479
-
-
12.217
-
-
-
-
-
27.262
39.479
25
-
25
10
-
-
10.070
-
-
-
-
-
-
10.070
25
-
25
-
-
-
-
99.392
41.051
839
23.456
155
-
2.400
1.818
-
169.111
40
117.731
35.682
1.009
16.448
8.595
-
2.400
1.930
-
183.795
-
-
-
-
-
-
-
-
179.060
29.553
21.540
16.066
Con fecha 4 de enero de 1991, Sociedad Internacional Petrolera Sociedad Anónima (luego de varias transformaciones,
Enap Sipetrol Argentina S.A.) y Yacimientos Petrolíferos Fiscales S.A. celebraron un contrato de Unión Transitoria de
Empresas (UTE), con el objeto de ejecutar trabajos de desarrollo y explotación de hidrocarburos en Área Magallanes,
bloque ubicado en la boca oriental del Estrecho de Magallanes, Argentina.
643
-
2.424
1.818
19.394
270.498

Enap Sipetrol Argentina S.A. como operador de este contrato, es responsable de ejecutar todas las operaciones y
actividades en esta área.
b) Campamento Central - Cañadón Perdido
En diciembre de 2000, Enap Sipetrol S.A. (luego Enap Sipetrol Argentina S.A.) firmó con YPF S.A. un acuerdo a través del
cual este último cede y transfiere a Enap Sipetrol Argentina S.A. el 50% de la concesión que YPF S.A. es titular para la
explotación de hidrocarburos sobre las áreas denominadas Campamento Central - Cañadón Perdido, en la provincia de
Chubut - República de Argentina, que se rige por la Ley Nº24.145 y sus normas complementarias y reglamentarias.
Siendo YPF S.A. quien realiza las labores de operador.
c) CAM 2/A Sur
En decisión administrativa Nº14 del 29 de enero de 1999, se adjudicó en favor de YPF y Enap Sipetrol Argentina S.A. el
Permiso de Exploración sobre el Área CAM 2/A SUR. Con fecha 7 de octubre de 2002, Enap Sipetrol Argentina S.A.
(Oper ador) e YPF S.A. celebraron un Acuerdo de Unión Transitoria de Empresas (UTE), ubicada en las Provincias de
Tierra del Fuego.
d) East Rast Qattara
En el marco del proceso de licitación para el año 2002, abierto por la Compañía General Petrolera Egipcia (EGPC) para
presentar ofertas para diversos bloques en el Western Desert, la filial Sipetrol International S.A., en conjunto con la
empresa australiana Oil Search Ltd., se adjudicó con fecha 16 de abril de 2003, el Bloque East Rast Qattara.
El contrato se firmó el 30 de marzo de 2004 ante el Ministerio de petróleo egipcio, con una participación de Sipetrol
International S.A., sucursal Egipto, del 50,5% (Operador) y de Oil Search Ltd., 49,5%.
En Diciembre de 2007, se dió inicio a la etapa de explotación.
Con fecha 28 de Agosto de 2008 se materializó la venta de la totalidad de la participación de Oil Search Limited a Kuwait
Energy Company.
Exploración
a) E2 (Ex CAM 3 y CAM 1)
El Área CAM-1 (Cuenca Austral Marina 1) fue adjudicada con fecha 4 de septiembr e de 2003 a las empresas Enap Sipetrol
Argentina S.A. y Repsol-YPF S.A., por la Secretaría de Energía del Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y
Servicios, quien aceptó la oferta realizada por las empresas durante el Concurso Público Internacional convocado para
esta licitación.
El área se encuentra ubicada en el océano Atlántico en la zona austral de Argentina y es contigua a otras concesiones
donde actualmente Enap Sipetrol Argentina S.A. explora y produce hidrocarburos.
Enap Sipetrol Argentina S.A. e YPF conformaron una Unión Transitoria de Empresas (UTE), destinada a realizar
exploraciones de hidrocarburos en esta área y proceder a su explotación comercial en caso que las exploraciones
fueran exitosas.
74

Durante el mes de octubre de 2005 la Sociedad recibió una comunicación de la Secretaría de Energía, mediante la cual
informa a Enap Sipetrol Argentina S.A. que el área de explotación CAM-1 sería registrada a nombre de ENARSA (empresa
propiedad del Estado Nacional). Esto último sustentado en el hecho que el área había sido adjudicada a Enap Sipetrol
Argentina S.A. e YPF S.A. durante el año 2003 por la Secretaría de Energía, pero que se encontraba pendiente la decisión
administrativa del Poder Ejecutivo Nacional que la aprobará.
Con fecha 26 de septiembre de 2006, se suscribió un convenio de asociación entre ENARSA, Enap Sipetrol Argentina S.A.
e YPF S.A. mediante el cual las partes acordaron suscribir un contrato de UTE, cuya participación de cada uno es de un
33,33%. ENARSA, como titular del área CAM 1 (en adelante E2), aporta este bloque y Enap Sipetrol Argentina S.A., en
conjunto con YPF S.A., aportan el bloque CAM 3. Formalmente Enap Sipetrol y Repsol YPF revirtieron el bloque CAM 3 a la
Secretaría de Energía para su posterior adjudicación por parte de ésta al nuevo consorcio.
En el marco del convenio celebrado entre ENARSA, YPF S.A. y Enap Sipetrol Argentina S.A. para la exploración, desarrollo
y eventual explotación conjunta de la nueva área E2, la Secretaría de Energía aceptó transferir a ENARSA el área CAM-3,
la cual junto con la ex área CAM-1 integra la mencionada área E2, objeto del convenio. Asimismo, la Secretaría de Energía
aceptó compensar las inversiones pendientes comprometidas en el área CAM-3 con el compromiso de perforar un
segundo pozo de exploración dentro de la nueva área E2.
Las partes suscribieron con fecha 31 de marzo de 2008, el Contrato de Unión Transitoria de Empresas para la
Exploración y Explotación de Hidrocarburos en el Área E2, a fin de regular los derechos y obligaciones entre Enap
Sipetrol Argentina S.A., YPF S.A. y Energía Argentina S.A. (ENARSA) en su calidad de socios y coparticipes en la
exploración y explotación del área E2. Dicho contrato de Unión Transitoria de Empresas fue inscrito con fecha 17 de abril
de 2008 ante la Inspección General de Justicia bajo el N° 63, Libro 2 de Contratos de Colaboración de Empresas.
b) La Invernada
Bloque licitado por la Dirección de Hidrocarburos de la Provincia de Neuquén el 9 de junio de 2003 y adjudicado a
Wintershall Energía S.A. (WIAR) con fecha efectiva 29 de octubre del 2003. El contrato de exploración se firmó entre
WIAR y la Dirección de Hidrocarburos el día 11 de noviembre de 2003. la Sociedad, luego de evaluar el potencial
exploratorio de este bloque, suscribió con WIAR un Joint Study and Bidding Agreement, para obtener una opción de
entrada por un 50% de participación en condiciones "ground floor". Con fecha 21 de diciembre de 2004 mediante
Decreto de la Provincia de Neuquén 2949, se aprobó la cesión del 50% de la participación de Wintershall Energía S.A. en
el Contrato y Permiso de Exploración a favor de Enap Sipetrol Argentina S.A.
Con fecha 29 de marzo de 2005 se celebró el Contrato de Unión Transitoria de Empresas el cual se encuentra inscrito
ante la Inspección General de Justicia bajo el Nº74, Libro 01 de fecha 10 de mayo de 2005.
Con fecha 24 de septiembre de 2008 el Operador Wiar presentó ante la Subsecretaría de Hidrocarburos y Energía de la
provincia del Neuquén la solicitud de reversión total del área de exploración La Invernada.
Con fecha 14 de Agosto de 2009 WIAR fue notificada por la Subsecretaría de Hidrocarburos y Energía de la Provincia de
Neuquén sobre el Decreto N° 1338 de fecha 6 de agosto de 2009 que aprueba la reversión total del Área La Invernada.
Sin embargo, dicho Decreto sólo se refería a WIAR, por lo que Enap Sipetrol Argentina S.A. formalmente junto a WIAR
solicitó a través de nota, de fecha 9 de Septiembre de 2009, que se hiciera formalmente extensivo el alcance del
mencionado Decreto a Enap Sipetrol Argentina S.A.
75

Con fecha 30 de Noviembre de 2009 la Provincia del Neuquén notificó el Decreto Provincial N°2175/09 a través del cual
modificó el artículo 2 del Decreto Provincial N° 1338/09, quedando de la siguiente manera: “Téngase por extinguido el
Contrato suscripto con la empresa Wintershall Energía S.A. del 11 de Noviembre del 2003, y los derechos y obligaciones
que le corresponden a la empresa Enap Sipetrol Argentina S.A. en su carácter de co-titular, por el Permiso de
Exploración sobre el Área La Invernada, a partir del 11 de Noviembre del 2008 por aplicación del artículo 19 inc. a del
Contrato, en virtud de los argumentos expuestos en los Considerandos que integran el presente”.
c) Bloque 2 - Rommana
Enap Sipetrol S.A. a través de su filial Sipetrol International S.A., se adjudicó 2006 un contrato de exploración en Egipto a
fines de diciembre.
El Bloque 2 en tierra es operado por Sipetrol International S.A. con una participación de 40% en el consorcio
conformado con PTT Exploration and Production Public Company Limited ("PTTEP") y Centrica con un 30% cada una. Esta
área está localizada en el norte del SINAI y tiene una superficie de 6.200 kms2.
Con fecha 18 de septiembre de 2007 se firmó el Concesion Agreement por el bloque, comenzando así la etapa de
exploración.
e) Bloque 8 - Sidi Abd El Rahman
Enap Sipetrol S.A. a través de su filial Sipetrol International S.A., se adjudicó un contrato de exploración en Egipto a fines
de diciembre 2006.
El Bloque 8, costa afuera, es operado por Edison International SPA con una participación de 40% en el consorcio
conformado junto a PTT Exploration and Production Public Company Limited ("PTTEP") y Sipetrol Internacional S.A. con un
30% cada una. Esta área está ubicada en el noreste de Egipto, Mar Mediterráneo, con una superficie de 4.294 kms2.
Con fecha 18 de septiembre de 2007 se firmó el Concession Agreement por el bloque, comenzando así la etapa de
exploración.
e) Bloque Mehr
Enap Sipetrol S.A., a través de su filial Sipetrol International S.A., posee el 33% de participación en el Bloque Mehr en
sociedad con Repsol YPF y OMV, siendo este último su operador. Desde la obtención de la concesión en el 2001, el bloque
se encuentra en su etapa de exploración, habiéndose realizado un descubrimiento.
Con fecha 30 de junio 2007, la NIOC declaró la comercialidad del Bloque, hecho que dió inicio a la negociación de un plan
de desarrollo para el área y el contrato de desarrollo respectivo. En diciembre de 2008 se recibió de parte de NIOC un
documento conteniendo observaciones a la propuesta de plan de desarrollo del consorcio, la que al no ser
económicamente viable para las empresas que lo conforman (Sipetrol, OMV y Repsol), generó la decisión unánime de
retirarse del proceso de negociación, reservándose el derecho a exigir reembolso de los gastos incurridos en la etapa
de exploraciones conforme lo establece en contrato de servicios de exploración.
OMV como operador del bloque Mehr, en representación del consorcio conformado con Repsol y Enap Sipetrol S.A. a
través de su filial Sipetrol Internacional S.A., entregó con fecha 24 de enero de 2009, una carta dirigida al Director de
Exploración de National Iranian Oil Company (NIOC), informando que se ha tomado la decisión unánime de no continuar
76

con las negociaciones relativas al desarrollo del yacimiento Band-e-Karkheh. Esta decisión se debe a que no ha sido
posible establecer un acuerdo con NIOC respecto al Plan de Desarrollo necesario para la explotación de este
descubrimiento realizado por el consorcio.
Considerando que se ha dado cumplimiento a las obligaciones contractuales, se comunicó a NIOC la activación de la
cláusula que da derecho a recuperar los gastos de exploración y a la tarifa de servicio (Remuneration Fee), conforme a
los términos establecidos en el Contrato de Servicios de Exploración suscrito entre el consorcio y NIOC.
No obstante lo señalado en el párrafo anterior, bajo un criterio prudencial y considerando los elementos con que cuenta
la administración, la filial Sipetrol International S.A., ha estimado conveniente constituir una provisión, por el valor
activado al 31 de diciembre de 2008, el que asciende a MUS$ 27.262 (Nota 8 ii).
77

La Información financiera de los negocios conjuntos es la siguiente:
Activos corrientes Activos no corrientes Pasivos corrientes Pasivos no corrientes
en el negocio conjunto en el negocio conjunto en el negocio conjunto en el negocio conjunto
Negocios conjuntos 31.12.09 31.12.08 01.01.08 31.12.09 31.12.08 01.01.08 31.12.09 31.12.08 01.01.08 31.12.09 31.12.08 01.01.08
a. Explotación
MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$
Área Magallanes (a) 18.946
Campamento Central Cañadón Perdido (b) 15.890
Cam 2A Sur (c) 2.445
East Rast Qattara (d) 17.508
b. Exploración
E2 (ex CAM3 y CAM1) (a) 611
La Invernada (b) -
Bloque 2 - Rommana ( c) 219
Bloque 8 - Sidi Abd El Rahman (d) 1.532
Bloque Mehr ( e) -
Totales 57.151
20.088
17.764
5.663
23.197
-
-
5.900
447
-
73.059
7.905
15.201
1.824
-
-
-
-
-
-
24.930
94.595
79.338
12.206
22.741
3.051
-
284
1.990
-
214.205
56.975
50.457
16.084
6.997
-
-
1.780
135
-
132.428
78
43.278
83.228
9.987
-
-
-
-
-
-
136.493
38.110
31.963
4.917
4.715
Ingresos Ordinarios Gastos ordinarios Resultado
en el negocio conjunto en el negocio conjunto en el negocio conjunto
Negocios conjuntos 31.12.09 31.12.08 01.01.08 31.12.09 31.12.08 01.01.08 31.12.09 31.12.08 01.01.08
a. Explotación
MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$
Área Magallanes (a) 66.584
Campamento Central Cañadón Perdido (b) 37.358
Cam 2A Sur (c) 4.328
East Rast Qattara (d) 26.517
b. Exploración
85.613
43.310
7.552
14.072
511
51.344
6.184
530
54.831
35.203
4.993
16.815
86.506
39.634
15.655
9.063
19.354
38.205
5.041
44
1.229
-
59
413
-
81.406
2.764
110
(3.311)
8.457
17.578
15.550
4.957
16.550
-
-
4.109
311
-
59.055
(3.618)
769
(6.502)
(6.657)
E2 (ex CAM3 y CAM1) (a) - - - 891 (3.644) - (28.146) 7.791 -
La Invernada (b) - - - 2 37 - (14) (151) -
Bloque 2 - Rommana ( c) 144 - - 232 1 - (981) (584) -
Bloque 8 - Sidi Abd El Rahman (d) - - - 1.257 - - (17.932) (1.235) -
Bloque Mehr ( e) - - - - - - - - -
Totales 134.931
150.547
58.569
114.224
147.252
62.644
-39.053
-10.187
16.292
31.307
3.760
-
-
-
-
-
-
51.359
(26.113)
6.053
(55)
(1.267)
-21.382
6.189
5.191
799
18.341
200
-
229
1.605
-
32.554
1.037
918
293
-
-
-
-
-
-
2.248
3.660
7.038
845
-
-
-
-
-
-
11.543

11. OTROS NEGOCIOS
A continuación se presenta un detalle de otros negocios en los cuales participa la Sociedad. al 31 de diciembre de 2009, 31 de
diciembre de 2008 y 1 de enero de 2008:
Monto de la inversión
Menos:
Monto neto de la inversión
en el negocio conjunto Pérdidas por deterioro
en otros negocios
Proyectos 31.12.09 31.12.08 01.01.08 31.12.09 31.12.08 01.01.08 31.12.09 31.12.08 01.01.08
MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$
Pampa el Castillo (a) 147.389
Paraíso, Biguno, Huachito (b) 26.039
Mauro Dávalos Cordero (b) 75.831
Totales 249.259
154.425
27.286
71.675
253.386
82.600
29.519
70.882
183.001
A continuación se detallan las principales operaciones para las actividades de explotación.
a) Pampa del Castillo - La Guitarra
79
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
147.389
26.039
75.831
249.259
154.425
27.286
71.675
253.386
82.600
29.519
70.882
183.001
Con fecha 25 de septiembre de 2001, Pecom Energía S.A. cedió a Enap Sipetrol Argentina S.A. el 100% de los derechos de
la concesión de explotación del área hidrocarburífera denominada Pampa del Castillo - La Guitarra, localizada en la
provincia de Chubut, Argentina.
b) Paraíso, Biguno, Huachito y Mauro Dávalos Cordero
Con fecha 7 de octubre de 2002, se firmó un contrato de prestación de servicios con la Empr esa de Petróleos del
Ecuador - PETROECUADOR y su filial la Empresa Estatal de Exploración y Producción de Petróleos del Ecuador -
Petroproducción, para explotar y desarrollar los campos Paraíso, Biguno, Huachito (PBH) y Mauro Dávalos Cordero
(MDC), ubicados en la cuenca oriente del Ecuador. Por medio de este contrato de Servicios Específicos, la Sociedad se
comprometió a realizar las inversiones para el desarrollo de los campos por un valor estimado de MMUS$90, que
consideraban la perforación de 16 pozos (9 en PBH y 7 en MDC), la construcción de una estación de producción en MDC,
adecuación de facilidades y un campamento. A la vez, adquirió el derecho de explotación y operación, asumiendo el
100% de los costos de operación y administración de los campos.
Con fecha 08 de agosto de 2006, se suscribió un contrato modificatorio al contrato del campo MDC, celebrado con
PETROECUADOR, mediante el cual SIPEC se comprometió a ampliar el programa de inversiones que contempla la
perforación de 7 pozos y ampliar las instalaciones de producción. Con estos nuevos pozos se certificarán reservas
adicionales que permitirán incrementar las reservas actuales de 31.6 a 57.0 millones de bbl de petróleo crudo.

La Información financiera de otros negocios es la siguiente:
Activo corriente Activo no corriente Pasivo corriente
Pasivo no corriente
Proyectos
en otros negocios
31.12.09 31.12.08 01.01.08
en otros negocios
31.12.09 31.12.08 01.01.08
en otros negocios
31.12.09 31.12.08 01.01.08
en otros negocios
31.12.09 31.12.08 01.01.08
MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$
Pampa el Castillo (a) 23.224
Paraíso, Biguno, Huachito (b) 6.974
Mauro Dávalos Cordero (b) 26.236
Totales 56.434
14.793
11.903
50.744
77.440
35.266
9.727
41.468
86.461
115.955
19.861
74.714
210.530
166.760
18.780
80.061
265.601
80
193.088
19.242
82.030
294.360
46.715
2.800
10.533
60.048
90.412
5.831
24.857
121.100
Ingresos Ordinarios
Gastos Ordinarios
Resultado
Proyectos
en otros negocios
31.12.09 31.12.08 01.01.08
en otros negocios
31.12.09 31.12.08 01.01.08
en otros negocios
31.12.09 31.12.08 01.01.08
MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$
Pampa el Castillo (a) 91.475
Paraíso, Biguno, Huachito (b) 14.221
Mauro Dávalos Cordero (b) 53.389
Totales 159.085
100.166
29.595
99.882
229.643
114.646
22.282
66.160
203.088
74.131
9.809
26.397
110.337
73.933
11.756
38.906
124.595
85.640
10.533
26.163
122.336
7.512
2.827
18.791
29.130
11.797
16.808
37.640
66.245
72.689
4.758
20.284
97.731
19.599
11.033
24.587
55.219
7.587
347
1.305
9.239
19.991
187
798
20.976
16.329
2.987
12.736
32.052

12. DEUDORES COMERCIALES Y OTRAS CUENTAS POR COBRAR
La composición de este rubro al 31 de diciembre de 2009, 31 de diciembre de 2008 y 1 de enero de 2008 es el siguiente:
Deudores por venta 78.244
Otros 14.252
Totales 92.496
El período de crédito promedio de las ventas es de 94 días.
81
31.12.09 31.12.08 01.01.08
MUS$ MUS$ MUS$
118.367
13.717
132.084
66.862
21.520
88.382
Los saldos incluidos en este rubro no devengan intereses. Los valores razonables de deudores comerciales, deudores varios
y otras cuentas por cobrar corresponden a los mismos valores contables.
La Sociedad no ha constituido provisión de incobrables.
Vigencia de cuentas por cobrar 31.12.09 31.12.08 01.01.08
vencidas pero no deterioradas MUS$ MUS$ MUS$
Más de 90 días hasta 1 año 10.058
Más de 1 año 5.428
Totales 15.486
13. PATRIMONIO NETO
13.1 Capital suscrito y pagado y número de acciones
40.293
5.478
45.771
26.293
3.574
29.867
Al 31 de diciembre de 2009 y 2008 el capital social asciende a MUS$332.150 y al 1 de enero de 2008 a MUS$245.905.
Este capital está constituido por 89.699.954 acciones totalmente suscritas y pagadas.
Aumento de capital - En vigésima primera Junta Extraordinaria de Accionistas de fecha 30 de junio de 2008, se
acordó hacer uso de la autorización en Oficio Orden número 602 de fecha 27 de junio de 2008 del Ministerio de
Hacienda, para realizar un aumento de capital de la Sociedad de MUS$86.245, mediante la capitalización de las
utilidades acumuladas al 31 de marzo de 2008, por las utilidades de la Sociedad hasta el 31 de diciembre de 2007, sin
emisión de nuevas acciones, manteniéndose la participación accionaria de ENAP y Enap Refinerías S.A.
Información sobre inversiones en el exterior - Para las inversiones en el exterior de la Sociedad, no existen
dividendos acordados, por las utilidades potencialmente remesables por el ejercicio terminado el 31 de diciembre de
2009, 2008 y 2007.
Durante el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2009 y 31 de diciembre de 2008 la Sociedad no ha contraído
pasivos designados como cobertura de estas inversiones en el exterior.

13.2 Capital Emitido
Acciones comunes totalmente pagadas 332.150
Totales 332.150
13.3 Acciones comunes totalmente pagadas
Emisión de acciones comunes totalmente pagadas 89.699.954
Totales 89.699.954
13.4 Distribución de resultados
82
31.12.09
Capital accionario
31.12.08 01.01.08
MUS$ MUS$ MUS$
332.150
332.150
245.905
245.905
Cantidad en acciones
31.12.09 31.12.08 01.01.08
89.699.954
89.699.954
89.699.954
89.699.954
La política corporativa de la Matriz, ENAP, establece el traspaso del 100% de los dividendos anuales de sus filiales.
Mediante ORD.Nº 64 de fecha 23 de enero de 2009, el Ministerio de Hacienda suspendió temporalmente, para el año
2009, la política de traspasos del 100% de los dividendos anuales de las filiales de ENAP, correspondientes al ejercicio
terminado el 31 de diciembre de 2008.
Información sobre inversiones en el exterior - Para las inversiones en el exterior de la Sociedad, no existen
dividendos acordados, por las utilidades potencialmente remesables por el ejercicio terminado el 31 de diciembre de
2009 y 2008.
13.5 Gestión de Capital
La gestión de capital, referida a la administración del patrimonio de la compañía, tiene como objetivo principal, la
administración de capital de la Sociedad, de acuerdo al siguiente detalle:
• Asegurar el normal funcionamiento de sus operaciones y la continuidad del negocio en el largo plazo.
• Asegurar el financiamiento de nuevas inversiones a fin de mantener un crecimiento sostenido en el tiempo.
• Mantener una estructura de capital adecuada acorde a los ciclos económicos que impactan al negocio y a la
naturaleza propia de la industria.
• Maximizar el valor de la compañía en el mediano y largo plazo.
En línea con lo anterior, los requerimientos de capital son incorporados en base a las necesidades de financiamiento
de la compañía, cuidando mantener un nivel de liquidez adecuado y cumpliendo con los resguardos financieros
establecidos en los contratos de deuda vigentes y en los compromisos contraídos con el dueño. La compañía maneja
su estructura de capital y realiza ajustes en base a las condiciones económicas predominantes, de manera de mitigar

los riesgos asociados a condiciones de mercado adversas y recoger las oportunidades que se puedan generar para
mejorar la posición de liquidez de la compañía.
14. OTRAS RESERVAS
83
31.12.09 31.12.08 01.01.08
MUS$ MUS$ MUS$
Conversión de moneda extranjera (72.779) (73.065) (72.692)
Mayor valor sobreprecio en venta de acciones propias 9.371 9.371 9.371
Totales (63.408) (63.694) (63.321)
14.1 Reserva de conversión de monedas extranjeras
31.12.09 31.12.08
MUS$ MUS$
Saldo al inicio del período (73.065) (72.692)
(Aumento) Disminución por revalorización de los activos 286 (373)
Totales (72.779) (73.065)
14.2 Interés minoritario
El detalle por sociedades del saldo de interés minoritario del estado de situación consolidado al 31 de diciembre de 2009,
31 de diciembre de 2008 y 1 de enero de 2008, y el resultado correspondiente a los socios externos en dichos ejercicios
se presenta a continuación:
31.12.09 31.12.08
01.01.08
Entidad Intereses Resultado Intereses Resultado Intereses Resultado
minoritarios a minoritarios minoritarios a minoritarios minoritarios a minoritarios
MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$
Enap Sipetrol Argentina S.A. 1.117 (109) 1.226 42 1.184 -
Totales 1.117 (109) 1.226 42 1.184 -
El movimiento que ha tenido el Interés Minoritario durante el ejercicio al 31 de diciembre de 2009 y 31 de diciembre de
2008 se resumen a continuación:
31.12.09 31.12.08
MUS$ MUS$
Saldo inicial del período 1.226 1.184
Participación de los resultados del período
Ajustes primera adopción NIIF en filial Enap
(109) 7
Sipetrol Argentina S.A.
- 35
Totales 1.117
1.226

15. PRÉSTAMOS QUE DEVENGAN INTERESES
El detalle de los préstamos que devengan intereses al 31 de diciembre de 2009, 31 de diciembre de 2008 y 1 de enero de 2008
es el siguiente:
Total Corriente Total No Corriente
31.12.09 31.12.08 01.01.08 31.12.09 31.12.08 01.01.08
MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$
No garantizadas
Préstamos de entidades financieras - 56.473 40.529 - - -
Sobregiros bancarios - 8.303 -
- - -
Arrendamiento financiero 277 191 206 1.113 1.175 1.511
Totales 277
Garantizadas
Préstamos de entidades financieras 65.025
Totales 65.025
Totales 65.302
84
64.967
-
-
64.967
40.735
21.044
21.044
61.779
El desglose por monedas y vencimiento de los préstamos bancarios es el siguiente:
31 de diciembre de 2009
Hasta 1 1 a 3 3 a 12 1 a 5 5 años y
País Nombre
acreedor
Moneda Tipo de
amortización
Tasa
efectiva
Tasa
nominal
Garantía Totales
MUS$
Corriente
MUS$
No corriente
MUS$
Indeterminado
MUS$
mes
MUS$
meses
MUS$
meses
MUS$
años
MUS$
más
MUS$
ArgentinaBanco Latinoamericano de
Exportaciones S.A.
US$ Unica 4,595% LIBOR+3,5 Si 65.025
Totales 65.025
31 de diciembre de 2008
País Nombre Moneda Tipo de Tasa Tasa Garantía Totales Corriente No corriente Indeterminado Hasta 1 1 a 3 3 a 12 1 a 5 5 años y
acreedor amortización efectiva nominal MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$
Argentina BBVA Banco Francés S.A. US$ Única 6,35% 6,35% No 46.317
Argentina ABN AMRO Bank NV US$ Única 5,80% 5,80% No 10.156
Totales 56.473
01 de enero de 2008
País Nombre Moneda Tipo de Tasa Tasa Garantía Totales Corriente No corriente Indeterminado Hasta 1 1 a 3 3 a 12 1 a 5 5 años y
acreedor amortización efectiva nominal MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$
Argentina BBVA Banco Francés S.A. US$ Única 6,35% 6,35% No 40.529
Argentina JP Morgan Agenciado US$ 5 años 6,05% Libo + 0,75% Si 21.044
Totales 61.573
Los préstamos bancarios han sido pactados con tasa nominal anual
Los préstamos bancarios han sido tomados con tasas nominales anuales.
15.1 Préstamos Bancarios
Banco Latinoamericano de Exportaciones S.A.
Con fecha 30 de junio de 2009 Enap Sipetrol Argentina S.A. suscribió un préstamo por MUS$65.000, con vencimiento al
28 de junio de 2010, con pago de capital al vencimiento e intereses semestralmente. Este préstamo es garantizado por la
Empresa Nacional del Petróleo. La tasa de interés es Libor+3,5.
65.025
65.025
46.317
10.156
56.473
40.529
21.044
61.573
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1.113
-
-
1.113
-
-
46.317
10.156
56.473
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1.175
-
-
1.175
25
25
65.000
65.000
-
-
-
40.529
21.044
61.573
-
-
-
-
-
-
-
-
1.511
-
-
1.511
-
-
-
-
-
-
-
-

BBVA Banco Francés S.A.
Con fecha 16 de julio y 31 de agosto de 2007, Enap Sipetrol Argentina S.A. obtuvo dos préstamos por MUS$ 30.000 y
MUS$ 10.000, respectivamente a 1 año plazo, con pagos de capital e intereses al vencimiento el día 15 de julio y 30 de
agosto de 2008. respectivamente. No se entregaron garantías. La tasa de inter és aplicada fue de 7,45% nominal anual.
Esta obligación está pagada a la fecha.
Con fecha 21 de julio de 2008 Enap Sipetrol Argentina S.A. suscribió un préstamo por MUS$6.000, con pago de capital e
intereses al vencimiento, 19 de enero de 2009. La tasa de interés es de 6,35% nominal anual. Esta obligación está
pagada a la fecha.
Con fecha 15 de julio de 2008, Enap Sipetrol Argentina S.A. suscribió préstamos, por MUS$30.000 y MUS$ 9.000, con
pago de capital e intereses al vencimiento, 12 de enero de 2009. La tasa de interés es de 6,35% nominal anual. Al
vencimiento, se prorrogó hasta el 20 de enero de 2009. Esta obligación está pagada a la fecha.
ABN Amro Bank NV
Con fecha 15 de julio de 2008, Enap Sipetrol Argentina S.A. suscribió un crédito con ABN Amro Bank N.V. por MUS$
10.000, con pago de capital e intereses al vencimiento, 12 de enero de 2009. La tasa de interés pactada es de LIBO +
2,2% semestral. Con fecha 12 de enero de 2009 se pagó este crédito.
JP Morgan Agenciado
Con fecha 18 de diciembre de 2003, Enap Sipetrol Argentina S.A. suscribió un préstamo sindicado por MUS$125.000, a 5
años de plazo, con pagos de capital e intereses mensuales. Se garantizó con las exportaciones de petróleo y gas de la
Cuenca Austral y con una garantía contingente de ENAP. Este préstamo fue sindicado por el JP Morgan y en él
participaron 10 bancos extranjeros. La tasa de interés pactada es Libo más un spread anual de 0,75%. Con fecha 18 de
diciembre de 2008, finalizó esta obligación con JP Morgan.
15.2 Sobregiros Bancarios
Los sobregiros bancarios, corresponden a la utilización de líneas de créditos en pesos argentinos equivalentes a
MUS$8.303, al 31 de diciembre de 2008, y su detalle es el siguiente:
Nombre acreedor Moneda Monto
MUS$
BBVA Banco Francés S.A. $ Argentino 3.662
Banco Itaú Argentina S.A. $ Argentino 4.641
Totales 8.303
Al 31 de diciembre 2009 y 1 de enero de 2008, no hay utilización de líneas de créditos.
85

15.3 Arrendamiento Financiero
16. PROVISIONES
El detalle de los arrendamientos financieros es el siguiente:
31 de diciembre de 2009
Valor Hasta 1 Entre 1 Más de
País Nombre
nomina año y 5 años 5 años
acreedor MUS$ MUS$ MUS$ MUS$
Chile Metlife Chile Seguros de Vida S.A. -
Totales -
31 de diciembre de 2008
86
277
277
1.113
1.113
Valor Hasta 1 Entre 1 Más de
País Nombre
nomina año y 5 años 5 años
acreedor MUS$ MUS$ MUS$ MUS$
Chile Metlife Chile Seguros de Vida S.A. -
Totales -
01 de enero de 2008
191
191
1.175
1.175
Valor Hasta 1 Entre 1 Más de
País Nombre
nomina año y 5 años 5 años
acreedor MUS$ MUS$ MUS$ MUS$
Chile Metlife Chile Seguros de Vida S.A. -
Totales -
El desglose de este rubro al 31 de diciembre de 2009, 31 de diciembre de 2008 y 1 de enero de 2008 es el siguiente:
206
206
1.511
1.511
Corriente No corriente
Concepto 31.12.09 31.12.08 01.01.08 31.12.09 31.12.08 01.01.08
MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$
Desmantelamiento, costos restauración y rehabilitación (1) - - - 7.975
Participacion en utilidades y bonos (2) 6.158 14.802 9.508 -
Otras provisiones (3) 2.570 2.098 2.278 4.908
Totales 8.728
16.900
11.786
-
-
-
-
-
-
12.883
8.683
-
3.570
12.253
14.673
-
4.752
(1)Corresponde a los costos estimados que permitirán, al término de las concesiones, dejar en condiciones de reutilizar para
otros fines las zonas de explotación. Esta provisión es calculada y contabilizada a valor presente a igual tasa de
descuento del proyecto.
(2) Corresponde a la participación en las utilidades de la compañía establecida en convenios colectivos y la normativa
vigente.
19.425

(3) Corresponde principalmente a vacaciones devengadas del personal de la Sociedad.
El movimiento del rubro de provisiones durante los ejercicios al 31 de diciembre de 2009, 31 de diciembr e de 2008 y 1 de
enero de 2008 ha sido el siguiente:
Corriente
No corriente
Desmantelamiento Desmantelamiento
Costos reestructuracion Participacion en Otras Total Costos reestructuracion Participacion en Otras Total
rehabilitación Utilidades y Bonos Provisiones rehabilitación Utilidades y Bonos Provisiones
Movimientos en Provisiones
Provisión Total, Saldo Inicial al 01-01-2009
-
14.802 2.098 16.900
8.683
- 3.570 12.253
Provisiones Adicionales -
2.967 973 3.940
-
- 1.333 1.333
Provisión Utilizada -
(11.611) (506) (12.117)
-
-
-
Reversión de Provisión
-
- -
-
(708)
- - (708)
Otro Incremento (Decremento)
-
-
5
5
-
-
5
5
Provisión Total, Saldo Final al 31-12-2009
Movimientos en Provisiones
Provisión Total, Saldo Inicial al 01-01-2008 -
Provisiones Adicionales -
Provisión Utilizada -
Reversión de Provisión -
Otro Incremento (Decremento) -
Provisión Total, Saldo Final 31-12-2008 -
17. INGRESOS ORDINARIOS
El detalle de este rubro es el siguiente:
-
6.158
87
2.570
8.728
Desmantelamiento Desmantelamiento
Costos reestructuracion Participacion en Otras Total Costos reestructuracion Participacion en Otras Total
rehabilitación Utilidades y Bonos Provisiones rehabilitación Utilidades y Bonos Provisiones
9.508
5.294
-
-
-
2.278
295
(377)
(98)
11.786
5.589
(377)
-
(98)
7.975
14.673
859
-
(6.849)
-
31.12.09 31.12.08
MUS$ MUS$
Venta de crudos 204.070 233.235
Venta de gas 17.495 15.485
Ventas de servicios petroleros 64.375 129.477
Otros ingresos de explotación 8.621 10.376
Totales 294.561 388.573
18. COSTOS DE VENTAS
El detalle de este rubro es el siguiente:
31.12.09 31.12.08
MUS$ MUS$
Impuestos a los ingresos 39.426 89.637
Costos directos 94.923 94.702
Transporte y procesos 7.001 2.241
Otros costos 18.560 11.015
Depreciación y agotamiento 65.087 76.167
Totales 224.997 273.762
14.802
2.098
16.900
8.683
-
-
-
-
-
-
-
4.908
4.752
188
(1.370)
3.570
12.883
19.425
1.047
-
(8.219)
-
12.253

19. OTROS GASTOS VARIOS DE OPERACION
La composición de este rubro es el siguiente:
31.12.09 31.12.08
MUS$ MUS$
Costos de exploración 6.128 2.919
Pozos secos 50.658 37.285
Estudios geológicos y geofísicos 6.521 -
Totales 63.307 40.204
20. SEGMENTOS OPERATIVOS
Criterios de segmentación
La información por segmento se estructura según la distribución geográfica de la Sociedad.
Segmentos principales de negocio de la Sociedad:
• América Latina, que incluye las operaciones exploratorias y de explotación de hidrocarburos (petróleo y gas
natural) ubicados en América Latina (Argentina y Ecuador).
• MENA (Middle East and North Africa) que incluye las operaciones exploratorias y de explotación de hidrocarburos
(petróleo y gas natural) ubicados en la zona geográfica de Medio Oriente y Norte de África (Egipto e Irán)
Los ingresos y gastos que no pueden ser atribuidos específicamente a ningún segmento, así como los ajustes de
consolidación, se atribuyen a una unidad corporativa, asignando también las partidas de conciliación que surgen de comparar
los estados financieros de los distintos segmentos con los estados financieros consolidados de la Sociedad.
Los costos incurridos por la unidad corporativa se prorratean, mediante un sistema de distribución interna de costos, entre
los distintos segmentos para efectos de gestión.
Bases y metodología de la información por segmentos de negocio
La estr uctura de esta información está diseñada como si cada segmento de negocio se tratara de un negocio autónomo y
dispusiera de recursos propios independientes, que se distribuyen en función del riesgo de los activos asignados a cada
segmento de acuerdo a los presupuestos aprobados.
Durante 2009, la Sociedad procedió a la venta de su participación en el bloque North Bahariya, perteneciente al segmento
MENA, sus operaciones se presentan como operaciones interrumpidas. Esta operación fue clasificada en esta categoría a
partir de 2008 (ver nota23).
A continuación se presenta la información por área geográfica de estas actividades al 31 de diciembre de 2009 y 2008.
88

89
Acumulado al 31 de diciembre de 2009 MUS$
América
latina
Medio Oriente
Norte de Africa
Corp y
ajustes (1) Total
Ingresos Explotación 267.356 26.798 407 294.561
Costo de Explotación (206.223) (16.491) (2.283) (224.997)
Margen Bruto 61.133 10.307 (1.876) 69.564
Otros Ingresos de Operación - - 1.214 1.214
Gastos de Administración (10.883) (2.435) (8.701) (22.019)
Otros Gastos Varios de Operación (41.340) (18.738) (3.229) (63.307)
Costos Financieros (4.390) (27) (6.462) (10.879)
Participación en Ganancia (Pérdida) de Asociadas
contabilizadas por método de la participación - - (156) (156)
Diferencia de Cambio (1.301) (27) (1.411) (2.739)
Otras Ganancias (Pérdidas) 2.166 181 129 2.476
Ganancia (Pérdida) antes de Impuesto 5.385 (10.739) (20.492) (25.846)
Gasto (Ingreso) por Impuesto a las Ganancias (6.054) (74) (48) (6.176)
Ganancia (Pérdida) después de Impuesto (669) (10.813) (20.540) (32.022)
Utilidades por operaciones discontinuadas (2) - 45.751 - 45.751
Ganancia (Pérdida) (669) 34.938 (20.540) 13.729
Ganancia (Pérdida) Atribuible a Participación Minoritaria (109) - - (109)
Ganancia (Pérdida) Atribuible a Participación Mayorista (560) 34.938 (20.540) 13.838
Ganancia (Pérdida) (669) 34.938 (20.540) 13.729

90
Acumulado al 31 de diciembre de 2008 MUS$
América Medio Oriente Corp y
latina Norte de Africa ajustes (1) Total
Ingresos Explotación 366.118 14.595 7.860 388.573
Costo de Explotación (262.314) (8.307) (3.141) (273.762)
Margen Bruto 103.804 6.288 4.719 114.811
Otros Ingresos de Operación - - 932 932
Gastos de Administración (18.262) (3.867) (12.417) (34.546)
Otros Gastos Varios de Operación (513) (37.299) (2.392) (40.204)
Costos Financieros (2.126) (5) (10.356) (12.487)
Participación en Ganancia (Pérdida) de Asociadas
contabilizadas por método de la participación - - (146) (146)
Diferencia de Cambio (192) - 1.539 1.347
Otras Ganancias (Pérdidas) 92 309 1.393 1.794
Ganancia (Pérdida) antes de Impuesto 82.803 (34.574) (16.728) 31.501
Gasto (Ingreso) por Impuesto a las Ganancias (18.761) (123) (243) (19.127)
Ganancia (Pérdida) después de Impuesto 64.042 (34.697) (16.971) 12.374
Utlidades por operaciones discontinuadas (2) - 6.647 - 6.647
Ganancia (Pérdida) 64.042 (28.050) (16.971) 19.021
Ganancia (Pérdida) Atribuible a Participación Minoritaria 42 - - 42
Ganancia (Pérdida) Atribuible a Participación Mayoritaria 64.000 (28.050) (16.971) 18.979
Ganancia (Pérdida) 64.042 (28.050) (16.971) 19.021
(1) Bajo esta línea se presentan los ajustes de eliminación en consolidación y los resultados generados por la Sociedad
(2) Corresponde a los resultados del proyecto North Bahariya (activo que se encuentra discontinuado) forman parte de
utilidades por operaciones descontinuadas en el segmento MENA. El total de ingresos al 31 de diciembre de 2009 fue de
MUS$47.282, el total de gastos de MUS$ 1.531 y el resultado neto de MUS$45.751
El detalle de las ventas por segmentos y productos al 31 de diciembre de 2009 y 2008 es el siguiente:

Producto
Ventas de crudo 138.590
Ventas de gas 17.495
Ventas de servicios petroleros 67.610
Otras ventas 3.383
Totales 227.078
Producto
Ventas de crudo 152.155
Ventas de gas 15.485
Ventas de servicios petroleros 129.477
Otras ventas 1.992
Totales 299.109
Operaciones descontinuadas
Acumulado al 31 de diciembre de 2009
América Latina MENA Corp y Ajustes
Ventas
Ventas
Ventas
Venta empresas Venta empresas Venta empresas
terceros Grupo terceros Grupo terceros Grupo
MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$
40.278
-
-
-
40.278
91
25.203
-
-
-
25.203
-
-
-
1.595
1.595
-
-
-
-
-
-
-
-
407
407
Acumulado al 31 de diciembre de 2008
América Latina MENA Corp y Ajustes
Ventas
Ventas
Ventas
Venta empresas Venta empresas Venta empresas
terceros Grupo terceros Grupo terceros Grupo
MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$
67.009
-
-
-
67.009
14.072
-
-
-
14.072
-
-
-
523
523
-
-
-
-
-
-
-
-
7.860
7.860
Las explotaciones en interrupción definitiva tuvieron el siguiente efecto sobre los resultados del segmento Medio Oriente y
Norte de Africa.
En interrupción definitiva
31.12.09 31.12.08
MUS$ MUS$
Ingresos
Ventas externas 1.266 17.248
Utilidad por venta de activo disponible para la venta 46.016 -
Total ingresos 47.282 17.248
Costo de operación (1.256) (9.080)
Gastos de administración (275) (1.521)
Resultado 45.751 6.647

El 9 de Marzo de 2009 se obtuvo la aprobación final del gobierno de Egipto a través de su Ministerio del Petróleo, con lo cual
se materializó la venta de la totalidad de la participación de Sipetrol International S.A., en el Bloque North Bahariya, a la
empresa egipcia Sahara North Bahariya Limited.
Gastos
El análisis de los gastos del Grupo por área geográfica se desglosa de la siguiente manera:
America Latina MENA Ajustes y Corp.
Totales
31.12.09 31.12.08 31.12.09 31.12.08 31.12.09 31.12.08 31.12.09 31.12.08
Detalle de gastos MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$
Costos de ventas 206.223 262.314 16.491 8.307 2.283 3.141 224.997 273.762
Gastos de administración 10.883 18.262 2.435 3.867 8.701 12.417 22.019 34.546
Otros gastos varios operación 41.340 513 18.738 37.299 3.229 2.392 63.307 40.204
Gastos financieros 4.390 2.126 27 5 6.462 10.356 10.879 12.487
Totales 262.836 283.215 37.691 49.478 20.675 28.306 321.202 360.999
La descomposición de la depreciación de los segmentos es la siguiente:
America Latina MENA Ajustes y Corp.
Totales
31.12.09 31.12.08 31.12.09 31.12.08 31.12.09 31.12.08 31.12.09 31.12.08
Depreciación MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$
En Costo de Ventas 54.760 64.440 10.327 11.727 - - 65.087 76.167
En Gastos de Administración 1.082 4.614 - - 53 50 1.135 4.664
Totales 55.842 69.054 10.327 11.727 53 50 66.222 80.831
Información sobre los principales clientes
La Filial en Argentina y la Sucursal Ecuador mantienen un cliente que representa el 6% y el 24% de las ventas ordinarias del
segmento América Latina respectivamente.
La Sucursal en Egipto mantiene un contrato con un cliente que representa el total de los ingresos ordinarios del segmento
operativo MENA.
21. COSTOS FINANCIEROS
El desglose de los gastos financieros al 31 de diciembre de 2009 y 2008:
92
31.12.09 31.12.08
MUS$ MUS$
Intereses de sobregiros y préstamos bancarios 4.364 2.113
Intereses por línea de crédito con la Matriz 6.461 10.359
Otros gastos por intereses 54 15
Total gastos por intereses 10.879 12.487
Total costo financiero 10.879 12.487
El total del costo financiero es atribuible a operaciones continuadas, tanto al 31 de diciembre de 2009 como al 31 de
diciembre de 2008.

22. IMPUESTO A LAS GANANCIAS E IMPUESTOS DIFERIDOS
De acuerdo a la normativa vigente, la Sociedad incluye dentro de su balance consolidado a sus filiales Enap Sipetrol Argentina
S.A., Sipetrol International S.A., Sociedad Internacional Petrolera Enap Ecuador S.A. y Enap Sipetrol UK Limited.
Todas las sociedades del Grupo Sipetrol presentan individualmente sus declaraciones de impuestos, de acuerdo con la norma
fiscal aplicable en cada país.
La Sociedad presenta Cuentas por cobrar por impuestos por recuperar y Cuentas por pagar por impuestos corrientes según
el siguiente detalle:
31.12.09 31.12.08 01.01.08
Cuentas por cobrar por impuestos corrientes MUS$ MUS$ MUS$
IVA crédito fiscal - Ecuador - 403 609
IVA crédito fiscal - Argentina 71 - 7.433
IVA crédito fiscal - Chile - - 727
Impuestos por recuperar - Ecuador 117 10 10
Impuestos por recuperar - Argentina 4.207 3.074 2.124
Pagos Provisionales Mensuales - Argentina 150 - 4.962
Pagos Provisionales Mensuales - Chile 10 27 14
4.555 3.514 15.879
31.12.09 31.12.08 01.01.08
Cuentas por pagar por impuestos corrientes MUS$ MUS$ MUS$
Impuesto a la renta por pagar- Chile 71 - -
Impuesto a la renta por pagar- Ecuador 17 11.661 6.094
Impuesto retención- Ecuador 75 62 49
IVA débitos fiscal-Ecuador 227 898 922
Impuesto a la renta por pagar- Argentina - - 5.391
Acreedores impositivos-Argentina 2.765 3.722 4.501
Retención Ingresos Brutos IIBB - Argentina 85 107 128
Otras retenciones - Argentina 81 418 797
Impuesto a la renta por pagar- Uruguay 74 123 140
3.395 16.991 18.022
El ingreso por impuesto a las ganancias al 31 de diciembre de 2009 y 2008, y sus variaciones desde septiembre a diciembre
de cada año, después de la aplicación de los impuestos correspondientes, es el siguiente:
93

Gasto por Impuestos Corrientes a las Ganancias 31.12.09 31.12.08
MUS$ MUS$
Gasto por impuestos corrientes (6.760) (24.685)
Gasto diferido (ingreso) por impuestos relativos a la
creación y reversión de diferencias temporarias 584 5.558
Gasto (ingreso) por impuesto a las ganancias (6.176) (19.127)
94
31.12.09 31.12.08
MUS$ MUS$
Gasto por impuestos corrientes, neto, extranjero (6.760) (24.685)
Gasto por impuestos corrientes, neto, total (6.760) (24.685)
31.12.09 31.12.08
MUS$ MUS$
Gasto por impuestos diferidos, neto, extranjero 560 5.730
Gasto por impuestos diferidos, neto, nacional 24 (172)
Gasto por impuestos diferidos, neto, total 584 5.558
22.1. Conciliación de tasas
La conciliación de la tasa de impuestos legal vigente en Chile y la tasa efectiva de impuestos aplicables al Grupo Sipetrol, se
presenta a continuación:
31.12.2009 31.12.2008
MUS$ MUS$
Gasto por impuestos utilizando la tasa legal (4.394) (5.355)
Efecto impositivo de tasas en otras jurisdicciones 416 (11.298)
Efecto impositivo de ingresos ordinarios no imponibles (3.208) (2.473)
Efecto impositivo de gastos no deducibles impositivamente - -
Efecto impositivo de cambio en las tasas impositivas 1.010 (1)
Otro incremento (decremento) en cargo por impuestos legales - -
Ajustes al gasto por impuestos utilizando la tasa legal, total (1.782) (13.772)
Gasto por impuestos utilizando la tasa efectiva (6.176) (19.127)
31.12.2009 31.12.2008
Tasa impositiva legal (%) 17,00% 17,00%
Efecto la tasa impositiva de tasas de otras jurisdicciones (%) -2,09% 35,87%
Efecto en tasa impositiva de ingresos ordinarios no imponibles (%) 16,12% 7,84%
Efecto en tasa impositiva de cambios en tasas de otras jurisdicciones (%) 0,00% 0,00%
Otro incremento (decremento) en tasa impositiva legal (%)
Ajustes a la tasa impositiva legal, total (%) 14,03% 43,71%
Tasa impositiva efectiva (%) 31,03% 60,71%
El impuesto sobre sociedades se calcula aplicando el 17% a la base imponible estimada del ejercicio, para las sociedades
constituidas en Chile.
Los impuestos para las sociedades extranjeras se calculan según las tasas impositivas en las respectivas jurisdicciones.

22.2. Impuestos diferidos
El origen de los impuestos diferidos registrados al 31 de diciembre de 2009, 31 de diciembre de 2008 y 1 de enero de 2008 es
el siguiente:
Activos por Impuestos Diferidos 31.12.09 31.12.08 01.01.08
MUS$ MUS$ MUS$
Activos por impuestos diferidos relativos a provisiones 186 186 156
Activos por impuestos diferidos relativos a revaluaciones
de Propiedades, planta y equipo 11.232 8.313 5.043
Activos por impuestos diferidos relativos a otros - 4.937 2.150
Activos por impuestos diferidos 11.418 13.436 7.349
Pasivos por Impuestos Diferidos 31.12.09 31.12.08 01.01.08
MUS$ MUS$ MUS$
Pasivos por impuestos diferidos relativos a obligaciones
por beneficios post-empleo 130 137 -
Pasivos por impuestos diferidos relativos a revaluaciones
de Propiedades, planta y equipo 11.422 14.000 13.878
Pasivos por impuestos diferidos relativos a otros 108 124 59
Pasivos por impuestos diferidos 11.660 14.261 13.937
Movimientos en Pasivos por Impuestos Diferidos 31.12.09 31.12.08 01.01.08
MUS$ MUS$ MUS$
Pasivos por impuestos diferidos, saldo inicial 14.261 13.937 530
Incremento (decremento) en pasivo por impuestos diferidos (2.601) 324 13.407
Pasivos por impuestos diferidos, saldo final 11.660 14.261 13.937
23. OPERACIONES DESCONTINUADAS
North Bahariya
En sesión No. 214 de fecha 28 de Agosto de 2007, se autorizó iniciar proceso de venta del proyecto North Bahariya.
Con fecha 14 de abril de 2008, la filial Sipetrol International S.A. y la empresa Egipcia Sahara North Bahariya Limited,
suscribieron un Sale and Purchase Agreement por el cual Sipetrol International S.A. se comprometió a ceder su participación
total en el Bloque North Bahariya ubicado en el Western Desert de Egipto.
Dicha operación se perfeccionó el 9 de Marzo de 2009, momento en el que Ministerio del Petróleo dio su aprobación y el
control de North Bahariya fue traspasado al adquirente. El valor de venta fue de MUS$65.000 más intereses, originando una
utilidad de MUS$45.751.
Los resultados de las explotaciones en interrupción definitiva que han sido incluidos en la cuenta de resultados consolidada
se detallan a continuación:
95

96
31.12.09 31.12.08
MUS$ MUS$
Ingresos 1.266 17.248
Gastos (1.531) (10.601)
Utilidades antes de impuestos (265) 6.647
Subtotal (265) 6.647
Utilidad (pérdida) en venta de la operación 46.016 -
Subtotal 46.016 -
Total resultado de las operaciones descontinuadas 45.751 6.647
24. SALDOS Y TRANSACCIONES DE PARTES RELACIONADAS
Las sociedades de Enap Sipetrol S.A. han realizado las siguientes operaciones con partes relacionadas:
a) Cuentas por cobrar a entidades relacionadas
Descripción de Plazo de Naturaleza
Corriente No Corriente
Sociedad RUT la transacción la naturaleza de la relacion Moneda 31.12.09 31.12.08 01.01.08 31.12.09 31.12.08 01.01.08
MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$
Empresa Nacional del Petróleo 92604000-6 Comercial Sin plazo vencimiento Matriz USD 865 386 498 - - -
Golfo de Guayaquil Petroenap
Compañía de Economía Mixta E-0 Comercial Sin plazo vencimiento Subsidiaria USD 67 - - - - -
Enap Refinerias S.A. 87756500-9 Comercial Sin plazo vencimiento Coligada USD - - 263 - - -
CEOP Dorado Riquelme E-0 Comercial Sin plazo vencimiento Por la Matriz 98 - - - - -
b) Cuentas por pagar a entidades relacionadas
Totales 1.030 386 761 - - -
Descripción de Plazo de Naturaleza
Corriente No Corriente
Sociedad RUT la transacción la naturaleza de la relacion Moneda 31.12.09 31.12.08 01.01.08 31.12.09 31.12.08 01.01.08
MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$
Empresa Nacional del Petróleo 92604000-6 Comercial Sin plazo vencimiento Matriz USD 3.593 12.201 10.973 - - -
Empresa Nacional del Petróleo 92604000-6 Línea de créditoSin plazo vencimiento Matriz USD - - - 128.589 175.071 185.976
Enap Refinerias S.A. 87756500-9 Comercial Sin plazo vencimiento Coligada USD - - 13 - - -
Compañía Latinoamericana Petrolera S.A. 96668110-1 Comercial Sin plazo vencimiento CLP - - - - 1.843 2.360
-
Totales 3.593 12.201 10.986 128.589 176.914 188.336
De acuerdo con las políticas financieras corporativas, ENAP debe aplicar para las líneas de crédito intercompañías, sean con
ENAP o cualquier empresa del grupo, una tasa fija anual de 4,72% (5,21% en diciembre de 2008).

c) Transacciones
31.12.09
31.12.08
Naturaleza Descripcion de Efecto en Efecto en
Sociedad RUT de la relación la transaccion Monto resultado Monto resultado
MUS$ MUS$ MUS$ MUS$
Empresa Nacional del Petróleo 92604000-6 Matriz Servicios recibidos 2.130 (1.193) 1.694 (976)
Empresa Nacional del Petróleo 92604000-6 Matriz Servicios prestados 2.575 2.189 5.809 4.991
Empresa Nacional del Petróleo 92604000-6 Matriz Reembolso de gastos 37.489 - 112 (112)
Empresa Nacional del Petróleo 92604000-6 Matriz Préstamos recibidos 96.092 (6.460) 128.957 (10.359)
Empresa Nacional del Petróleo 92604000-6 Matriz Pago de préstamos 142.574 - 139.862 -
Empresa Nacional del Petróleo 92604000-6 Matriz Venta de crudo 40.277 (6.100) 131.481 (7.226)
Compañía Latinoamericana
Petrolera S.A. 96668110-1 Asociada Compensación deuda (2.140) - - -
El parámetro de materialidad o significancia establecido por la Sociedad para informar las transacciones con entidades
relacionadas se determinó en un valor total superior a MUS$500.
Durante el ejercicio, la Sociedad ha realizado las siguientes operaciones con partes vinculadas:
Personal clave del directorio al 31 de diciembre de 2009 y 2008
a) Cuentas por cobrar:
Nombre del personal clave Concepto 31.12.09 31.12.08 01.01.08
MUS$ MUS$ MUS$
Alejandro Perez Rojas Préstamo 21 22 10
b) Retribuciones del Directorio
31.12.09 31.12.08
Nombre Cargo MUS$ MUS$
Rodrigo Azocar Hidalgo (1) Presidente - -
Marcelo Tokman Ramos Director 17 13
José Tomás Morel Director 17 14
David Jana Bitrán (3) Director - -
Gaston Ramos Gonzalez (2) Director - -
Alejandro Pérez Rojas Director 108 57
Paula Hidalgo Mandujano Directora - -
Sergio Galán Bidegain Director - -
Guillermo del Valle de la Cruz (4) Director - -
Totales 142 84
(1) Designado en Sesión de Directorio N° 236, de fecha 29 de enero de 2009, en reemplazo del Señor Enrique Dávila
Alveal.
97

(2) Designado en Sesión de Directorio N° 236, de fecha 29 de enero de 2009, en reemplazo de la Señora Paula Hidalgo
Mandujano. Aceptó su designación el 4 de febrero de 2009.
(3) Designado en Sesión de Directorio N° 240, de fecha 29 de abril de 2009, en reemplazo del Señor Sergio Galán
Bidegaín.
(4) En Sesión de Directorio N°241, de fecha 29 de mayo de 2009, se aceptó la renuncia del Director Señor Guillermo del
Valle de la Cruz.
c) Gerencia
Las remuneraciones devengadas por el personal clave de la Gerencia ascienden a MUS$1.100 por el ejercicio terminado al 31
de diciembre 2009 (MUS$1.227 en 2008).
A contar del día 25 de agosto de 2009, la estructura organizacional de la sociedad se compone de la siguiente forma:
Nombre Cargo
Nelson Muñoz Gerente General
Lisando Rojas Gerencia de Exploraciones
Sergio Azzari Gerencia de Producción
Planes de incentivos al personal clave
La Sociedad cuenta con un Sistema de Renta Variable (SRV) que aplica a todos sus ejecutivos.
El propósito de este sistema es incentivar a éstos a agregar valor a la empresa, mejorando el trabajo en equipo y el
desempeño individual.
Los factores que considera el modelo para la determinación del incentivo son los resultados obtenidos por la empresa, el
cumplimiento de los objetivos estratégicos, la generación de valor y la rentabilidad obtenida durante el ejercicio. También se
considera el nivel de cumplimiento de metas alcanzado por cada una de las gerencias de la empresa y los resultados
individuales.
98

25. GARANTÍAS COMPROMETIDAS CON TERCEROS
El detalle de las garantías comprometidas con terceros por la Sociedad, al 31 de diciembre de 2009, es el siguiente:
Acreedor de
la garantía
99
Tipo de Fecha
Descripción garantía expiración
EGAS Garantía por compromiso mínimo exploratorio por el Bloque 2 -
Rommana en Egipto.
EGAS Garantía por compromiso mínimo exploratorio por el Bloque 8 - Side Abd
El Rahaman en Egipto.
Servicio de Rentas
Internas Ecuador
Servicio de Rentas
Internas Ecuador
Servicio de Rentas
Internas Ecuador
Consejo Nacional
de Electricidad
Consejo Nacional
de Electricidad
Ministerio del
Medioambiente
Garantía del 10% de reclamo de pago indebido 2003 Fianza de
cobro
inmediato
Garantía del 10% de reclamo de pago indebido 2004 Fianza de
cobro
inmediato
Garantía del 10% de reclamo de pago indebido 2005 Fianza de
cobro
inmediato
Fiel cumplimiento de contrato Poliza de
seguro
Fiel cumplimiento de contrato Poliza de
seguro
Fiel cumplimiento de contrato Poliza de
seguro
Activos
comprometidos
Liberación de
garantías
Tipo Valor
contable 31/12/2010 Activos
MUS$ MUS$ MUS$
Stand by 31/12/2010 Indirecta 10.000 10.000 10.000
Stand by 13/12/2010 Indirecta 11.700 11.700 11.700
Abierta Directa 32 32 32
01/07/2010 Directa 283 283 283
Abierta Directa 262 262 262
01/04/2010 Directa 26 26 26
13/11/2010 Directa 17 17 17
02/08/2010 Directa 20 20 20

26. EFECTIVO Y EQUIVALENTES AL EFECTIVO
El detalle del efectivo y equivalentes al efectivo es el siguiente:
Caja 31
Banco 11.754
Overnigth 1.560
Depositos a plazo -
Totales 13.345
31/12/09 31/12/08 01/01/08
MUS$ MUS$ MUS$
100
36
8.070
-
7.913
16.019
El detalle del efectivo y equivalentes al efectivo en moneda de origen es el siguiente:
Caja US$ 19
AR$ 12
Banco US$ 4.675
AR$ 6.910
CLP 119
UK £ 50
Overnigth US$ 1.560
Depósitos a plazo US$ -
Totales 13.345
27. JUICIOS, RESTRICCIONES Y CONTINGENCIAS
1. Juicios
1.a ARGENTINA
1.a.1 Proceso de Determinación de Impuestos Adeudados (IVA)
Enap Sipetrol Argentina S.A.
56
6.006
-
10.420
16.482
Moneda 31/12/09 31/12/08 01/01/08
MUS$ MUS$ MUS$
31
5
3.754
4.174
140
2
-
7.913
16.019
44
12
5.881
-
105
20
-
10.420
16.482
1. Tribunal Fiscal de la Nación, Sala "C", Vocalía de la 8° Nominación, Expediente Nº 21.248-I, "Sipetrol Argentina S.A.
c/DGI s/ Apelación", período observado octubre 1997 a diciembre 1998, recurso de apelación de 20 de febrero de
2003.

La cuantía es de MUS$ 45 y corresponde al total regularizado a la fecha del acogimiento a la Moratoria Tributaria, e
incluye capital reclamado, intereses capitalizados y resarcitorios netos de beneficios de reducciones e interés por
financiación para las cuotas.
Como consecuencia de habernos acogido a la Moratoria Impositiva establecida por la Ley 26.476 se obtuvo una
reducción de intereses, la condonación de multas, debiendo integrar sólo el reclamo (deuda) capital nominal en 120
cuotas a una tasa de interés beneficiosa. Con dicha presentación se da por archivado el presente procedimiento,
siempre sujeto al pago efectivo de todas las cuotas. Queda pendiente la regulación de honorarios de los profesionales
(costas) intervinientes que la administración apelará oportunamente.
2. Tribunal Fiscal de la Nación, Sala "A", Vocalía de la 2° Nominación , Expediente Nº 24.357-I, "Sipetrol Argentina S.A. c/
DGI s/ Recurso de Apelación- Multa por IVA", período observado abril, julio y agosto de 1998.
La cuantía es de MUS$ 220 y corresponde al total regularizado a la fecha del acogimiento a la Moratoria Tributaria, e
incluye capital reclamado, intereses capitalizados y resarcitorios netos de beneficios de reducciones e interés por
financiación para las cuotas.
Como garantía de cobro de la suma de la cuantía, la AFIP entabló un embargo preventivo a la empresa bajo el Expte
17.772/05 que se tramita en el Juzgado de Primera Instancia en lo Contencioso Administrativo N°4 Secretaría N°8 de
la Capital Federal. Dicha medida se encuentra apelada por la Sociedad.
Como consecuencia de habernos acogido a la Moratoria Impositiva establecida por la Ley 26.476 se obtuvo una
reducción de intereses, la condonación de multas, debiendo integrar sólo el reclamo (deuda) capital nominal en 120
cuotas a una tasa de interés beneficiosa. Con dicha presentación se da por archivado el presente procedimiento,
siempre sujeto al pago efectivo de todas las cuotas. Queda pendiente la regulación de honorarios de los profesionales
intervinientes (costas) que la administración apelará oportunamente.
3. Tribunal Fiscal de la Nación, Sala "D", Vocalía de la 12° Nominación, Expediente Nº 25.011-I, "Sipetrol Argentina S.A. c/
DGI s/ Recurso de Apelación", período observado junio a diciembre de 1999.
La cuantía es de MUS$ 8 y corresponde al total regularizado a la fecha del acogimiento a la Moratoria Tributaria, e
incluye capital reclamado, intereses capitalizados y resarcitorios netos de beneficios de reducciones e interés por
financiación para las cuotas.
Como consecuencia de habernos acogido a la Moratoria Impositiva establecida por la Ley 26.476 se obtuvo una
reducción de intereses, la condonación de multas, debiendo integrar sólo el reclamo (deuda) capital nominal en 120
cuotas a una tasa de interés beneficiosa. Con dicha presentación se da por archivado el presente procedimiento,
siempre sujeto al pago efectivo de todas las cuotas. Queda pendiente la regulación de honorarios de los profesionales
intervinientes (costas) que la administración apelará oportunamente.
4. Tribunal Fiscal de la Nación, Sala "C", Vocalía de la 8° Nominación, Expediente Nº 26.942-I, "Sipetrol Argentina S.A. c/
DGI s/ Recurso de Apelación", período observado enero a diciembre de 2000.
La cuantía es de MUS$ 16 y corresponde al total regularizado a la fecha del acogimiento a la Moratoria Tributaria, e
incluye capital reclamado, intereses capitalizados y resarcitorios netos de beneficios de reducciones e interés por
financiación para las cuotas.
101

Como consecuencia de habernos acogido a la Moratoria Impositiva establecida por la Ley 26.476 se obtuvo una
reducción intereses, la condonación de multas, debiendo integrar sólo el reclamo (deuda) capital nominal en 120
cuotas a una tasa de interés beneficiosa. Con dicha presentación se da por archivado el presente procedimiento,
siempre sujeto al pago efectivo de todas las cuotas. Queda pendiente la regulación de honorarios de los profesionales
intervinientes (costas) que seguramente la empresa apelará oportunamente.
5. Tribunal Fiscal de la Nación, Sala "D", Vocalía de 12° Nominación, Expediente Nº 29.034 -I, "Sipetrol Argentina s/
Recurso de Apelación", período observado enero a diciembre de 2001.
La cuantía es de MUS$ 44,7 y corresponde al total regularizado a la fecha del acogimiento a la Moratoria Tributaria, e
incluye capital reclamado, intereses capitalizados y resarcitorios netos de beneficios de reducciones e interés por
financiación para las cuotas..
Como consecuencia de habernos acogido a la Moratoria Impositiva establecida por la Ley 26.476 se obtuvo una
reducción de intereses, la condonación de multas, debiendo integrar sólo el reclamo (deuda) capital nominal en 120
cuotas a una tasa de interés beneficiosa. Con dicha presentación se da por archivado el presente procedimiento,
siempre sujeto al pago efectivo de todas las cuotas. Queda pendiente la regulación de honorarios de los profesionales
intervinientes (costas) que la administración apelará oportunamente.
6. Tribunal Fiscal de la Nación, Sala "A", Vocalía de la 2° Nominación, Expediente Nº 31.108-I, "Enap Sipetrol Argentina S.A.
s/ Recurso de Apelación", período observado enero 2002 a diciembre de 2004.
La cuantía es de MUS$ 388 y corresponde al total regularizado a la fecha del acogimiento a la Moratoria Tributaria, e
incluye capital reclamado, intereses capitalizados y resarcitorios netos de beneficios de reducciones e interés por
financiación para las cuotas.
Como consecuencia de habernos acogido a la Moratoria Impositiva establecida por la Ley 26.476 se obtuvo una
reducción de intereses, la condonación de multas, debiendo integrar sólo el reclamo (deuda) capital nominal en 120
cuotas a una tasa de interés beneficiosa. Con dicha presentación se da por archivado el presente procedimiento,
siempre sujeto al pago efectivo de todas las cuotas. Queda pendiente la regulación de honorarios de los profesionales
intervinientes (costas) que la administración apelará oportunamente.
Enap Sipetrol Argentina S.A. - YPF S.A. - UTE Magallanes.
1. Tribunal Fiscal de la Nación, Sala "B", Vocalía de la 5° Nominación, Expediente Nº 25.010-I, "Sipetrol Argentina S.A.-
YPF S.A. UTE Magallanes c/ DGI s/ Recurso de Apelación", período observado junio a diciembre de 1999.
La cuantía es de MUS$ 158 y corresponde al total regularizado a la fecha del acogimiento a la Moratoria Tributaria, e
incluye capital reclamado, intereses capitalizados y resarcitorios netos de beneficios de reducciones e interés por
financiación para las cuotas.
A Enap Sipetrol Argentina S.A. le corresponde abonar el 50% del monto arriba señalado en virtud de su 50% de
participación en la UTE Magallanes. El restante 50% es soportado por su socio YPF S.A.
Como consecuencia de habernos acogido a la Moratoria Impositiva establecida por la Ley 26.476 se obtuvo una
reducción de intereses, la condonación de multas, debiendo integrar sólo el reclamo (deuda) capital nominal en 84
102

cuotas a una tasa de interés beneficiosa. Con dicha presentación se da por archivado el presente procedimiento,
siempre sujeto al pago efectivo de todas las cuotas. Queda pendiente la regulación de honorarios de los
profesionales intervinientes (costas) que la administración apelará oportunamente.
2. Tribunal Fiscal de la Nación, Sala "C", Vocalía de la 9° Nominación, Expediente Nº 26.944-I, "Sipetrol Argentina S.A.-
YPF UTE Magallanes c/ DGI s/ Recurso de Apelación", período observado enero a diciembre de 2000.
La cuantía es de MUS$ 1.513 y corresponde al total regularizado a la fecha del acogimiento a la Moratoria Tributaria,
e incluye capital reclamado, intereses capitalizados y resarcitorios netos de beneficios de reducciones e interés
por financiación para las cuotas.
A Enap Sipetrol Argentina S.A. le corresponde abonar el 50% del monto arriba señalado en virtud de su 50% de
participación en la UTE Magallanes. El restante 50% sería soportado por su socio YPF S.A
Como consecuencia de habernos acogido a la Moratoria Impositiva establecida por la Ley 26.476 se obtuvo una
reducción de intereses, la condonación de multas, debiendo integrar sólo el reclamo (deuda) capital nominal en 84
cuotas a una tasa de interés beneficiosa. Con dicha presentación se da por archivado el presente procedimiento,
siempre sujeto al pago efectivo de todas las cuotas. Queda pendiente la regulación de honorarios de los
profesionales intervinientes (costas) que la administración apelará oportunamente.
3. Tribunal Fiscal de la Nación, Sala "C", Vocalía de la 7° Nominación, Expediente Nº 29.037-I, "Sipetrol Argentina S.A.-
YPF UTE Magallanes c/ DGI s/ Recurso de Apelación", período observado enero a diciembre de 2001.
La cuantía es de MUS$ 628 y corresponde al total regularizado a la fecha del acogimiento a la Moratoria Tributaria,
e incluye capital reclamado, intereses capitalizados y resarcitorios netos de beneficios de reducciones e interés
por financiación para las cuotas.
A Enap Sipetrol Argentina S.A. le corresponde abonar el 50% del monto arriba señalado en virtud de su 50% de
participación en la UTE Magallanes. El restante 50% es soportado por su socio YPF S.A.
Como consecuencia de habernos acogido a la Moratoria Impositiva establecida por la Ley 26.476 se obtuvo una
reducción de intereses, la condonación de multas, debiendo integrar solo el reclamo (deuda) capital nominal en 84
cuotas a una tasa de interés beneficiosa. Con dicha presentación se da por archivado el presente procedimiento,
siempre sujeto al pago efectivo de todas las cuotas. Queda pendiente la regulación de honorarios de los
profesionales intervinientes (costas) que la administración apelará oportunamente.
4. Tribunal Fiscal de la Nación, Sala "A", Vocalía de la 12° Nominación, Expediente Nº 31.136-I, "Sipetrol Argentina S.A.-
YPF UTE Magallanes c/ DGI s/ Recurso de Apelación",, período observado enero 2002 a diciembre de 2004.
La cuantía es de MUS$ 1.098 y corresponde al total regularizado a la fecha del acogimiento a la Moratoria Tributaria,
e incluye capital reclamado, intereses capitalizados y resarcitorios netos de beneficios de reducciones e interés
por financiación para las cuotas.
A Enap Sipetrol Argentina S.A. le corresponde abonar el 50% del monto arriba señalado en virtud de su 50% de
Participación en la UTE Magallanes. El restante 50% es soportado por su socio YPF S.A
103

Como consecuencia de habernos acogido a la Moratoria Impositiva establecida por la Ley 26.476 se obtuvo una
reducción de intereses, la condonación de multas, debiendo integrar solo el reclamo (deuda) capital nominal en 84
cuotas a una tasa de interés beneficiosa. Con dicha presentación se da por archivado el presente procedimiento,
siempre sujeto al pago efectivo de todas las cuotas. Queda pendiente la regulación de honorarios de los
profesionales intervinientes (costas) que la administración apelará oportunamente.
Enap Sipetrol Argentina S.A. - YPF S.A. - UTE CAM 2/A Sur.
1. Tribunal Fiscal de la Nación, Sala "A", Vocalía de la 1° Nominación, Expediente Nº 32.306-I, "Sipetrol Argentina S.A.
YPF SA Unión Transitoria de Empresas CAM 2/A SUR", período observado enero 2003 a diciembre de 2004.
La cuantía es de MU$S 1.272 y corresponde al total regularizado a la fecha del acogimiento a la Moratoria Tributaria,
e incluye capital reclamado, intereses capitalizados y resarcitorios netos de beneficios de reducciones e interés por
financiación para las cuotas.
A Enap Sipetrol Argentina S.A. le corresponde abonar el 50% del monto arriba señalado en virtud de su 50% de
participación en la UTE CAM 2/A Sur. El restante 50% sería soportado por su socio YPF S.A.
Como consecuencia de habernos acogido a la Moratoria Impositiva establecida por la Ley 26.476 se obtuvo una
reducción de algunos de los intereses, la condonación de multas, debiendo integrar solo el reclamo (deuda) capital
nominal en 120 cuotas a una tasa de interés beneficiosa. Con dicha presentación se da por archivado el presente
procedimiento, siempre sujeto al pago efectivo de todas las cuotas. Queda pendiente la regulación de honorarios de
los profesionales intervinientes (costas) que la administración apelará oportunamente.
1. a.2 Cargos Aduaneros
Enap Sipetrol Argentina S.A.
1. Dirección General de Aduanas de Río Gallegos Expdte. 14692-6-2009, formula un cargo por diferencias de derechos
de exportación por un monto de MUS$ 3,95. Con fecha 24 de septiembre de 2009 se presentó un Recurso de
Impugnación. Desde el 2 de Octubre de 2009 en etapa probatoria.
2. Tribunal Fiscal de la Nación, Expediente Nº 22.923-A, proceso de determinación de liquidaciones suplementarias de
tributos por exportación, fecha del recurso 11 de abril de 2007, monto comprometido MUS$ 1.414,3. Con fecha 24 de
septiembre de 2009 el Tribunal Fiscal de la Nación dictó sentencia, resolviendo por unanimidad: Revocar la
resolución Nro. 13/07 (AR RIGA) y por ende los cargos 54 al 65 todos del año 2004, con costas por su orden. La
empresa apeló el pronunciamiento del Tribunal Fiscal de la Nación en relación a la determinación de Costas por su
Orden.
3. Tribunal Fiscal de la Nación Dirección expediente N° 26.204-A (reclamo Dirección General de Aduanas de Río
Gallegos. Expediente Nº 13289-32930-2006), proceso de determinación de liquidaciones suplementarias de tributos
por exportación, monto comprometido MUS$ 3.516,9. Contra la resolución que decide confirmar los cargos
impugnados, con fecha 4 de junio de 2009 se presentó apelación ante el Tribunal Fiscal de la Nación. El 22 de
diciembre de 2009 la DGA contestó el traslado corrido.
4. Tribunal Fiscal de la Nación, Expediente Nº 26.203-A (Dirección General de Aduanas de Río Gallegos Expediente N°
13289-31034 -2006). En estos expedientes el Boletín Oficial publicó el 21 de septiembre 2006 y 25 de octubre de
104

2006 un listado de preajustes al valor aplicable de conformidad al artículo 748 inc. b) del Código Aduanero, monto
comprometido MUS$ 3.235,2. Contra la resolución que decide confirmar los cargos impugnados, con fecha 4 de
junio de 2009 se presentó apelación ante el Tribunal Fiscal de la Nación.
5. Dirección General de Aduanas de Río Gallegos, Expediente N° SIGEA 14692 -1-2009 proceso de ajuste de liquidaciones
de exportaciones correspondientes a los cargos aduaneros N° 02 al 07, monto comprometido MUS$ 131,7. Con fecha
15 de mayo de 2009 se presentó recurso de impugnación contra los cargos formulados.
6. Dirección General de Aduanas de Río Gallegos. Expediente N° 13289-2302-2007 (Impugnación 02/2007), proceso
de ajuste de liquidaciones de exportaciones correspondientes a los cargos aduaneros N° 126 a 130, monto
comprometido MUS$812,0. Con fecha 03 de junio de 2009 se presentó recurso de impugnación contra los cargos
formulados.
7. Dirección General de Aduanas de Río Grande, Provincia de Tierra del Fuego. Expte DGA 494873/2009, proceso de
ajuste de liquidaciones de exportaciones correspondientes a los cargos aduaneros N° 13 al 15, monto comprometido
MUS$ 9,7. Con fecha 03 de junio de 2009 se presentó Recurso de Impugnación contra los cargos formulados.
8. Dirección General de Aduanas de Río Grande, Provincia de Tierra del Fuego. Expte DGA 13289-328-2010, proceso de
ajuste de liquidaciones de exportaciones correspondientes a los cargos aduaneros N° 339/07 A 397/07, monto
comprometido MUS$ 5.280,2. Con fecha 7 de Enero de 2010 se presentó Recurso de Impugnación contra los cargos
formulados.
9. Dirección General de Aduanas de Río Gallegos, Provincia de Santa Cruz. Expte. DGA 12782 - 69-2009. Ajuste de
liquidaciones de exportaciones correspondientes a los cargos aduaneros N° 31 / 2009. monto comprometido MUS$
9. Se encuentra pendiente el plazo para presentar el recurso de impugnación como defensa.
Enap Sipetrol Argentina S.A. – YPF S.A. – UTE Magallanes.
1.- Dirección General de Aduanas de Río Gallegos. Expediente SIGEA N° 12-52279/06, (12235-29-2004, 125278/06,
SICOEX 15396-37-03, Expediente 411-205/04). En conexidad Expte. N° 340-82 -04 del Ministerio de Economía y Producción
(Res. MEyP N°101/207), proceso de determinación de impuesto por la importación de mercaderías al Mar Territorial de
conformidad con la reglamentación establecida en el Decreto 679/99.
Con fecha 20 de julio de 2005 se interpuso Recurso de Alzada ante el Ministerio de Economía de la Nación contra la
resolución de AFIP en los términos del art. 94 de la Ley 19.359.
El Ministerio de Economía de la Nación con fecha 3 de noviembre de 2009 y mediante Res. 246, rechazó el recurso y dio
por agotada la vía administrativa, produciendo que la Medida Cautelar deje de tener efecto. En virtud de ello, la Aduana
se encuentra nuevamente facultada, por un lado, a reclamar el IVA, y por el otro, a aplicar el procedimiento de
verificación de mercaderías señalado. A la fecha no hay liquidación de tributos exigibles
2.-Dirección Provincial de Recursos Hídricos, Consejo Agrario Provincial, Provincia de Santa Cruz. Nota
16/DPRH/2010.Canon y Multa por consumo de Agua.
La cuantía es de MUS$ 22,783 (Canon) más MUS$ 864,179 de multa. La Dirección de Recursos Hídricos de la Provincia de
Santa Cruz fijó una multa por la falta de presentación de las planillas mensuales de consumo de agua durante el período
105

comprendido entre enero 2006 y noviembre 2009 y requirió el pago del canon por los m3 de agua consumidos en igual
período. Se encuentra pendiente el plazo para interponer un Recurso Administrativo como defensa.
A Enap Sipetrol Argentina S.A. le corresponde abonar el 50% de los montos arriba señalados en virtud de su porcentaje
de articipación en la UTE Magallanes. El restante 50% sería soportado por su socio Y PF S.A
1.a.3 Otros Juicios, Enap Sipetrol Argentina S.A.
1. Juzgado de Primera Instancia en lo Civil, Comercial, Laboral y de Minería Nº 2 de la Ciudad de Río Gallegos,
Expediente Nº 2.278/04, "Haberkorn, Luis Alberto C/ Ultramar Argentina S.A. y Otro S/ Despido", juicio laboral, el
actor reclama diferencias en la liquidación final, monto de la demanda MUS$ 10- Enap Sipetrol Argentina S.A. es
demandada por solidaridad laboral. Se encuentra en etapa probatoria.
2. Juzgado de Primera Instancia en lo Civil, Comercial, Laboral y de Minería Nº 2 de la Ciudad de Río Gallegos,
Expediente Nº 13.379/08, "Cisneros Maria Cristina c/ Enap Sipetrol Argentina S.A. s/ Laboral", juicio laboral,
diferencia en la liquidación y mobbing laboral monto de la demanda MUS$ 274,9. Se llevó a cabo la audiencia de
conciliación (art. 47 ley 1444 Procedimiento Laboral Provincial). Se contestó demanda por parte de Enap Sipetrol
Argentina S.A. Se abrió la etapa probatoria.
3. Juzgado de Primera Instancia en lo Civil, Comercial, Laboral y de Minería N° 2 de la Ciudad de Río Gallegos,
Expediente Nº 12.492/08, "Toledo, Fernando c/ Enap Sipetrol Argentina S.A. s/ Laboral", el actor reclama
liquidación por despido, monto de la demanda MUS$ 37,7, demanda a Enap Sipetrol Argentina S.A. y a YPF S.A. El
actor desistió de accionar contra YPF S.A. Se llevó a cabo la audiencia de conciliación (art. 47 ley 1444
Procedimiento laboral Provincial) habiendo Enap Sipetrol Argentina S.A. contestado la demanda. Se abrió la etapa
probatoria.
4. Juzgado Laboral de Primera Instancia de la Circunscripción Judicial de Comodoro Rivadavia, Secretaría Única,
Expediente Nº 4540/07, "Gómez, Rodrigo Sebastián c/ NYC S.R.L. y Otra s/ Demanda Laboral (Indemnizaciones de
Ley)", actor reclama liquidación por despido, monto de la demanda MUS$ 22,4. Demanda promovida contra NYC
S.R.L., en su calidad de empleadora, y contra Enap Sipetrol Argentina S.A., como responsable solidaria. Aún en etapa
de inicio e integración de la litis.
5. Juzgado Nacional de Primera Instancia en lo Laboral Nº 60 de la Ciudad de Buenos Aires, Expediente N° 16284/08,
"Ovando, Abel C/ Servicios Petroleros S.A. y Otros s/ Ley 22.250", actor reclama cobro por diferencias salariales,
monto de la demanda MUS$ 5,7. Para resolver por la Cámara de Apelaciones el Recurso interpuesto por el actor
contra la sentencia de primera instancia rechazando la demanda contra Enap Sipetrol Argentina S.A.
6. Juzgado Letrado de Primera Instancia en lo Laboral de la Circunscripción Judicial Sud, Comodoro Rivadavia.
Expediente Nº 5513/09 “Cerda Florín del Carmen con Key Energy Services S.A. y Otras”. El actor reclama por
diferencias salariales y de liquidación final, por un monto de MUS$ 115. Enap Sipetrol Argentina SA es demandada
por solidaridad laboral. Actualmente en etapa de integración de la litis.
7. Juzgado Nacional de Primera Instancia del Trabajo N° 49 de la Ciudad de Buenos Aires, Expte Nro. 669/09 “Villar,
Carlos Alberto c/Enap Sipetrol Argentina S.A. s/ Despido” monto de la demanda MUS$ 238. Con fecha 22 de Julio
de 2009 se notificó la demanda laboral ordenándose correr traslado de la misma por el término de 10 día hábiles.
Encontrándose a la fecha en curso el plazo para contestar la demanda. Se contestó la demanda, se celebró una
audiencia de conciliación sin resultados positivos. Se abrió etapa probatoria.
106

8. Juzgado de Primera Instancia en lo Civil, Comercial, Laboral y de Minería N° 2, Secretaría N° 2 de la Ciudad de Río
Gallegos. Expediente 13.027/09 “Parson Carlos c/ Ingeniería Seibo S.A. y otros” por un monto de US$ M 91. El
expediente se encuentra en etapa de prueba.
9. Juzgado de Primera Instancia Civil y Comercial Federal Nº 10 Secretaría Nº 9, Expediente Nº 12.500/07, "Granson,
Pedro S/ Sucesión c/ Enap Sipetrol Argentina S.A. S/ Servidumbres", juicio de daños y perjuicios, monto de la
demanda MUS$ 1.210. En etapa de prueba.
Existe un embargo preventivo trabado por la suma MUS$ 476 Este monto no es acumulativo a la cuantía expresada
precedentemente.
10. Dirección General de Rentas del Chubut. Proceso de Determinación de Oficio conforme los términos de la
Disposición SSC N°1/2008 en concepto de pago de regalías por un monto de MUS$ 1.266,3 Con fecha 2 de julio de
2009 se interpuso Recurso de Reconsideración contra dicha determinación.
A raíz de la medida cautelar de no innovar decretada por la Corte Suprema de Justicia de la Nación (VER acápite 11
abajo a continuación), por el momento la Provincia de Chubut tiene prohibido intentar el cobro de este reclamo.
11. Corte Suprema de Justicia de la Nación, Secretaría de Instancia Originar ia “Expte. Enap Sipetrol Argentina SA c/
Provincia del Chubut s/ Acción Declarativa de Inconstitucionalidad” Expediente E 113-09 Enap Sipetrol Argentina
S.A. Acción Declarativa de Certeza- Medida Cautelar por un monto de US$ M 1.266,3. Ante la pretensión de la
Provincia del Chubut de cobrar retroactivamente el diferencial de regalías hidrocarburíferas oportunamente
abonadas por la empresa por sobre los precios de venta efectivamente obtenidos por la firma, con sustento en la
Disposición 1/2008 de fecha 09/01/2008 (BO 21/01/2008) de la Subsecretaría de Combustibles de la Nación, que
aparece en pugna con directivas constitucionales. Se interpuso una Acción Declarativa de Certeza ante la
competencia originaria de la Corte Suprema de Justicia de la Nación (Arts.116 y 117 de la Constitución Nacional)
solicitando una Medida Cautelar de No Innovar que permita seguir pagando las regalías conforme a la ley hasta
tanto se sustancie la controversia y haya sentencia firme. La Corte Suprema de Justicia de la Nación se declaró
competente y otorgó a la empresa la Medida Cautelar de No Innovar. Se está en proceso de notificación a la
Provincia del Chubut y al Ministerio de Planificación Federal de la Nación.
1.b Enap Sipetrol S.A., Sucursal Ecuador (SIPEC)
1.b.1 Juicios Tributarios Fiscales ejercicio económico año 2002
1. Primera Sala del Tribunal Distrital de lo Fiscal. Juicio Nº 24645 iniciado por PERENCO contra el SRI por Impuesto a la
Renta del ejercicio económico 2002. En el mes de febrero de 2002, SIPEC vendió sus derechos en los Bloques 7 y 21.
El Servicio de Renta (SRI) inició una auditoria de los bloque 7 y 21. En este caso en particular, el SRI considera que a
partir de ese año los consorcios debían presentar una declaración unificada de impuesto a la renta, lo cual no fue
hecho por los socios, quienes siguieron presentando declaraciones individuales. A la presente fecha no existe
resolución del Tribunal Fiscal. No existe un monto comprometido para SIPEC, ya que en el ejercicio económico 2002
SIPEC tuvo pérdidas y no se vería afectada por las glosas tributarias.
1. b.2 Juicios Tributarios Fiscales ejercicio económico año 2003
107

1. Segunda Sala del Tribunal Distrital de lo Fiscal, Juicio Nº 26241 contra el SRI por Impuesto a la Renta ejercicio
económico 2003 interpuesto mediante Acta de Determinación del SRI No. RNO-ATRADPU2008-0003. Frente a dicho
acto administrativo, SIPEC interpuso demanda de impugnación ante el Tribunal Distrital de lo Fiscal con fecha 28 de
octubre del 2008. Con providencia de 27 de noviembre del 2008, la Segunda Sala del Tribunal Distrital de lo Fiscal,
calificó la demanda, otorgando 20 días para que el SRI conteste la demanda. La demanda fue contestada.
Los magistrados de la Segunda Sala del Tribunal Distrital de lo Fiscal realizaron diligencia de inspección contable y
nombraron peritos los cuales ya presentaron sus informes los que fueron observados por la SIPEC. La causa fue
sometida a un nuevo sorteo de tribunal y producto de ello fue reasignada en la Sala Cuarta del Tribunal Distrital de
lo Fiscal. Dicha Sala se encuentra revisando las pruebas presentadas mientras SIPEC esta en proceso de preparar
el alegato escrito.
Monto Comprometido con intereses a la fecha es de aproximadamente MUS$ 407,1.
1 b.3 Juicios Tributarios Fiscales ejercicio económico 2004
1.Reclamo Administrativo ante el SRI por Auditoría del Ejercicio Económico 2004 y Juicio ante Tribunal Fiscal por Ejercicio
Económico 2004. Mediante Acta de Determinación No. 1720080100202, de 27 de noviembre de 2008, el SRI procedió a
determinar a SIPEC el impuesto a la renta y sus anticipos correspondientes al ejercicio económico 2004, levantando
glosas por un valor total de MUS$9.896. Dicho acto administrativo fue reclamado con fecha 29 de diciembre del 2008
ante el Director Regional Norte del SRI. Mediante Resolución administrativa No. 117012009RREC008428 de 15 de junio del
2009 (en adelante “Resolución impugnada”), notificada a SIPEC en la misma fecha, el SRI aceptó parcialmente el reclamo
administrativo propuesto por SIPEC, aceptando una parte de la glosa relativa a Combustibles, disminuyéndola de
MUS$52.4 a MUS$20.7; ratificando el contenido del resto de glosas que fueron objeto de impugnación y disponiendo el
pago del impuesto supuestamente adeudado de MUS$2.357 más intereses a partir del 17 de abril del 2005, hasta la fecha
de pago; más el valor de MUS$.471 correspondiente a la sanción por recargo de la obligación tributaria determinada,
arrojando un total de MUS$2.828 Monto Comprometido con intereses a la fecha es de aproximadamente MUS$3.786,6.
Los intereses no se detienen con la presentación de demandas de impugnación. Con fecha 13 de julio de 2009 SIPEC
presento ante el Tribunal Fiscal juicio de impugnación de las glosas antes referidas, para lo cual presentó garantía
bancaria por 10% de la cuantía impugnada. La causa ya fue sorteada en la Segunda Sala del Tribunal Distrital Fiscal. Con
fecha 11 de noviembre de 2009 se presentaron las pruebas respectivas y se ha fijado para el 27 de enero de 2010 la
inspección contable y financiera. Es difícil establecer con exactitud el tiempo de duración del juicio ni los resultados del
mismo.
2.Tercera Sala del Tribunal Distrital de lo Fiscal No. 1, Juicio de excepciones No. 24626-A, propuesto contra el Municipio del
Distrito Metropolitano de Quito por el impuesto del 1.5 por mil a los activos totales del 2004. Cuantía MUS$4. Mediante
Resolución No. 02305 de 22 de octubre del 2008, la Directora Metropolitana Financiera Tributaria del cantón Quito, dejó
sin efecto la determinación tributaria del impuesto del 1.5 por mil a los activos totales del año 2004. A la presente fecha,
la Tercera Sala no se ha pronunciado sobre la solicitud de SIPEC de que se archive el proceso en virtud de la resolución
antes mencionada.
La causa fue sometida a un nuevo sorteo de tribunal y producto de ello fue reasignada en la Sala Cuarta del Tribunal
Distrital de lo Fiscal.
108

1.b.4. Juicios Tributarios Fiscales Ejercicio Económico 2005
1. Auditoría Dirección Nacional de Hidrocarburos por ejercicio económico 2005. En el año 2007 la DIRECCION NACIONAL DE
HIDROCARBUROS, inició un proceso de auditoria especial a las inversiones costos y gastos de Operación y Tasa de
Servicios de la Sucursal de Sociedad Internacional Petrolera S.A. por los años antes referidos.
De esta auditoria y a pesar de los argumentos de SIPEC que sólo fueron aceptados en parte, la DNH concluyó que existen
gastos financieros por intereses no deducibles por un valor de, MUS$ 1.744 por exceso de registro del Impuesto a la Renta
de MUS$ 191,5, exceso de cálculo de las amortizaciones de producción MUS$ 959, compra de Licencia del software PETREL
MUS$ 60,5.
Mediante escrito ingresado a secretaria del Ministerio de Minas y Petróleos, el 20 de diciembre del 2007, SIPEC propuso
sus objeciones a los comentarios del Director Nacional de Hidrocarburos ante el Ministro de Minas y Petróleos, sin que
hasta la presente fecha se haya emitido respuesta alguna.
El Ministerio de Energía y Minas no puede imponer correctivos tributarios por lo que sus informes y conclusiones serán
referenciales para cualquier acción que inicia el Servicio de Rentas Internas, SRI. El SRI no ha iniciado, hasta el momento,
ningún proceso de determinación por los conceptos mencionados en este acápite. En caso de que el SRI acoja el infor me
actual de la DNH podría generar una contingencia a la fecha con intereses de MUS$3.625,89.
2. Reclamo Administrativo ante el SRI por Auditoría del Ejercicio Económico 2005 y Juicio ante Tribunal Fiscal por Ejercicio
Económico 2005. Mediante Resolución No. 117012009RREC015262 de 2 de septiembre del 2009, a través de la cual el
Director Regional Norte del SRI negó el reclamo administrativo propuesto por ENAP SIPETROL el 18 de marzo del 2009,
impugnando el Acta de determinación de impuesto a la renta del ejer cicio económico 2005. Con fecha 30 de septiembre de
2009, Enap Sipetrol S.A. presentó una la demanda impugnando la Resolución que rechazó el reclamo administrativo que se
propuso en contra del Acta de Determinación de impuesto a la renta del ejercicio 2005. . El conocimiento del Juicio
No.17504-2009-0069 recayó en la Cuarta Sala del Tribunal Distrital de lo Fiscal No.1. Con fecha 20 de diciembre de 2009
fueron presentadas las pruebas respectivas y se ha fijado la Inspección Contable y Financiera para el 23 de marzo de 2010.
3. Segunda Sala del Tribunal Distrital de lo Fiscal No. 1, Juicio de excepciones, propuesto contra el Municipio del Distrito
Metropolitano de Quito por el impuesto del 1.5 por mil a los activos totales del 2005. Determinación Tributaria MUS$56,7.
Mediante Resolución No. 02305 de 22 de octubre del 2008, la Directora Metropolitana Financiera Tributaria del cantón
Quito, dejó sin efecto la determinación tributaria del impuesto del 1.5 por mil a los activos totales del año 2005,
antecedente de este juicio de excepciones. A la presente fecha, la Tercera Sala no se ha pronunciado sobre la solicitud de
SIPEC de que se archive el proceso en virtud de la resolución antes mencionada.
1.b.5. Juicios Tributarios Fiscales Ejercicio Económico 2006
1. Mediante Acta de Determinación No.1720090100465, de 23 de diciembre de 2009, el SRI procedió a determinar a SIPEC el
impuesto a la renta y sus anticipos correspondientes al ejercicio económico 2006, levantando glosas por un valor total de
MUS$ 3.474,5. Se presentará un Reclamo Administrativo hasta el 22 de enero 2010, fecha en la que vence la presentación
del mismo.
2. Primera Sala del Tribunal Distrital de lo Fiscal No. 1, Juicio de excepciones No. 25621, propuesto contra el Municipio del
Distrito Metropolitano de Quito por el impuesto del 1.5 por mil a los activos totales del 2006. Determinación Tributaria
MUS$124, por concepto de impuesto del 1.5 por mil a los activos totales del año 2006. Mediante Resolución No. 02305 de 22
109

de octubre del 2008, la Directora Metropolitana Financiera Tributaria del cantón Quito, dejó sin efecto la determinación
tributaria del impuesto del 1.5 por mil a los activos totales del año 2006, antecedente de este juicio de excepciones. A la
presente fecha, la Primera Sala no se ha pronunciado sobre la solicitud de SIPEC de que se archive el proceso en virtud de
la resolución antes mencionada.
1. b.6. Juicios Tributarios Fiscales Ejercicio Económico 2007
1. Primera Sala del Tribunal Distrital de lo Fiscal No. 1, Juicio de excepciones No. 26221, propuesto contra el Municipio del
Distrito Metropolitano de Quito por el impuesto del 1.5 por mil a los activos totales del 2007. Determinación Tributaria USD.
MUS$. 104. Mediante Resolución No. 02305 de 22 de octubre del 2008, la Directora Metropolitana Financiera Tributaria del
cantón Quito, dejó sin efecto la determinación tributaria del impuesto del 1.5 por mil a los activos totales del año 2007,
antecedente de este juicio de excepciones. A la presente fecha, la Primera Sala no se ha pronunciado sobre la solicitud de
SIPEC de que se archive el proceso en virtud de la resolución antes mencionada.
1.c. Laborales
1.c.1. Juzgado Cuarto de Trabajo de Pichincha. Juicio No. 2007-0967, que sigue Tapia Cuji Marco Antonio en contra de SIPEC, en el
que reclama indemnizaciones por el valor de MUS$ 33,6 por concepto del 15% de utilidades del año 2006. Con fecha 28
de octubre del 2008, el Juez resolvió rechazar la demanda por falta de legítimo contradictor. El actor con fecha 06 de
noviembre del 2008, interpuso un Recurso de Apelación ante el Superior. La Corte Superior en mayo de 2009 se ratificó
en el fallo del inferior. En junio 2009 Marco Tapia presento recurso de casación ante la Corte Suprema de Justicia. A la
espera de sentencia.
1.c.2. Juzgado Cuarto de Trabajo de Pichincha. Juicio No. 2008-0390, que sigue Ricardo Vinicio García Linto en contra de las
subcontratistas URAZUL, ARB, SAE y a SIPEC como contratante, en el que reclama indemnizaciones y utilidades.
Exhibición de documentos, 19 de enero del 2009. La Audiencia definitiva tuvo lugar el 12 de febrero del 2009. Cuantía
MUS$190 SIPEC considera que no tiene ninguna obligación contractual con el demandante. Nos encontramos a la espera
de sentencia.
1.c.3. Juzgado Segundo de Trabajo de Pichincha. Juicio No. 2008-0446, que sigue el Dr. Alfredo Moreno en contra de SIPEC, en el
que reclama derechos laborales y utilidades. El 24 de Octubre del 2008, tuvo lugar la Audiencia de Contestación a la
demanda en donde se realizó el descargo de las pruebas correspondientes. Con fecha 10 de diciembre del 2008, se
realizó la exhibición de los documentos solicitados por el actor. La Audiencia Definitiva se llevó acabo el día 09 de ener o
del 2009. Cuantía MUS$180. En abril 2009 se suscribió un acuerdo transaccional por MUS$120 que fueron imputados a
utilidades 2008 del resto de trabajadores sin que esto haya tenido un costo para SIPEC. El acuerdo transaccional fue
aprobado mediante sentencia y el juez archivó la causa.
1.c.4. Juzgado Segundo de Trabajo de Pichincha. Juicio No. 2008-0499, que sigue Jaidy Jefferson González en contra de las
subcontratistas URAZUL, ARB, SAE y a SIPEC como contratante. Reclama Indemnización por despido intempestivo, pago
por concepto de desahucio, 15% de utilidades de los años de 2003 al 2008. Audiencia de Conciliación 27 de mayo del
2009. Cuantía MUS$ 120. SIPEC considera que no tiene ninguna obligación contractual con el demandante. En Mayo de
2009 el actor desistió de la causa.
1.c.5. Juzgado Segundo de Trabajo de Pichincha. Juicio No. 2008-0801, que sigue Tapia Cuji Marco Antonio en contra de SIPEC, en
el que reclama indemnizaciones por el valor de MUS$ 120,0 por concepto del 15% de utilidades del año 2007, del 1 de
enero al 2 de noviembre del 2007.. La Audiencia preliminar se desarrolló el 30 de noviembre del 2009. La Audiencia
definitiva se encuentra fijada para el 30 de septiembre de 2010.
110

1.c.6. Reclamo propuesto en diciembre del 2007, ante la Dir ección Regional del Trabajo de Quito por el 15% de utilidades de los
ejercicios económicos 2005, 2006 y 2007, planteado por un grupo de 51 empleados de la empresa contratista SAE,
compañía con la cual SIPEC contrató servicios de mantenimiento. El Director Regional del Trabajo inició un proceso de
revisión para establecer si los reclamantes tienen o no derecho a participar en tales utilidades.
SIPEC presentó todos los argumentos legales pertinentes para demostrar la legitimidad de la forma en que se
distribuyeron las utilidades de los años 2005, 2006 y 2007, y la falta de derecho de los reclamantes. SIPEC inclusive,
trató de consignar las utilidades del ejercicio económico 2007 ante dicha autoridad para que sea ésta la que reparta
conforme corresponda, sin embargo, la Autoridad del Trabajo no aceptó dicha consignación. Con fecha 21 de noviembre
del 2008, se llevó a cabo la Audiencia de Conciliación ante el Director Regional del Trabajo de Quito, donde se adjuntaron
al proceso las pruebas respectivas.
El Ministerio del Trabajo rechazo el reclamo determinando que no hay lugar al pago de utilidades por los ejercicios 2006
y 2007.
SIPEC llegó a un acuerdo con los empleados de SAE mediante el cual les pagó utilidades desde 1 a 31 de mayo de 2008,
esto es desde la vigencia del mandato laboral 8 y con fecha 31 de marzo de 2009 se suscribió con la gran mayoría de de
ex – empleados de SAE un finiquito que da por terminada las relaciones laborales sin ningún reclamo pendiente. Este
finiquito fue suscrito ante el inspector del trabajo de Quito, quien lo avalizó.
Algunos de los ex empleados de SAE en mayo 2009 presentaron una queja ante el Inspector del Trabajo de Francisco de
Orellana, no reclaman un monto en específico simplemente cumplimiento de obligaciones laborales. Con fecha 11de junio
de 2009 tuvo lugar una audiencia en donde SIPEC expuso la impertinencia de la causa debido a que ya existe un fallo
administrativo sobre el mismo tema.
1.c.7. Juzgado de lo Civil de Orellana. Juicio Especial de Acción de Protección No. 529-2008 propuesto por 21 empleados de SAE
en contra de SIPEC, donde reclaman ser contratados de forma directa por SIPEC. El 2 de diciembre del 2008, se llevó
acabo la Audiencia Pública en donde se dio contestación a la Acción de Protección. Con fecha 12 de diciembre del 2008 el
Juez de lo Civil de Orellana resolvió conceder la Acción de Protección interpuesta por los accionantes y disponer a SIPEC
su inmediata contratación. El 17 de diciembre del 2008, fue presentado el Recurso de Apelación ante la Corte Superior
de Sucumbíos con jurisdicción en Orellana por parte de SIPEC el cual ha sido calificado.
La Corte Superior de Sucumbíos considero que no tenía jurisdicción para conocer el caso ya que existían otros caminos
por la vía ordinaria para presentar el reclamo.
1.c.8. Inspector del Trabajo de Orellana. Denuncia presentada por ex – empleados de ECUAMBIENTE. Propuesto por ex –
empleados de la contratista de servicios ambientales ECUAMBIENTE. Audiencia tuvo lugar el 11 de junio de 2009, SIPEC
argumentó que se trata de servicios técnicos especializados. Imposible predecir hasta donde avance este tema o si
tome matices políticos por tratarse de personas de la comunidad.
1.c.9. Recurso extraordinario de revisión No. 00005-DTAJ-09, propuesta por un grupo de 86 ex empleados de SAE,
PETROPOWER, entre otros ante el Ministro de Relaciones Laborales (Dirección Técnica de Asesoría Jurídica). Con fecha
16 de septiembre de 2009 presentamos la contestación al Recurso Extraordinario de Revisión adjuntando algunas
pruebas para el proceso. Con fecha 19 de octubre de 2009, se encuentra señalada la Audiencia ante el Director Jurídico
del Ministerio de Relaciones Laborales, quien ha sido designado como delegado del Ministro. Con fecha 15 de enero de
2010 el Ministerio de Trabajo resolvió negar el Recurso Extraodinario de Revisión y ratificar la decisión del Director
111

1.d EGIPTO
Regional de Trabajo de Pichincha por ser la única autoridad laboral facultada por el Mandato 08, para el conocimiento de
estas causas.
Apelación en juicio por rescisión de contrato de arrendamiento, devolución de oficinas y cobro de rentas ante Corte de
Apelaciones de El Cairo por sentencia dictada en causa Nº 379/2006. Se demanda a la compañía el pago de 90 mil libras
egipcias, que ascienden a MUS$15,0. Las apelaciones presentadas fueron realizadas en noviembre 2009 con resultados a favor
del demandante, se tendrá otra sesión con el perito técnico en febrero de 2010.
Si bien la empresa no está en condiciones de hacer un pronóstico del resultado del juicio, es muy probable que se dicte
sentencia desfavorable y por esta razón se ha reconocido la perdida en el estado de resultados.
2. RESTRICCIONES
Enap Sipetrol Argentina S.A.
La legislación aplicable a esta Sociedad exige que el 5% de las utilidades del ejercicio deben ser destinadas a la
constitución de una reserva legal, cuenta integrante del patrimonio neto, hasta que dicha reserva alcance el 20% del
capital social ajustado.
3. OTRAS CONTINGENCIAS
3.a Enap Sipetrol Argentina S.A.
3.a.1 Sumarios Penal Cambiario - Banco Central de la República Argentina ("BCRA")
Banco Central de la República Argentina, Sumario Cambiario BCRA N0 3221, Expediente Nº 40288/02, "Sipetrol
Argentina S.A. y Otro, S/ Ley Nº 19.359" . Presuntas infracciones a los incisos e) y f) del artículo Nº 1 de la Ley del
Régimen Penal Cambiario acaecidas en el año 2002. Enap Sipetrol Argentina S.A. no integró/liquidó el 100 % de las divisas
provenientes de sus ventas de hidrocarburos en el Mercado Local, por cuanto entendía que estaba y aún al día de la fecha
está vigente el Régimen de Libre Disponibilidad de Divisas, con la consiguiente obligación de integrar/liquidar solamente el
30% de las mismas en el Mercado Interno.
Estado actual: El BCRA concluyó la Etapa Instructiva (Cargo, Descargo, Etapa de Prueba, Alegatos) y el Expediente se
encuentra disponible para el pase a Sede Penal.
3.a.2 Enap Sipetrol Argentina S.A. - YPF SA UTE Magallanes
Banco Central de la República Argentina, Sumario Cambiario BCRA Nº 3582; Expediente Nº 21.427/04 "Sipetrol Argentina S.A.
y Otros, S/ Ley Nº 19.359". Presuntas infracciones a los incisos e) y f) del artículo Nº 1 de la Ley del Régimen Penal Cambiario
acaecidas en el año 2002. Enap Sipetrol Argentina S.A. no integró/liquidó el 100 % de las divisas provenientes de sus ventas
de hidrocarburos en el Mercado Local, por cuanto entendía que estaba y aún al día de la fecha está vigente el Régimen de
Libre Disponibilidad de Divisas, con la consiguiente obligación de integrar/liquidar solamente el 30% de las mismas en el
Mercado Interno.
112

A la fecha el BCRA concluyó la etapa instructiva (cargo, descargo, etapa de prueba, alegatos) y el expediente se encuentra
hace un año disponible para el pase a Sede Penal.
3.a.3 Secretaría de Energía. Mediante Resolución Nº 1781/2006.
La Secretaría de Energía notificó a Enap Sipetrol Argentina S.A. la aplicación de una multa a la empresa titular de la Concesión
de Explotación Hidrocarburífera del Área Magallanes, YPF S.A., por incumplimiento de las obligaciones emergentes de los
Artículos 31 y 69 inc. a) y d) de la Ley 17.319 y las Resoluciones Nº 105/92, 189/80, 24/04 y 342/93. La multa fue de $
209.750 y fue abonada oportunamente por YPF S.A.
3.a.4 Juzgado Federal de Primera Instancia Nº 1 de Río Gallegos, Secretaría Penal Nº 2, Expediente Nº 1413/05 "Fiscal de
Estado de la Provincia de Santa Cruz s/ Denuncia".
La denuncia proviene del informe que, la Secretaría de Energía de la Provincia de Santa Cruz, remitió a la Fiscalía de Estado
señalando que se detectó un derrame de hidrocarburos en el mar, específicamente Área Magallanes. Se realizaron diversas
actuaciones que culminaron el 23 de febrero de 2007 en que, por pedido del Fiscal de la causa, se ordenó recibir declaración
indagatoria en los términos del artículo 294 del Código Penal Procesal a dos profesionales de esa época. Después de las
declaraciones, el Juzgado realizó otras pruebas, y decretó el procesamiento de dichos profesionales. Esta resolución fue
apelada por ambos ante la Cámara de Apelaciones de Comodoro Rivadavia, presentándose las defensas respectivas con fecha
8 de octubre de 2007, encontrándose la causa en la actualidad en trámite ante el mencionado tribunal. Con fecha 18 de
Septiembre de 2009 los procesados recibieron notificación de parte de la Cámara de Apelaciones de Comodoro Rivadavia, a
través de la cual se CONFIRMA los procesamientos penales. Con fecha 29 de Septiembre de 2009 se presentó ante el Juzgado
Federal de Río Gallegos una Excepción de Previo y Especial Pronunciamiento. Extinción de la Acción Penal por prescripción de
la Acción Penal, solicitando que se remitiera dicha Excepción a la Cámara de Apelaciones de Comodoro Rivadavia. La Cámara
de Apelaciones de Comodoro Rivadavia ordenó el traslado del Expediente al Juzgado Federal de Río Gallegos para el
tratamiento de la Excepción interpuesta. Cualquiera sea la solución a que arribe la Cámara, ella no comprometerá el
patrimonio de Enap Sipetrol Argentina S.A., dado que el monto de los embargos es personal y asciende a la suma de MUS$ 5,7
por cada uno.
3.a.5 Dirección de Regalías, Subsecretaría de Estado de Energía, Ministerio de la Producción, Provincia de Santa
Cruz. Expediente 400300/07 Enap Sipetrol Argentina SA - YPF SA UTE (MAGALLANES). Regalías sobre gasolinas. Monto
reclamado MUS$1.423,3- Se solicitó Vista de las actuaciones.
3.a.6 AFIP C/ Enap Sipetrol Argentina S.A. Expediente N° 33.486-I. Vista y Determinación de Oficio de Deuda por no
Ingreso de Impuesto a las Ganancias por Períodos Fiscales 2004 y 2005, Consideración de Previsiones Contables Por
Taponamiento y Abandono de Pozos – Ajustes de Declaraciones Juradas.
Por acción de compensaciones entre los períodos fiscales 2004/2005, el monto reclamado es MUS$ 495,2- más US$ 76,9.-
por concepto de multas. Con fecha 22 de diciembre de 2009, la empresa procedió a apelar la determinación del Oficio de la
AFIP ante el Tribunal Fiscal de la Nación.
113

28. CAUCIONES OBTENIDAS DE TERCEROS
Las principales cauciones recibidas por la Sociedad de los distintos proveedores y contratistas, son las siguientes:
Enap Sipetrol Argentina S.A.
Proveedor Garantía Contrato ARS US$
Baker Hughes Argentina SIPET/PP PC/33-2007/PAMPA 70.280,81
Baker Hughes Argentina Helix E2 Project/ BA/ 036/ 08 (Prov de trepanos) 16.520,00
Bekon S.A. UTEAM/RG/227 180.000,00
BJ Services S.R.L Helix E2 PROJECT/ BA/ 032/08 67.600,00
Bolland y Cia. S.A. SIPET/ PP PC/ 36-2007 PAMPA 177.425,41
COPGO Wood Group S.A. SIPET/ PP PC 31-2007 / PAMPA 256.000,00
COPGO Wood Group S.A. SIPET/ PP PC 31-2007 / PAMPA 476.600,00
DAP Helicópteros Argentina UTEAM/RG/RG/146 Y UTECAM2/A-SUR/RG/019 -
Electrificadora del Valle S.A. UTEAM RG 048/2008 1.687.108,40
Envirogroup S.A. UTEAM/RG/090 16.300,00
Escarabajal Ingenieria S.R.L. UTEAM/RG/298 98.641,25
Establecimientos La Asunción S.A. Garantia de anticipo y/o acopio 58.060,00
Establecimientos Oeste S.A. SIPET/PP PC/022-2003/PAMPA 20.000,00
Fiori Alejandro CTTO UTECAM2/ASUR/RG/023 168.000,00
Geopatagonia SIPET/PP PC/37-2007/PAMPA 173.360,00
Huinoil SA UTECAM2/ASUR/RG/002/2009 48.078,00
JOMAR UTEAM/RG/261 235.495,68
JR Turismo Alternativo CTTO UTEAM/RG/210 30.000,00
Kidde Argentina S.A. UTEAM/RG/110 88.209,78
Kindruk Teodoro SIPET/ PP CRV 53-2008/ PAMPA 25.622,00
Minvest S.A. Supply service -
Oliva Luis Nelson SIPET/PP PC/ 19-2006/ PAMPA 49.462,00
Petrotank s.a UTECAM2/A SUR/RG/007 -
Petrotank s.a UTEAM/BA/024 -
Qualicontrol UTEAM/BA/089 325.035,00
Risk Control UTEAM/RG/011//2008 150.000,00
Rosen Europe R.V. UTEAM/BA/082 203.278,00
Schneider Electric Argentina S.A. Anticipo fc. 22037 - OC 700005324 -
Seibo Ingenieria S.R.L. UTEAM/RG/292 1.200.000,00
Skanska S.A. PP/PC/ 038/ 2007 4.533.916,00
Skanska S.A. UTECAM2/ASUR/RG/002 240.716,62
Skanska S.A. UTEAM/RG/077 2.930.105,00
Skanska S.A. UTECAM2/ASUR/RG/002 240.716,62
Skanska S.A. UTEAM/RG/077 2.930.105,00
Skanska S.A. UTECAM2/ASUR/RG/002 240.716,62
Skanska S.A. UTEAM/RG/077 2.930.105,00
Skanska S.A. UTEAM/RG/309 141.313,50
Smith International Inc. Pc CRV 023-2008/PAMPA 172.623,00
Sodexho Argentina S.A. UTECAM2/A SUR/RG/004 108.244,18
Sodexho Argentina S.A. UTEAM/RG/242 891.755,82
Sodexho Argentina S.A. UTEAM/RG/308 8.247,36
Solar Turbines International Company UTEAM/BA/050 -
Tecnotrol S.R.L. SIPET/PC/CRV/010-2008/PAMPA 36.197,00
Teledrif SIPET/PP PC/05-2008/PAMPA 74.400,00
TIPCI Tecnologia Integral en Proteccion contra Incendios S.A 4500089306 190.729,55
Trans Patagonia Servicios S.A UTEAM/RG/092/2008 y UTECAM2/A-SUR-RG-017 30.000,00
TRANSPLANS CTTO UTEAM/RG/148 73.226,00
Weiz Instrumentos S.A. UTEAM/RG/099 4.954,22
Weiz Instrumentos S.A. UTEAM/RG/039/2008 25.000,00
Wood Group SIPET/PP PC/46-2004/PAMPA 1.500.000,00
114
18.494,95
4.347,37
47.368,42
17.789,47
46.690,90
67.368,42
125.421,05
300.000,00
443.975,89
4.289,47
25.958,22
15.278,95
5.263,16
44.210,53
45.621,05
12.652,11
61.972,55
7.894,74
23.213,10
6.742,63
1.153.400,00
13.016,32
24.013,94
175.309,57
85.535,53
39.473,68
53.494,21
3.266,55
315.789,47
1.193.135,79
63.346,48
771.080,26
63.346,48
771.080,26
63.346,48
771.080,26
37.187,76
45.427,11
28.485,31
234.672,58
2.170,36
253.000,00
9.525,53
19.578,95
50.191,99
7.894,74
19.270,00
1.303,74
6.578,95
394.736,84

29. INFORMACIÓN SOBRE MEDIO AMBIENTE
El detalle de los gastos realizados por concepto de medio ambiente al 31 de diciembre de 2009 y 2008 es el siguiente:
Monto acumulado
País Concepto desembolso Clasificación
(resultado o activo)
al 31.12.09
MUS$
al 31.12.08
MUS$
Ecuador Inversiones medio ambientales relacionadas con proyectos Activo 59
Ecuador Gasto operativo de unidad gestión ambiental Resultado 618
Ecuador Gasto medio ambientales unidades operativas Resultado 519
Argentina Inversiones Medio Ambientales relacionadas con proyectos Activo 398
Argentina Gasto medio ambientales unidades operativas Resultado 1.879
Egipto Gasto medio ambientales unidades operativas Resultado 144
El detalle de los desembolsos futuros por concepto de medio ambiente es el siguiente:
País Concepto desembolso
115
Clasificación
(resultado o activo)
Monto
MUS$
Argentina Adecuación Recinto Disposición Residuos Petroleros Inversión 250
Argentina Inspección de Tanques Inversión 200
Argentina Gestión Integral de Residuos Resultado 156
Argentina Tratamiento de suelos Resultado 100
Argentina Tratamiento residuos petroleros Resultado 255
Argentina Inspección de Tanques Resultado 155
Argentina Tratamiento de suelos Resultado 355
Ecuador Pantallas de ruido industrial Inversión 100
Ecuador Seguimiento al plan de manejo ambientas Resultado 288
Ecuador Contingencias Resultado 100
Ecuador Remediación pasivos ambientales Resultado 228
30. ACREEDORES COMERCIALES Y OTRAS CUENTAS POR PAGAR
El detalle de los acreedores comerciales y otras cuentas por pagar es el siguiente:
Acreedores comerciales 36.915
Acreedores varios 1.166
Totales 38.081
Acreedores comerciales 391
Totales 391
Los acreedores comerciales son pactados con vencimiento a 30 días.
31.12.2009
Total Corriente
31.12.08 01.01.08
MUS$ MUS$ MUS$
50.128
1.197
51.325
48.065
1.137
49.202
31.12.2009
Total No Corriente
31.12.08 01.01.08
MUS$ MUS$ MUS$
384
384
326
326
Fecha
Estimadas del
40
793
697
208
1.713
2
Contra proyecto
Contra proyecto
Contra proyecto
Contra proyecto
Contra proyecto
Contra proyecto
Contra proyecto
Contra proyecto
Contra proyecto
Contra proyecto
Contra proyecto

31. GASTOS DEL PERSONAL
La composición de esta partida al 31 de diciembre de 2009 y 2008, es la siguiente:
31.12.09 31.12.08
Gastos del personal MUS$ MUS$
Sueldos y salarios 20.619
Beneficios de corto plazo a empleados 12.575
Otros gastos del personal 1.521
Otros beneficios a largo plazo 3.153
Totales 37.868
116
21.458
8.620
2.393
15.643
48.114
El cargo a resultados por concepto de gastos del personal incluido en los costos de explotación y gastos de administración es
el siguiente:
31.12.09 31.12.08
MUS$ MUS$
En costos de explotación 21.641 18.188
En gastos de administración y ventas 16.227 29.926
Totales 37.868 48.114
32. ACTIVOS NO CORRIENTES Y GRUPOS EN DESAPROPIACION MANTENIDOS PARA LA VENTA
El detalle de los activos no corrientes y grupos en desapropiación mantenidos para la venta es el siguiente:
Participación North Bahariya- Egipto (Nota 23) 31.12.2009 31.12.2008 01.01.2008
MUS$ MUS$ MUS$
Saldo al inicio del ejercicio 17.507 20.400 20.400
Transferencia desde activos no corrientes disponibles para la venta 6.202 (2.893) -
Desapropiación de activos disponibles para la venta (23.709) - -
Totales - 17.507 20.400

33. AMBITO DE CONSOLIDACION
La sociedad consolida sus estados financieros con las siguientes sociedades:
Porcentaje de Porcentaje de
Moneda participación participación Porcentaje con
Sociedad País funcional directa directa derecho a voto Relación Actividad
Enap Sipetrol Argentina S.A. Argentina Dólar 100,0% - 99,5% Filial
Enap Sipetrol (UK) Limited Reino
Unido
117
Indirecta
Dólar 100,0% - 100,0% Filial
Sipetrol International S.A. Uruguay Dólar 100,0% - 100,0% Filial
Indirecta
Indirecta
Sociedad Internacional Petrolera Enap Ecuador S.A. Ecuador Dólar 70,0% 30,0% 100,0% Filial
Indirecta
A continuación se presenta, de manera resumida información financiera de cada sociedad:
Formación de Uniones Transitorias de Empresas (UTE),
agrupaciones de colaboración, joint venture, concorcios
u otra forma de asociación para exploración,
explotación y tranporte de hidrocarburos.
Prospecciones, explorar, desarrollar, mantener y trabajar
terrenos, pozos, minas y derechos de explotación
minera, derechos y concesiones de perforación para
contener el petróleo, gas, aceite u otros minerales.
Realizar y administrar inversiones . Una o mas de las
actividades de exploración, explotación o beneficio de
yacimientos que contengan hidrocarburos.
Exploración, explotación, procesamiento, distribución,
comercialización, transporte y servicios petroleros.
Sociedad
Activos corrientes
31.12.09 31.12.08
Activos no corrientes
31.12.09 31.12.08
Pasivos corrientes
31.12.09 31.12.08
Pasivos no corrientes
31.12.09 31.12.08
Patrimonio
31.12.09 31.12.08
MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$
Enap Sipetrol Argentina S.A.
61.117
Enap Sipetrol (UK) Limited
1.215
Sipetrol International S.A.
Sociedad Internacional Petrolera Enap Ecuador
7
S.A. 25.548
Totales 87.887
34. ACTIVOS Y PASIVOS FINANCIEROS
58.309
1.163
7
54.329
113.808
305.146
-
-
24.764
329.910
337.587
-
-
17.494
355.081
122.935
168
21
5.894
129.018
128.499
191
21
83.295
212.006
El detalle de los activos y pasivos financieros mantenidos por la Sociedad es el siguiente:
Activos financieros
Corriente
Deudores comerciales y otras cuenta por cobrar 93.526
Total Activos financieros corriente
Préstamos y
cuentas por cobrar
31.12.09 31.12.08 01.01.08
MUS$ MUS$ MUS$
93.526
No corriente
Deudores comerciales y otras cuenta por cobrar 463
Total activos financieros corriente 463
Totales 93.989
132.470
132.470
198
198
132.668
89.143
89.143
225
225
89.368
19.965
-
-
22.929
42.894
22.239
-
-
-
22.239
223.362
1.047
-15
21.491
245.885
245.159
972
-15
-11.472
234.644

Pasivos financieros
Corriente
Préstamos que devengan interés 65.302
Acreedores y otras cuentas por pagar 41.674
Total Activos financieros corriente 106.976
No corriente
Préstamos que devengan interés 1.113
Acreedores y otras cuentas por pagar 128.980
Total pasivos financieros corriente 130.093
Totales 237.069
35. HECHOS POSTERIORES
118
Préstamos y
cuentas por pagar
31.12.09 31.12.08 01.01.08
MUS$ MUS$ MUS$
64.967
63.526
128.493
1.175
177.298
178.473
306.966
61.779
60.188
121.967
1.511
188.662
190.173
312.140
Entre el 1 de enero de 2010 y la fecha de emisión de estos estados financieros consolidados no han ocurrido hechos
posteriores que puedan afectar significativamente a los mismos.
* * * * * *

HECHOS RELEVANTES
1. Con Fecha 11 de marzo de 2009 “en virtud de lo dispuesto en los artículos 9° y 10° inciso 2° de la Ley Nº 18.045 de Mercado de
Valores, y debidamente facultado, informo a Ud. que ha acaecido un hecho de carácter esencial para Enap Sipetrol S.A.
consistente en el cierre de la operación de cesión y transferencia de la participación que tenia esta sociedad a través de su
filial Sipetrol Internacional S.A. - en el Bloque North Bahariya en Egipto para la exploración y explotación de hidrocarburos en
el citado país
La referida cesión y transferencia fue efectuada a la Empresa Sahara North Bahariya Limited, conforme a los términos
establecidos en el contrato denominado “Sale and Purchase Agreement” suscrito con fecha 14 de abril de 2008.
El precio de la operación fue de US$ 65,5 millones de dólares mas intereses, existiendo un plazo de 30 días para realizar los
ajustes por concepto de ingresos percibidos y costos incurridos desde el 1 de julio de 2007. El valor libro del correspondiente
activo al 28 de febrero 2009 es de US$ 23 millones”.
2. Con fecha 30 de enero de 2009 “en virtud de lo dispuesto en los ar tículos 9° y 10° inciso 2° de la ley Nº 18.045 de Mercado de
Valores, y debidamente facultado, informo a Ud. que con fecha 29 de enero de 2009, ENAP recibió un oficio del Ministerio de
Hacienda, a través del cual se autorizó algunas medidas de orden financiero, como una señal de apoyo del Estado de Chile a la
Empresa Nacional del Petróleo, lo que constituye un hecho esencial.
Entre las medidas autorizadas por el Ministerio de Hacienda, que se refieren a Enap Sipetrol S.A. está:
Suspender temporalmente para el año 2009 la política de traspaso del 100% de los dividendos anuales de las filiales a ENAP,
correspondientes al ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2008”.
119

Análisis Razonado de Estados Financieros Consolidados
I. Análisis razonado de los estados financieros
A continuación se analizan los estados financieros consolidados de Enap Sipetrol S.A. correspondientes al ejercicio terminado el 31 de
diciembre de 2009, para explicar las principales variaciones ocurridas en el Estado de Situación Financiera, respecto del ejercicio
terminado el 31 de diciembre de 2008 y de las variaciones en el Estado de Resultados Integrales y Flujos de Efectivo al 31 de
diciembre de 2009, respecto de igual período en el año anterior.
Los principales rubros al 31 de diciembre de 2009 y 31 de diciembre de 2008 son los siguientes:
120
31/12/2009 31/12/2008
MUS$ MUS$
Activos corrientes 117.995 177.653
Activos no corrientes 447.246 465.874
Total activos 565.241 643.527
Pasivos corrientes 126.434 170.918
Pasivos no corrientes 156.269 204.987
Patrimonio neto 282.538 267.622
Total pasivo y patrimonio 565.241 643.527
Activos
Los activos a diciembre de 2009, respecto de los saldos al 31 de diciembre de 2008, disminuyen en MUS$ 78.286, lo que representa
un 12,2%, correspondiente a una disminución de MUS$59.658 en activos corrientes y MUS$ 18.628 en activos no corrientes. La
disminución de los activos corrientes se explica, principalmente, por una disminución del efectivo y equivalentes al efectivo de MUS$
2.674 (16,7%), de deudores comerciales y otras cuentas por cobrar por MUS$ 35.925 (27,2%), inventarios por MUS$ 3.942 (81,8%),
pagos anticipados por MUS$ 1.463 (52,6%) y activos no corrientes y grupos en desapropiación mantenidos para la venta por MUS$
17.507 (100,0%). Estas disminuciones son compensadas con un aumento de cuentas por cobrar por impuestos corrientes por MUS$
1.041 (29,6%) y otros activos por MUS$3.831 (710,8%). La disminución del activo no corriente se explica, principalmente, por la
disminución de propiedades, plantas y equipos por MUS$ 18.930 (4,3%), inversiones en asociadas por MUS$ 1.668 (89,1%) y activos
por impuestos diferidos por MUS$ 2.018 (15,0%).
La disminución del efectivo y equivalente al efectivo de 16,7% se debe a que al cierre de diciembre de 2009 los flujos disponibles, que
quedan a la espera de operaciones en los días siguientes al cierre, disminuyen respecto de diciembre de 2008.
Los deudores comerciales y otras cuentas por cobrar disminuyen en 27,2% principalmente por la recuperación, en el segundo
trimestre de 2009, de saldos pendientes del ejercicio anterior en las Sucursales de Ecuador y Egipto y en el último trimestre en la
Filial argentina.
La disminución de 81,8% en inventarios, pasando de MUS$ 4.820 a MUS$ 878, se explica porque la entrega de inventarios a clientes
se concretó antes del cierre de mes, en diciembre de 2008 quedó pendiente de despacho un embarque para los primeros días del
2009.

La disminución en pagos anticipados de 52,6% pasando de MUS$ 2.784 a MUS$ 1.321 se explica principalmente por un menor costo
por realizar en la Sucursal Egipto.
Con fecha 9 de marzo de 2009 se perfeccionó la venta del bloque North Bahariya, una vez obtenida la aprobación final del gobierno de
Egipto a través de su Ministerio de Petróleo, en estado pendiente al 31 de diciembre de 2008. El valor de venta fue de MUS$ 65.000
más intereses originando una utilidad de MUS$45.751. Este hecho explica la disminución del 100% de los activos y grupos en
desapropiación mantenidos para la venta.
El aumento de un 29,6% de las cuentas por cobrar por impuestos corrientes se explica por pagos provisionales mensuales asociados
a los impuestos a las ganancias en la Sucursal Ecuador y créditos por impuestos a las ventas en la Filial argentina.
El aumento de una 710,8%, pasando de MUS$ 539 a MUS$ 4.370, de otros activos se debe principalmente en activo en Contratos de
Asociación.
La disminución de propiedades, plantas y equipos de un 4,3% se produce por la cuota de agotamiento y depreciación lineal de los
activos por MUS$ 65.087, las inversiones del período 2009 del Bloque North Bahariya hasta la fecha de su venta efectiva por MUS$
6.202, el castigo del proyecto E-2 en Argentina por MUS$ 40.157 y el pozo Sidi Abd El Rahman Offshore en Egipto por MUS$ 10.500.
Esta disminución es compensada por las adiciones por MUS$ 106.847, las que corresponden en un 99,0% a inversiones en
exploraciones y producción.
La disminución de un 89,1%, pasando de MUS$ 1.873 a MUS$ 205, en inversiones en asociadas corresponde al registro de la
proporción de la participación en Compañía Latinoamericana Petrolera S.A.y a una disminución de capitales.
El incremento del activo por impuesto diferido de un 15,0% se explica, principalmente, por la pérdida fiscal de la filial argentina por el
resultado exploratorio negativo y la eliminación de la diferencia temporal en la amortización de activo fijo, del Área Magallanes,
generando una disminución del impuesto diferido total de MUS$ 2.018.
Pasivos
El pasivo y patrimonio a diciembre de 2009, al igual que los activos, disminuyen en MUS$78.288 respecto de los saldos al 31 de
diciembre de 2008. Esto se debe a una disminución de MUS$ 44.489 en pasivos corrientes, MUS$ 48.718 en pasivos no corrientes y
un incremento de MUS$ 14.919 en el patrimonio neto. La disminución de los pasivos corrientes se explica, principalmente, por una
disminución de acreedores comerciales por MUS$ 13.244 (25,8%), cuentas por pagar a entidades relacionadas por MUS$ 8.611
(70,6%), provisiones por MUS$ 8.172 (48,4%) y cuentas por pagar por impuestos corrientes por MUS$ 13.596 (80,0%) y cuentas
pagar corrientes por MUS$ 1.201 (15,1%). El pasivo no corriente disminuye básicamente por cuentas por pagar a entidades
relacionadas por MUS$ 48.325 (27,3%) y pasivos por impuestos diferidos por MUS$ 2.601 (18,2%). Estas disminuciones son
compensadas con el incremento de otros pasivos por MUS$ 1.633 (100,0%).
La disminución de acreedores comerciales de un 25,8% se genera principalmente en las Sucursales en Ecuador y Egipto, donde las
obligaciones disminuyen en MUS$ 1.007 y MUS$12.606 respectivamente.
Las provisiones corrientes disminuyen en un 48,4%.debido básicamente a la disminución de la provisión de participación en
resultados en la Sucursal Ecuador, pasando de MUS$ 13.255 en diciembre de 2008 a MUS$ 4.642 en diciembre de 2009. Esta
provisión se constituye sobre la base del resultado del ejercicio. En esas fechas fue de MUS$ 54.448 y MUS$ 21.125 respectivamente.
121

Las cuentas por pagar por impuestos corrientes disminuyen en 80,0% debido a la disminución de los resultados tributarios al 31 de
diciembre de 2009 respecto de 31 de diciembre de 2008, principalmente en la Sucursal Ecuador que pasó de una utilidad de MUS$
54.448 a MUS$21.125 y la Filial argentina que pasó de una utilidad de MUS$ 8.384 a una pérdida en 2009 de MUS$ 21.684.
Las obligaciones por préstamos que devengan intereses presentan variaciones debido a que el saldo proveniente del ejercicio
anterior por préstamos contratados con el Banco BBVA, por un capital de MUS$ 55.000 y JP Morgan, por un capital de MUS$ 21.000,
fueron pagados a la fecha de su vencimiento. Con fecha 26 de junio de 2009, la filial argentina contrató un nuevo crédito con el
Banco Bladex, por un capital de MUS$65.000, vencimiento el 28 de junio de 2010 con pago de capital al vencimiento e intereses
semestrales.
La disminución de un 27,3% de las cuentas por pagar a entidades relacionadas se explica por una disminución de la obligación con la
Casa Matriz, ENAP, con los flujos obtenidos de la venta del Bloque Nor th Bahariya en Egipto.
Los pasivos por impuestos diferidos disminuyen en 18,2% debido al ajuste (disminución) de primera adopción IFRS en Argentina, de la
cuenta complementaria del activo fijo en MUS$4.937. Este es compensado con el incremento del impairment de los proyectos CAM2 y
el resultado de E2 en Argentina.
Los otros pasivos no corrientes aumentan en un 100%, alcanzando un saldo de MUS$ 1.633 al registrar las obligaciones, en la Filial
argentina, originadas al momento de acogerse a la moratoria impositiva de juicios resueltos en el ejercicio 2009 y un incremento de
obligaciones en Contratos de Asociación.
Patrimonio neto
El Patrimonio neto a diciembre de 2009, respecto de los saldos al 31 de diciembre de 2008, aumentó en MUS$ 14.919, lo que
representa un 5,6%. Este aumento se explica, fundamentalmente, por el resultado positivos del ejercicio terminado el 31 de diciembre
de 2009 (MUS$13.729) y por los efectos de los ajustes de primera adopción de IFRS por MUS$ 13.421.
122

II. Principales tendencias:
INDICADORES DE LIQUIDEZ, ENDEUDAMIENTO Y ACTIVIDAD
Los principales indicadores financieros del balance, relativos a liquidez y endeudamiento, son los siguientes:
31/12/2009 31/12/2008
Liquidez
Liquidez corriente (veces) 0,93 1,04
Razón ácida (1)(veces) 0,92 0,89
Endeudamiento
Deuda corto plazo /Deuda total (%) 44,70 45,50
Deuda largo plazo/ Deuda total (%) 55,30 54,50
Razón de endeudamiento (%) 1,00 1,40
Cobertura de gastos financieros (2)(%) 14,38 10,69
Actividad
Total activos (MUS$) 565.241,00 643.529,00
Rotación de inventarios (veces) 127,44 113,59
Permanencia de inventarios (veces) 2,82 3,17
(1) Corresponde al total de activos circulantes, menos las existencias y menos los gastos pagados por anticipado, dividido por el
pasivo circulante.
(2) La cobertura de gastos financieros se calcula como R.A.I.I.D.A.I.E sobre el total de gastos financieros.
El índice de liquidez pasa de 1,04 en diciembre de 2008 a 0,93 en diciembre de 2009, reflejando la disminución de los activos de
mayor liquidez (MUS$55.995) respecto de la disminución de los pasivos corrientes de mayor liquidez (MUS$ 44.489), producto del
pago de la deuda a la Casa Matriz ENAP, con flujos provenientes de la venta del Bloque North Bahariya. La razón ácida aumenta de
0,89 a 0,92 debido principalmente a la menor disminución de los fondos disponibles (MUS$33.083), reflejado principalmente en
deudores por venta, respecto de la disminución de los pasivos corriente (MUS$ 44.489) reflejado en acreedores comerciales y
cuentas por pagar, cuentas por pagar a entidades relacionadas y cuentas por pagar por impuestos corrientes.
El índice de endeudamiento fue de 1,00 en diciembre de 2009, inferior al 1,40 de diciembre de 2008, producto de la disminución de las
obligaciones por el pago de la línea de crédito a los Bancos BBVA Banco Francés y JP Morgan. En junio de 2009 la filial en Argentina
obtuvo un crédito con el Banco Bladex por MUS$ 65.000.
123

ESTADO DE RESULTADOS INTEGRALES CONSOLIDADOS
31/12/2009 31/12/2008
MUS$ MUS$
Ingresos ordinarios 294.561 388.573
América Latina:
Crudo 178.868 219.164
Gas 17.495 15.485
LPG 3.383 1.992
Servicios 67.610 129.477
Medio Oriente y Norte de África
Crudo 25.203 14.072
Otras ventas 1.595 523
Corp y ajustes
Otras ventas 407 7.860
Costos de venta 224.997 273.762
Directo 94.922 94.702
Indirecto 130.075 179.060
Margen Bruto 69.564 114.811
Gastos financieros -10.879 -12.487
R.A.I.I.D.A.I.E 156.448 133.462
Utilidad después de impuestos 13.729 19.021
Rentabilidad (1) % %
Rentabilidad del patrimonio promedio 4,75 7,28
Rentabilidad del activo promedio 2,13 2,99
Rentabilidad de los activos operacionales (2) 11,29 22,27
MUS$ MUS$
Utilidad por acción 0,00016 0,00023
(1) Activos Operacionales = Activos Totales - Otros Activos Fijos - Otros Activos Circulantes - Impuestos Diferidos - Depósitos a Plazo
- Gastos Pagados por Anticipado - Otros Activos.
El margen operacional consolidado del ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2009 presenta una disminución de un 39,4%
respecto de igual período de 2008, pasando de una utilidad de MUS$ 114.811 a MUS$ 69.564 en 2009. Los ingresos del segmento
América Latina han disminuido, en especial en Argentina, conforme a los aranceles de exportación vigentes en ese país se ha
colocado el crudo en el mercado interno a un precio menor al de exportación. Los ingresos en Ecuador también disminuyen debido a
la baja en el precio del WTI. Los costos de venta disminuyen en MUS$ 48.765 (17,8%), siendo la filial Argentina la que presenta la
124

mayor disminución de costos directos, agotamiento e impuesto a los ingresos por MUS$ 47.428 debido a que las ventas son
orientadas al mercado interno. Ecuador disminuye en MUS$ 2.784 en los mismos. La disminución de costos indirectos corresponde a
al menor costo por distribución de utilidades al personal en Ecuador asociado directamente a la disminución de los resultados del
ejercicio de esa Sucursal.
El resultado neto del ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2009 presenta una disminución de 27,8% pasando de una utilidad de
MUS$ 19.021 a MUS$ 13.729. Esta variación se explica, principalmente, por la disminución en ingresos ordinarios producto de la
disminución del WTI, el resultado negativo de los pozos secos de exploración del proyecto E-2 por MUS$ 40.847 de la Filial argentina,
el pozo seco en el proyecto Sidi Abd El Rahman Offshore-1X por MUS$ 10.500 en Egipto y estudios geológico y geofísico y costos no
absorbidos también en Egipto por MUS$ 6.520. Esta pérdida es en parte compensada por el margen obtenido en la venta del Bloque
North Bahariya en Egipto, perfeccionada con un valor de MUS$ 65.000 más intereses, transacción que generó un margen positivo de
MUS$45.751.
III. Análisis del Valor Libro de los Principales Activos de la Sociedad
Diferencia entre Valores Económicos y de Libros de los Activos
Al 31 de diciembre de 2009, no se aprecian diferencias significativas entre los valores económicos y de libros de los principales
activos de la Sociedad. Sin embargo, es importante destacar que, de acuerdo con las normas de la Superintendencia de Valores y
Seguros, las inversiones en sociedades filiales y coligadas se valorizan según el método de valor proporcional del patrimonio de las
respectivas empresas. Por otro lado los estados financieros se presentan bajo Normas Internacionales de Información Financiera.
SITUACIÓN DE MERCADO
Durante 2009, la demanda mundial por petróleo bajó 1,7 millones de barriles por día (MMbpd) con respecto al año 2008, totalizando
84,1 MMbpd, mientras que la oferta se contrajo en 1,2 MMbpd, a 84,2 MMbpd, aumentando en consecuencia el nivel de los inventarios
mundiales de petróleo a una tasa de 100.000 barriles por día (bpd).
La recesión mundial afectó principalmente la demanda de los países más desarrollados (OECD), que cayó 2,2 MMbpd, mientras que el
consumo del resto del mundo creció 500.000 bpd, liderado por el crecimiento del consumo de China.
En cuanto a la oferta de petróleo, el suministro total de la OPEP (de petróleo crudo más condensados y líquidos del gas natural) bajó
1,9 MMbpd, contrarrestado parcialmente por un aumento de 700.000 bpd del resto del mundo.
El descenso de la oferta de la OPEP se explica por la política de restringir la producción para detener la caída del precio mundial
iniciada en septiembre de 2008. Esta política impide la acumulación excesiva de los inventarios de petróleo a nivel mundial a medida
que se desplomaba la demanda.
Así, la producción de petróleo crudo de la OPEP que alcanzó en julio de 2008 su máximo histórico de 32,8 MMbpd, cayó a 28,5 MMbpd
en enero de 2009 y luego a su mínimo del año en marzo, 27,7 MMbpd, una baja acumulada de 5,2 MMbpd con respecto a julio de 2008.
Posteriormente, la producción subió gradualmente para acomodarse al repunte de la demanda mundial en el segundo semestre,
cerrando en diciembre en 29,0 MMbpd.
125

Precio del Petróleo Crudo en 2009
El precio promedio del crudo marcador internacional West Texas Intermediate (WTI) fue 61,9 US$/barril en 2009, con una caída de
38,2% con respecto al precio promedio de 2008 (100,1 US$/barril).
No obstante, a lo largo del año 2009, predominó una tendencia alcista en el precio, a medida que la contracción de la oferta de crudo
de la OPEP redujo la oferta global para adecuarse a la menor demanda provocada por la recesión económica mundial.
Posteriormente, el repunte de la demanda estadounidense y el crecimiento de las economías emergentes de Asia consolidaron la
recuperación del precio, requiriéndose incluso un aumento de la producción de la OPEP en el segundo semestre, para impedir un alza
excesiva del precio que interrumpiera la recuperación económica mundial.
El precio del crudo al inicio el año fue de 46 US$/bbl, con una tendencia descendente iniciada a fines de julio de 2008 y que se hizo
especialmente aguda a partir de septiembre de ese año, presentando un mínimo anual de 34 US$/bbl a mediados de febrero. La
contracción de la oferta de la OPEP iniciada en noviembre de 2008 impactó finalmente al mercado a fines de febrero de 2009, lo que
hizo subir el precio en un rango de 45 a 55 US$/barril desde mediados de marzo hasta mediados de mayo. En el período abril-junio,
la oferta de la OPEP se estabiliza alrededor del mínimo anual de 27,5 MMbpd, lo cual hizo que el precio del crudo comenzara una
tendencia alcista desde mediados de mayo para estabilizarse en 70 US$/bbl durante junio.
Otro factor que permite la recuperación del precio, es el repunte de la demanda por gasolina en los Estados Unidos, y el dinamismo
de las economías de China e India que mantuvieron un alto consumo de combustibles, contrastando con la baja demanda en Europa,
en el punto más bajo de la recesión. Estos mismos factores mantuvieron el precio al alza en el segundo semestre, aunque con
retrocesos transitorios, el precio alcanzó su nivel más alto del año, rango 75-80 US$/bbl, durante octubre. Los indicios de
sobrecalentamiento del mercado llevaron a que, sin anunciar un cambio en la política de producción, la OPEP empezara a entregar
más petróleo al mercado, lo que impidió que el precio subiera mucho más allá de los 80 US$/bbl.
Aunque no se estableció formalmente en las reuniones interministeriales de la OPEP, en la práctica, la organización pasó de un
sistema de cuotas de producción – vigente desde 1999 - a un esquema orientado a mantener un rango meta para el precio mundial
del petróleo. Refrendando esto, varios de los miembros de la organización, notoriamente Arabia Saudita, declararon unilateralmente
la voluntad de mantener un precio en torno a los 75 US$/bbl, fundamentándose en que un precio mucho mayor pondría en peligro la
entonces incipiente recuperación de la economía mundial, mientras que un precio mucho menor afectaría la rentabilidad de invertir
en expansión de la capacidad de producción de petróleo, lo que llevaría eventualmente a otro período de explosión de precios al
reanudarse el crecimiento económico mundial.
Hacia fines del año, el mayor suministro de crudo y la entrada en servicios de nuevas refinerías en India y China, se encontraron con
el invierno boreal con temperaturas altas, lo que genera una sobreoferta de diesel a nivel mundial, deprimiendo su precio,
reduciendo los márgenes de las refinerías en Estados Unidos y Europa, llevando finalmente a una caída en el consumo de crudo. Esto
hizo retroceder el precio desde los altos niveles de octubre a menos de 70 US$/bbl en diciembre, las primeras tormentas de nieve
hicieron revivir la demanda y el precio cerró el año en 79 US$/bbl.
126

IV. Principales Flujos de Efectivo
ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO CONSOLIDADO
Los principales componentes del flujo neto de efectivo originado en cada período, son los siguientes:
127
31/12/2009 31/12/2008
MUS$ MUS$
Flujo neto originado por actividades de la operación 91.834 114.654
Flujo neto originado por actividades de inversión -37.628 -97.323
Flujo neto originado por actividades de financiamiento -57.434 17.794
Flujo neto del período 13.345 16.019
Considerando el saldo de apertura del efectivo y el equivalente al efectivo de MUS$ 16.019, el flujo neto positivo final del ejercicio
terminado el 31 de diciembre de 2009 de MUS$9.198 se explica, principalmente, por el flujo neto generado por actividades de
operación por MUS$ 91.800 y la aplicación de flujos en actividades de inversión por MUS$ 37.626 y en actividades de financiamiento
por MUS$61.549.
El flujo originado por actividades de la operación por MUS$ 91.800 fue superior en MUS$22.854 al flujo del ejercicio 2008, el cual se
explica principalmente por un menor flujo obtenido en importes cobrados a clientes por MUS$ 25.813, compensado con un menor flujo
aplicado en remuneraciones pagadas por MUS$ 2.415 y pagos de impuestos a las ganancias por MUS$ 2.338, por otro lado se ha
obtenido un mayor flujo en otras actividades de operación por MUS$ 13.522 y se ha aplicado un mayor flujo en pagos a proveedores
por MUS$ 1.371 y otros pagos por MUS$ 13.111.
El flujo negativo de inversión de MUS$ 37.626 fue inferior en MUS$ 56.697 al flujo del ejercicio 2008. Su principal explicación es el
flujo obtenido en la venta del bloque North Bahariya de MUS$ 69.460 y una mayor inversión en propiedades, plantas y equipos por
MUS$10.820.
El flujo aplicado por actividades de financiamiento de MUS$ 61.549, fue superior en MUS$43.755 al flujo del ejercicio 2008. La mayor
aplicación de flujos de financiamiento corresponde a pagos por préstamos con relacionadas por MUS$ 142.574.891, especialmente
con la Casa Matriz ENAP, respecto de MUS$ 134.064 aplicados en el ejercicio 2008 por este mismo concepto. También, se pagó un
mayor monto respecto de 2008, por préstamos con terceros por MUS$ 64.776 e intereses por préstamos por MUS$ 4.339. Por otro
lado, se ha obtenido un nuevo préstamo, en junio de 2009, por un capital de MUS$ 65.000, a igual fecha en 2008.
V. Análisis de Riesgo y su Administración
Análisis de Riesgo de Mercado
Enap Sipetrol S.A. realiza directa, o en asociación con terceros, fuera del territorio nacional, actividades de exploración, explotación o
beneficio de yacimientos que contengan hidrocarburos.
Las actividades de Enap Sipetrol S.A. son realizadas en dos segmentos, a) América Latina, que incluye operaciones de exploración y
explotación de hidrocarburos, Argentina y Ecuador y b) Medio Oriente y Norte de Africa (MENA), que incluye operaciones de
exploración y explotación de hidrocarburos en Egipto y Norte de Africa.

En ambos segmentos se constituyen filiales y sucursales para realizar las operaciones necesarias del negocio de la sociedad según
se señala a continuación:
Enap Sipetrol Argentina S.A
La filial Enap Sipetrol Argentina S.A. actúa como Operador con el 50% de participación en las concesiones de explotación de Área
Magallanes y CAM-2A/Sur. En el mes de febrero de 2006, Enap Sipetrol Argentina S.A., YPF S.A. y ENARSA S.A. firmaron un acuerdo,
sentando las bases del proyecto, mediante el cual las partes se asociaron a través de un Consorcio con el objeto de explorar,
desarrollar y/o explotar en forma conjunta las áreas E2 (ex CAM1) y CAM 3, en la Cuenca Austral, teniendo cada socio una
participación de un tercio. En la Cuenca del Golfo San Jorge, la Sociedad es titular y operador del 100% de la concesión de
explotación del Área Pampa del Castillo, siendo además socio no operador, con una participación del 50% en la concesión de
explotación del Área Campamento Central-Cañadón Perdido.
Actualmente, existen restricciones por parte de la Secretaria de Energía, organismo que regula las exportaciones de crudo en
Argentina. Existe la obligatoriedad de ofertar a las 16 refinerías locales el petróleo crudo disponible antes de acceder al mercado
externo, lo que hace que no exista seguridad para posicionar nuestra producción en el mercado externo.
Con fecha 19 de noviembre de 2007 se publicó en el Boletín Oficial de la República Argentina la Resolución del Ministerio de Economía
N0 394 -2007. Esta aumenta los valores de derechos de exportación para hidrocarburos.
Con fecha 12 de marzo de 2008, se publicó en el Boletín Oficial de la República Argentina la Resolución del Ministerio de Economía y
Producción N0127/2008, modificatoria del artículo de la Resolución N0534/2006. La nueva resolución eleva los derechos de
exportación del gas natural llevándolos al 100% del precio de gas natural importado más caro que compre Argentina en cada
momento.
Enap Sipetrol S.A., sucursal Ecuador
Las operaciones de la sucursal en Ecuador se concentran en los campos Mauro Dávalos Cordero (MDC) y Paraíso, Biguno y Huachito
(PBH), en virtud del Contrato de Servicios Específicos para el Desarrollo y Confirmación de Reservas con la empresa estatal
ecuatoriana Petroecuador, con la cual se ha convenido que la totalidad de la producción es entregada a dicha sociedad a un precio
establecido contractualmente.
Sipetrol International S.A.
En asociación con otras compañías, Enap Sipetrol S.A. a través de su filial Sipetrol International S.A., opera la concesión del bloque
East Ras Qattara, ubicados en el desierto occidental de Egipto y se tiene en proceso de exploración los bloques Rommana con el 40%
de participación y Sidi Abd El Rahman (SAER) con el 30% de participación.
Con fecha 24 de enero de 2009, mediante una carta dirigida al Director de Exploración de National Iranian Oil Company (NIOC), se
informó que el consorcio conformado por OMV, Repsol y Enap Sipetrol S.A. a través de su filial Sipetrol International S.A., tomaron la
decisión de no continuar con las negociaciones relativas al desarrollo del yacimiento Band-e-Karkheh debido, a que no ha sido posible
establecer un acuerdo con NIOC respecto del Plan de desarrollo necesario para la explotación de este descubrimiento realizado por
el consorcio.
128

Enap Sipetrol Argentina S.A.
ESTADOS DE SITUACION FINANCIERA CONSOLIDADOS
AL 31 DE DICIEMBRE DE 2009 Y 2008
(En miles de dólares de los Estados Unidos)
129
2009 2008
MUS$ MUS$
Total activos corrientes 61.117 61.216
Total activos no correintes 305.145 341.525
Total activos 366.262 402.741
Total pasivos corrientes 122.934
Total pasivo no corrientes 19.965
Total patrimonio 223.363
Total patrimonio y patrimonio 366.262
ESTADOS DE RESULTADOS INTEGRALES CONSOLIDADOS
POR LOS EJERCICIOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2009 Y 2008
(En miles de dólares de los Estados Unidos)
2009 2008
MUS$ MUS$
128.496
29.089
245.156
402.741
2009 2008
MUS$ MUS$
RESULTADO OPERACIONAL
Margen Bruto 29.728 24.290
Utilidad antes de impuesto a la renta e interés minoritario (22.921) 8.201
Impuesto a la renta 1.128 225
Ganancias Operaciones Descontinuadas - -
Utilidad del ejercicio (21.793) 8.426
ESTADOS DE FLUJOS DE EFECTIVOS CONSOLIDADOS
POR LOS EJERCICIOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2009 Y 2008
(En miles de dólares de los Estados Unidos)
2009 2008
MUS$ MUS$
Flujos de efectivo netos originados en actividades de la operación 19.355 56.708
Flujos de efectivos netos utilizado en actividades de inversión (15.709) (62.366)
Flujos de efectivos netos (utilizados en) originado por actividades de financiamiento (6.928) 4.986
Decremento neto en efectivo y equivalentes al efectivo (3.282) (672)
Efectivo y Equivalentes al Efectivo, Estado de Flujos de Efectivo, Saldo Inicial 11.195 11.867
Efectivo y Equivalentes al Efectivo, Estado de Flujos de Efectivo, Saldo Final 7.913 11.195

Sipetrol International S.A.
ESTADOS DE SITUACION FINANCIERA CONSOLIDADOS
AL 31 DE DICIEMBRE DE 2009 Y 2008
(En miles de dólares de los Estados Unidos)
130
2009 2008
MUS$ MUS$
Total activos corrientes 21.886 54.329
Total activos no correintes 31.841 21.436
Total activos 53.727 75.765
Total pasivos corrientes 5.895
Total pasivo no corrientes 26.341
Total patrimonio 21.491
Total patrimonio y patrimonio 53.727
ESTADOS DE RESULTADOS INTEGRALES CONSOLIDADOS
POR LOS EJERCICIOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2009 Y 2008
(En miles de dólares de los Estados Unidos)
2009 2008
MUS$ MUS$
34.021
53.216
(11.472)
75.765
2009 2008
MUS$ MUS$
RESULTADO OPERACIONAL
Margen Bruto 10.307 6.276
Utilidad antes de impuesto a la renta e interés minoritario (12.714) (36.911)
Impuesto a la renta (74) (123)
Ganancias Operaciones Descontinuadas 45.751 6.647
Utilidad del ejercicio 32.963 (30.387)
ESTADOS DE FLUJOS DE EFECTIVOS CONSOLIDADOS
POR LOS EJERCICIOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2009 Y 2008
(En miles de dólares de los Estados Unidos)
2009 2008
MUS$ MUS$
Flujos de efectivo netos (utilizados en) originados por actividades de la operación (306) 1.442
Flujos de efectivos netos originados por actividades de inversión 25.504 1.869
Flujos de efectivos netos utilizados en actividades de financiamiento (26.348) (3.195)
(Decremento) Incremento neto en efectivo y equivalentes al efectivo (1.150) 116
Efectivo y Equivalentes al Efectivo, Estado de Flujos de Efectivo, Saldo Inicial 3.631 3.515
Efectivo y Equivalentes al Efectivo, Estado de Flujos de Efectivo, Saldo Final 2.481 3.631

Enap Sipetrol (UK) Limited
ESTADOS DE SITUACION FINANCIERA
AL 31 DE DICIEMBRE DE 2009 Y 2008
(En miles de dólares de los Estados Unidos)
131
2009 2008
MUS$ MUS$
Total activos corrientes 1.215 1.326
Total activos no corrientes -
-
Total activos 1.215 1.326
Total pasivos corrientes 168
Total pasivo no corrientes -
Total patrimonio 1.047
Total patrimonio y patrimonio 1.215
ESTADOS DE RESULTADOS INTEGRALES
POR LOS EJERCICIOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2009 Y 2008
(En miles de dólares de los Estados Unidos)
2009 2008
MUS$ MUS$
191
-
1.135
1.326
2009 2008
MUS$ MUS$
RESULTADO OPERACIONAL
Margen Bruto - -
Utilidad antes de impuesto a la renta e interés minoritario 75 (98)
Impuesto a la renta - -
Ganancias Operaciones Descontinuadas - -
Utilidad del ejercicio 75 (98)
ESTADOS DE FLUJOS DE EFECTIVOS
POR LOS EJERCICIOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2009 Y 2008
(En miles de dólares de los Estados Unidos)
2009 2008
MUS$ MUS$
Flujos de efectivo netos originados por (utilizados en) actividades de la operación 80 (148)
Flujos de efectivos netos originado por actividades de financiamiento -
130
Incremento (Decremento) neto en efectivo y equivalentes al efectivo 80 (18)
Efectivo y Equivalentes al Efectivo, Estado de Flujos de Efectivo, Saldo Inicial 2 20
Efectivo y Equivalentes al Efectivo, Estado de Flujos de Efectivo, Saldo Final 82
2

Sociedad Internacional Petrolera Enap Ecuador S.A.
ESTADOS DE SITUACION FINANCIERA
AL 31 DE DICIEMBRE DE 2009 Y 2008
(En miles de dólares de los Estados Unidos)
132
2009 2008
MUS$ MUS$
Total activos corrientes 6 6
Total activos 6 6
2009 2008
MUS$ MUS$
Total pasivos corrientes
Total pasivo no corrientes
21 21
Total patrimonio (15) (15)
Total patrimonio y patrimonio
ESTADOS DE RESULTADOS INTEGRALES
POR LOS EJERCICIOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2009 Y 2008
(En miles de dólares de los Estados Unidos)
6
6
2009 2008
MUS$ MUS$
RESULTADO OPERACIONAL
Margen Bruto - -
Utilidad antes de impuesto a la renta e interés minoritario - (4)
Impuesto a la renta - -
Ganancias Operaciones Descontinuadas - -
Utilidad del ejercicio - (4)
ESTADOS DE FLUJOS DE EFECTIVOS
POR LOS EJERCICIOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2009 Y 2008
(En miles de dólares de los Estados Unidos)
2009 2008
MUS$ MUS$
Flujos de efectivo netos utilizados en actividades de la operación -
(4)
Flujos de efectivos netos originado por actividades de financiamiento -
3
Decremento neto en efectivo y equivalentes al efectivo -
(1)
Efectivo y Equivalentes al Efectivo, Estado de Flujos de Efectivo, Saldo Inicial -
7
Efectivo y Equivalentes al Efectivo, Estado de Flujos de Efectivo, Saldo Final -
6

25. Declaración de Responsabilidad
Los abajo suscritos, miembros del Directorio y Gerente General de Enap Sipetrol S.A., en conformidad con las nor mas
establecidas por la Superintendencia de Valores y Seguros, declaran bajo juramento que la información en la memoria
correspondiente al ejercicio del año 2009, es veraz y completa:
133