Capex S.A.

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Memoria Anual Ejercicio 2018 - 2019

Contenido

Resumen del ejercicio y perspectivas para el futuro
Reseña histórica
Contexto macroeconómico
Mercado energético argentino
Medio ambiente
Sistemas y comunicaciones
Recursos humanos
Situación financiera
Resultados del ejercicio
Propuesta del Directorio

Anexo – Código de Gobierno Societario

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1. Resumen del ejercicio y perspectivas para el futuro

Principales hitos del ejercicio finalizado el 30 de abril de 2019:

Adquisición Concesión de Explotación “Pampa del Castillo – La Guitarra”

Durante el ejercicio Capex ha incorporado la explotación del área Pampa del Castillo – La Guitarra, ubicada en la provincia del Chubut. La Sociedad realizó una oferta de compra del 88% y 7% de los derechos que poseían sobre la concesión Enap Sipetrol Argentina S.A. y Petrominera Chubut S.E., respectivamente, por un precio total de US$ 39,27 millones, la cual fue aceptada por las partes y aprobada por la Provincia. A partir del 1 de agosto de 2018 Capex y Petrominera, explotan en forma conjunta el área, constituyendo para tal fin una UTE, cuya participación es 95% y 5%, respectivamente. Capex es el operador del área. La producción de crudo escalante del área pasó de 539 m[3] /d en el mes de julio de 2018 a 667 m[3] /d en el mes de abril de 2019, representando un incremento de aproximadamente 23,7% desde la toma de la operación. El crudo producido en el área se exporta en su totalidad.

Evolución Producción Areas Loma Negra y La Yesera

El 31 de octubre de 2017 la Sociedad adquirió de Chevron Argentina S.A., por un monto de US$ 24,7 millones, la participación del 37,5% de la Concesión Hidrocarburífera del área Loma Negra y el 18,75% del área La Yesera, ambas ubicadas en la Provincia de Río Negro. A partir del 1 de diciembre de 2017 Capex fue designada operadora en ambas áreas. La producción de petróleo del área Loma Negra pasó de 66 m3/d en el mes de abril de 2018 a 183 m3/d en el mes de abril de 2019, representando un incremento de aproximadamente 177%. Adicionalmente, la producción de petróleo del área La Yesera pasó de 96 m3/d en el mes de abril de 2018 a 92 m3/d en el mes de abril de 2019, representando una disminución de aproximadamente 4%. En esos mismos períodos, respecto de la producción de gas en Loma Negra, ésta pasó de 200 mil a 604 mil m3/d, representando un aumento de 202%, mientras que la producción de gas en La Yesera se incrementó un 71%, de 38 mil a 66 mil m3/d.

Desde el inicio de la operación del área por parte de Capex la producción de petróleo de Loma Negra se incrementó en 194%. Respecto de la producción de gas en las áreas Loma Negra y La Yesera se incrementaron en 215% y 84%, respectivamente.

Programa de Estímulo a las Inversiones en Desarrollos de Producción de Gas Natural proveniente de Reservorios No Convencionales – Res 419-E / 2017que reemplaza la Res 46-E / 2017

La Concesión Agua del Cajón fue incluida en el Programa de Estímulo a las Inversiones en Desarrollos de Producción de Gas Natural proveniente de Reservorios No Convencionales, luego de haber presentado la solicitud de adhesión previa aprobación de parte de la Autoridad de Aplicación Provincial (Ministerio Energía y de Recursos Naturales del Neuquén), de un plan de inversión por millones de US$ 101,5 hasta el año 2021 en la cuenca Neuquina, el cual posibilitará el desarrollo de la producción de gas natural proveniente de reservorios no convencionales. La Sociedad ha venido cumpliendo con el requisito de alcanzar una producción media anual de 500.000 m[3] /día, durante 12 meses consecutivos, antes del 31 de diciembre de 2019. La Sociedad ha registrado en el rubro Ventas en concepto de incentivos correspondientes al Programa $ 775,2 millones. Durante el ejercicio la Secretaria de Energía modificó el criterio para el reconocimiento de dicha compensación, la cual no alcanzaría la totalidad de la producción de gas bajo el Programa, sino sólo como máximo la proyección mensual de producción incluida informada por la Sociedad en su solicitud de adhesión (“Curva Original”). La Sociedad presentó un Recurso Administrativo que, de prosperar, implicaría el reconocimiento de ingresos adicionales por $ 96 millones al 30 de abril de 2019.

Res 1/2019 de la Secretaría de Recursos Renovables y Mercado Eléctrico (SRRyME)

A partir del 1 de marzo de 2019 entró en vigencia la Res 1/2019 de la SRRyME que modifica el esquema tarifario para la generación de energía. En relación con la generación térmica de características similares a la CT ADC, el Precio Base por la Disponibilidad Garantizada Ofrecida (DIGO) disminuyó en promedio de US$/MW 7.000 mes a US$/MW 6.250 mes, la Energía Generada de US$/MWh 5 a US$/MWh 4 y la Energía Operada de US$/MWh 2 a US$/MWh 1,4.

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Construcción del Parque Eólico Diadema II

En el mes de octubre de 2017 Capex presentó el Proyecto Parque Eólico Diadema II (“PED II”) en el Programa RenovAr Ronda 2.0, el cual resultó adjudicado. EG WIND, subsidiaria de Capex, está llevando adelante el proyecto; por lo tanto suscribió con CAMMESA el acuerdo de abastecimiento a 20 años a un precio de 40,27 US$/MWh. El Parque Eólico Diadema II tiene una potencia instalada de 27,6 MW. EG WIND ha obtenido Beneficios Impositivos Nacionales tales como: i) la compensación de los quebrantos del impuesto a las ganancias en 10 años, ii) devolución anticipada del impuesto al valor agregado, iii) amortización acelerada en el impuesto a las ganancias; y Beneficios Impositivos Provinciales tales como: i) Eximición del Impuesto de sellos, ii) Eximición del pago del Impuesto a los ingresos brutos del 100% para los primeros 5 años y del 50% para los 5 años siguientes. Los equipos se encuentran montados y actualmente se están completando las obras electromecánicas y de control. Las pruebas de marcha industrial están previstas para el mes de julio de 2019, garantizando de este modo la fecha de entrada en fase comercial acordada con CAMMESA para el mes de septiembre de 2019. La inversión total se estima finalizará en aproximadamente US$ 34 millones (sin impuestos).

Reforma Tributaria

Dentro del marco de la Reforma Tributaria publicada en el BO el 27 de diciembre de 2017, la AFIP dispuso numerosas modificaciones. Para la Sociedad y sus subsidiarias los principales impactos de dichas modificaciones tuvieron efecto en el Impuesto a las Ganancias. Entre ellos, la incorporación del ajuste por inflación impositivo para la determinación del resultado imponible sujeto a impuesto, como consecuencia de que la variación del IPC para el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2019 superó el 55%, generó un mayor impuesto a pagar para la Sociedad y sus subsidiarias. Cabe destacar que la norma prevé que en la medida en que el IPC supere el 30% y 15% para el segundo y tercer año de aplicación, respectivamente, corresponde continuar realizando el ajuste por inflación impositivo.

Por otro lado, la Sociedad y su subsidiaria Hychico ejercieron la opción de realizar un revalúo impositivo de sus bienes, previsto por la Reforma Tributaria, determinando un impuesto especial a pagar de millones de $ 276 y millones de $ 12, respectivamente; haber ejercido la opción de realizar el revalúo fiscal le permite a las sociedades continuar a futuro con la actualización por IPC de los bienes que estuvieron sujetos al mismo, situación que incrementa la amortización deducible.

Resumen resultados del ejercicio

Durante el ejercicio económico iniciado el 1º de mayo de 2018 y finalizado el 30 de abril de 2019, Capex y sus sociedades controladas continuaron desarrollando su plan de negocios en los segmentos de Generación y Venta de energía eléctrica (térmica y eólica), Exploración, Explotación, Producción y Venta de petróleo y gas, Producción y venta de propano, butano y gasolina, Producción y venta de Oxígeno y Producción de hidrógeno mediante la electrólisis del agua.

Durante el presente ejercicio la Sociedad tuvo un resultado integral ganancia de millones de $ 2.198,3 (del cual millones de $ 2.174,5 corresponde a los propietarios de la Sociedad), que comparado con el ejercicio anterior cuyo resultado integral fue una ganancia de millones de $ 2.579,3 (del cual millones de $ 2.573,3 correspondía a los propietarios de la Sociedad), arroja una disminución del 14,8%.

El resultado integral del presente ejercicio está compuesto por un resultado neto ganancia de millones de $ 1.394.0 y otros resultados integrales ganancia de millones de $ 804,3, mientras que en el ejercicio anterior el resultado integral estaba compuesto por un resultado neto ganancia de millones de $ 2.010,6 millones y otros resultados integrales ganancia de millones de $ 568,7.

El resultado operativo del presente ejercicio arrojó una ganancia de millones de $ 5.312,3, que comparado con el ejercicio anterior presenta un incremento del 71,8%.

En el segmento de petróleo y gas, durante el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2019 la Sociedad ha sostenido el nivel de producción de gas mediante las inversiones efectuadas, incentivadas principalmente por los programas de estímulo al gas no convencional y el desarrollo de reservas con mayor productividad en las áreas ADC, Loma Negra y La Yesera. Adicionalmente, se han sumado desde septiembre de 2018 las producciones de petróleo y gas del área Pampa del Castillo – La Guitarra. A ello debemos sumar: i) el sostenimiento de un precio en el mercado interno para la actividad de producción de petróleo, i) la depreciación del peso respecto del dólar estadounidense ocurrida durante el ejercicio, iii) la incorporación de los precios del mercado externo, debido a que la producción de petróleo (Escalante) proveniente del área Pampa del Castillo se ha exportado, todo ello compensado parcialmente por una disminución del valor del gas de referencia por millón de btu para centrales térmicas de la cuenca neuquina, como consecuencia de la aplicación de precios máximos

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establecidos por la Res 46/2018 del Ministerio de Energía a partir del mes de septiembre de 2018. Lo puntos mencionados permitieron a la Sociedad obtener una mejora del 38% en los resultados operativos en este segmento respecto del ejercicio anterior.

Respecto del segmento de energía, los resultados operativos se incrementaron en un 130%. Los programas de mantenimiento de la Central Térmica Agua del Cajón (“CT ADC”) que llevó a cabo la Sociedad desde el año 2014 le permitieron mantener buenos niveles de disponibilidad y generación. Los esquemas de remuneraciones vigentes durante el ejercicio, desde enero de 2017 (Res 19 E/2017) y a partir de marzo de 2019 (Res 1/2019), dispusieron un mecanismo remuneratorio que valoriza la disponibilidad de las unidades de generación, mediante compromisos de potencia a mediano plazo, remunerando la potencia disponible y la energía generada, fijando valores en dólares estadounidenses. CAMMESA ha cumplido las condiciones de pago establecidas.

En cuanto al segmento de energías renovables, el Parque Eólico Diadema (“PED”) ha operado con una alta eficiencia (Factor de Carga del 50,6% en el ejercicio) y al estar fijada su tarifa en dólares estadounidenses le ha permitido obtener un incremento en su resultado operativo de 24%.

Respecto de los resultados financieros, al 30 de abril de 2019 la cotización del dólar estadounidense alcanzó $ 44,15, un incremento con respecto al cierre del ejercicio anterior del 114,9%. Debido a que la Sociedad se encuentra endeudada en dicha moneda la apreciación del dólar afecta sus resultados financieros netos; no obstante, el hecho de que sus ingresos y la mayor parte de su cartera de inversiones también estén denominados en dólares estadunidenses permite amortiguar las fluctuaciones del tipo de cambio en los resultados netos. Por otro lado, y de acuerdo con las normas contables vigentes, los presentes estados financieros incluyen el reconocimiento de los efectos de la inflación al inicio y al cierre del ejercicio, destacando que la variación de Indice de Precios al Consumidor durante el ejercicio fue 55,8% en comparación con el ejercicio anterior del 25,5%. Este reconocimiento por exposición a los cambios en el poder adquisitivo de la moneda mencionado se expone en el rubro Otros Resultados Financieros RECPAM.

Los otros resultados integrales del ejercicio finalizado el 30 de abril de 2019 ascendieron a millones de $ 804,3, mientras que en el ejercicio anterior fueron de millones de $ 568,7, debido a que la Sociedad aplica, desde el 31 de julio de 2014, el modelo de revaluación para ciertos bienes del rubro Propiedad, Planta y Equipo y al cierre del presente ejercicio ha actualizado los valores razonables de dichos bienes.

En el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2019, el segmento con mayor aporte al EBITDA de la Sociedad fue el de petróleo y gas, donde sumamos como se mencionó anteriormente, la producción de las nuevas áreas.

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EBITDA
en millones de $ EBITDA 18/19 por Actividad
8000
7000 430 92 LPG; 6% Energía
6000 Renovable;
2.788 1%
5000
143 82
4000
3000 1573 Energía
ADC; 38% O&G; 55%
2000 4.008
2761
1000
0
2017-2018 2018-2019
O&G Energía ADC LPG Energía Renovable
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Es intención de la Sociedad continuar con su estrategia de integración a lo largo de toda la cadena de valor energética. En línea con esta estrategia, Capex continuará evaluando distintos activos hidrocarburíferos para volcar el expertise recogido en los últimos años e incrementar sus niveles de producción y reservas.

Adicionalmente, es intención de la Sociedad y su subsidiaria Hychico continuar participando en el mercado de generación de energías renovables, para lo cual se encuentran realizando evaluaciones y estudios de factibilidad en potenciales proyectos de generación, desarrollando una cartera de proyectos eólicos y solares que abarcan distintas regiones del país, para eventuales próximas rondas RenovAr y el Mercado a Término.

Finalmente y como parte de su estrategia de crecimiento y diversificación, la Sociedad se encuentra evaluando potenciales proyectos de generación de energía térmica.

1.1 Hidrocarburos

1.1.1 Situación actual

Área Agua del Cajón

Respecto del plan de inversión desarrollado en este ejercicio, la Sociedad llevó adelante un programa de perforación de pozos de desarrollo de tight gas y shale gas (no convencional) y la realización de ciertas reparaciones y optimizaciones de pozos productores de gas.

Los principales objetivos de las inversiones realizadas fueron: i) mantener la producción de gas y petróleo; ii) investigar extensiones de áreas productivas, y iii) continuar investigando la productividad de la formación Shale Los Molles Orgánico para gas, con la finalidad de ajustar los tratamientos de estimulación y comenzar a diseñar el potencial desarrollo futuro.

La producción de gas promedio a 9300 Kcal/m[3] en el ejercicio fue de 1,45 millones m[3] /día, en tanto la producción de petróleo promedio fue de 120 m[3] /día, siendo menores estos niveles de producción en aproximadamente 6% en gas y 29% en petróleo, respecto del ejercicio anterior. En cuanto a las producciones promedio de propano, butano y gasolina del ejercicio fueron de 56 tn/día, 37 tn/día y 75 m[3] /día, respectivamente, disminuyendo levemente el nivel de producción del ejercicio anterior. Los valores totales producidos en el ejercicio de gas y petróleo fueron de 581,6 MMm[3] y 43,7 Mm [3] , respectivamente, mientras que las producciones totales de propano, butano y gasolina fueron de 20,5 Mtn, 13,6 Mtn y 27,3 Mm[3] , respectivamente.

La estimación de reservas de hidrocarburos del área Agua del Cajón al 31 de diciembre de 2018 fue certificada por el auditor independiente, Licenciado Héctor Alberto López, según los requerimientos establecidos en la Res. SEN 324/06 y teniendo como horizonte de vencimiento de la concesión enero de 2052:

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		Reservas	Reservas
		Comprobadas
					Probable s		Recursos
Productos		Desarrollada s	No desarrollada	Total		Posibles

Gas	MMm3 ~~1~~	4.126	1.208	5.334	797	653	15.315
Petróleo	~~()~~ Mbbl	1.774	1.094	2.868	1.730	1.736	3.730
	Mm3	282	174	456	275	276	593

(1) expresado en 9.300 Kcal por m3

Cabe destacar que durante este ejercicio las reservas comprobadas de petróleo y gas disminuyeron en 16% y 11%, respectivamente. El menor precio de gas actual considerado para efectuar las proyecciones reduce la conveniencia de perforar alguno de los pozos (con la consiguiente reducción de condensado prevista).

El 31 de enero de 2018 la Sociedad presentó ante la Subsecretaria de Exploración y Producción dependiente del Ministerio de Energía y Minería una solicitud de adhesión para la Concesión Agua del Cajón al Programa de Estímulo a las Inversiones en Desarrollos de Producción de Gas Natural proveniente de Reservorios No Convencionales - Res 419E/2017, previa aprobación por parte de la Autoridad de Aplicación Provincial de un plan de inversión por millones de US$ 101,5 hasta el año 2021, el cual posibilitará el desarrollo de la producción de gas natural proveniente de reservorios no convencionales. Dicho programa fue aprobado con fecha 4 de junio de 2018. La Sociedad ha venido cumpliendo con el requisito de alcanzar una producción media anual de 500.000 m[3] /día, durante 12 meses consecutivos, antes del 31 de diciembre de 2019 y ha registrado en el rubro Ventas en concepto de incentivos correspondientes al Programa $ 775,2 millones, cuya cobranza se ha efectivizado de acuerdo con los tiempos previstos en el Programa.

Durante el ejercicio la Secretaria de Energía modificó el criterio para el reconocimiento de dicha compensación, la cual no alcanzaría la totalidad de la producción de gas bajo el Programa, sino sólo como máximo la proyección mensual de producción incluida informada por la Sociedad en su solicitud de adhesión (“Curva Original”). La Sociedad presentó un Recurso Administrativo que, de prosperar, implicaría el reconocimiento de ingresos adicionales por $ 96 millones al 30 de abril de 2019.

Durante el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2019 la Sociedad ha destinado la mayor parte de su producción de gas a la generación de energía eléctrica a través de la CT ADC.

Áreas Loma Negra y La Yesera

Loma Negra

Capex opera la Concesión Área Rio Negro Norte desde el 1° de diciembre de 2017. El área se encuentra ubicada en la provincia de Río Negro, siendo la fecha de finalización de la concesión el 24 de diciembre de 2024. Las participaciones sobre el área son las siguientes:

Socios	Participación
Capex S.A.	37,50%
YPF S.A.	35,00%
Corporación Financiera Internacional	15,00%
Metro Holding S.A.	12,50%

El área posee varios yacimientos (Loma Negra, El Látigo Occidental, Cerro Solo, Anticlinal de María, Anticlinal Viejo, Anticlinal de María Occidental y Loma de María) en producción o temporalmente inactivos, con 130 pozos perforados, de los cuales, actualmente, 29 se encuentran activos (21 productores y 8 inyectores). La producción promedio en el mes de abril de 2019 fue de 183 m[3] /día de petróleo y 604 Mm3/día de gas, mientras que en el mes de abril de 2018 fue de 66 m[3] /día de petróleo y 200 Mm3/día de gas, mostrando un incremento de 177% en la producción de petróleo y 202% en la producción de gas.

Respecto del plan de inversión desarrollado en este ejercicio, el Consorcio llevó adelante un programa de perforación de 4 pozos de tight gas (no convencional) y un programa de reparación de 11 pozos productores e inyectores.

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La estimación de reservas de hidrocarburos del área Loma Negra al 31 de diciembre de 2018 fue certificada por el auditor independiente, Licenciado Héctor Alberto López, según los requerimientos establecidos en la Res. SEN 324/06.

a) Hasta el Final de la Concesión

		Reservas	Reservas
		Comprobadas
					Probable s		Recursos
Productos		Desarrollada s	No desarrollada	Total		Posibles

Gas	MMm3 ~~1~~	972	6	978	238	-	766
Petróleo	~~()~~ Mbbl	1.585	327	1.912	50	-	755
	Mm3	252	52	304	8	-	120

(1) expresado en 9.300 Kcal por m3

b) Hasta el Final de la Vida Útil

		Reservas	Reservas
		Comprobadas
					Probable s		Recursos
Productos		Desarrollada s	No desarrollada	Total		Posibles

Gas	MMm3 ~~1~~	1.603	8	1.611	403	-	1.400
Petróleo	~~()~~ Mbbl	3.239	377	3.616	75	-	968
	Mm3	515	60	575	12	-	154

(1) expresado en 9.300 Kcal por m3

Durante este ejercicio las reservas comprobadas de petróleo se mantuvieron en los mismos niveles que el ejercicio anterior mientras que las de gas disminuyeron en 35%. Esta disminución de reservas comprobadas de gas se debe principalmente a un menor precio del gas previsto y a la proximidad de la fecha del fin de la concesión, por lo que fueron recategorizadas reservas como recursos contingentes C1.

La Yesera

Capex es operadora de la Concesión Lote IV La Yesera desde el 1° de diciembre de 2017. El área se encuentra ubicada en la provincia de Río Negro. La fecha de finalización de la concesión es el 3 de junio de 2027.

Las participaciones son las siguientes:

Socios	Participación
Capex S.A.	18,75%
YPFS.A.	35,00%
Corporación Financiera Internacional	15,00%
Metro Holding S.A.	12,50%
San Jorge Energy S.A.	18,75%

El yacimiento tiene perforados 4 pozos, de los cuales actualmente uno se encuentra en producción de petróleo y gas asociado y otro produce en forma intermitente. La producción promedio en el mes de abril de 2019 fue de 92 m[3] /día de petróleo y 65 Mm[3] /día de gas, mientras que en el mes de abril de 2018 fue de 96 m[3] /día de petróleo y 38 Mm3/día de gas, mostrando una disminución de 4% en la producción de petróleo y un aumento de 71% en la producción de gas. Durante el presente ejercicio solo se llevaron a cabo tares de acondicionamiento menores.

La estimación de reservas de hidrocarburos del área La Yesera al 31 de diciembre de 2018 fue certificada por el auditor independiente, Licenciado Héctor Alberto López, según los requerimientos establecidos en la Res. SEN 324/06.

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a) Hasta el Final de la Concesión

		Reservas	Reservas
		Comprobadas
					Probable s		Recursos
Productos		Desarrollada s	No desarrollada	Total		Posibles

Gas	MMm3 ~~1~~	235	26	261	-	-	236
Petróleo	~~()~~ Mbbl	1.145	365	1.510	-	-	3.007
	Mm3	182	58	240	-	-	478

(1) expresado en 9.300 Kcal por m3

b) Hasta el Final de la Vida Útil

		Reservas	Reservas
		Comprobadas
					Probable s		Recursos
Productos		Desarrollada s	No desarrollada	Total		Posibles

Gas	MMm3 ~~1~~	317	33	350	-	-	364
Petróleo	~~()~~ Mbbl	1.503	465	1.968	-	-	4.691
	Mm3	239	74	313	-	-	746

(1) expresado en 9.300 Kcal por m3

Durante este ejercicio las reservas comprobadas de petróleo disminuyeron un 8 % respeto del año anterior, mientras que las de gas aumentaron un 69% dado un incremento mayor al previsto en el GOR (relación gas/petróleo) del pozo en producción continua.

Área Pampa del Castillo

El área Pampa del Castillo-La Guitarra se encuentra ubicada en la zona norte de la Cuenca del Golfo San Jorge y posee una superficie de aproximadamente 121 km2. Está localizada a unos 50 km al oeste de la ciudad de Comodoro Rivadavia en la Provincia del Chubut. Esta concesión tiene un único yacimiento de idéntico nombre que, operativamente, fue dividido en tres regiones: Pampa Norte, Pampa Centro y Pampa Sur.

El 3 de octubre de 2017 Capex acordó con ENAP Sipetrol los términos y condiciones para la adquisición del 88% de la Concesión de Explotación Hidrocarburífera “Pampa del Castillo - La Guitarra”, por un precio de US$ 33 millones, el cual fue abonado por anticipado el 31 de julio de 2018 por US$ 28 millones, reteniendo US$ 5 millones en concepto de pasivos ambientales contingentes. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros el monto retenido asciende a US$ 3,8 millones.

El 13 de abril de 2018 Capex acordó con Petrominera Chubut S.E (“Petrominera”) los términos y condiciones para la adquisición del 7% de participación en la Concesión de Explotación Hidrocarburífera “Pampa del Castillo - La Guitarra”. El precio de compra acordado y abonado ascendió a US$ 6,27 millones.

Capex es operadora de la Concesión de explotación del área desde el 1° de agosto de 2018. El plazo de vigencia de la concesión del área vence en el año 2026 con opción a extenderla por 20 años adicionales si se cumple con inversiones adicionales estipuladas.

Capex y Petrominera se comprometieron a invertir en el área hasta el año 2021 la suma de US$ 108,4 millones, en proporción a sus participaciones y Capex, a su sola cuenta y riesgo, debe realizar inversiones en exploración por la suma de US$ 10,6 millones en el mismo período. Adicionalmente, Capex y Petrominera deberán realizar hasta el año 2026 inversiones adicionales por US$ 70 millones para hacer uso de la opción de continuar la explotación del área hasta el período ulterior (año 2046).

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Las participaciones en la Unión Transitoria son las siguientes:

Socios	Participación
Capex S.A.	95,00%
Petrominera Chubut S.E.	5,00%

El área posee 560 pozos en total, de los cuales actualmente 317 se encuentran activos (213 productores y 104 inyectores). La producción promedio en el mes de abril de 2019 fue de 667 m[3] /día de petróleo y 15 Mm[3] /día de gas; a la fecha de toma de la operación la producción de petróleo ascendía a 539 m[3] /día, representando un incremento de 23,7%.

La estimación de reservas de hidrocarburos del área Pampa del Castillo-La Guitarra al 31 de diciembre de 2018 fue certificada por la auditora independiente, Licenciada Ana Maria Nardone, según los requerimientos establecidos en la Res. SEN 324/06.

a) Hasta el Final de la Concesión

		Reservas	Reservas
		Comprobadas
					Probable s		Recursos
Productos		Desarrollada s	No desarrollada	Total		Posibles

Gas	MMm3 ~~1~~	26	28	54	5	4	-
Petróleo	~~()~~ Mbbl	7.246	7.560	14.80	1.365	1.044	-
	Mm3	1.152	1.202	~~6~~ 2.354	217	166	-

(1) expresado en 9.300 Kcal por m3

b) Hasta el Final de la Vida Útil

		Reservas	Reservas
		Comprobadas
					Probable s		Recursos
Productos		Desarrollada s	No desarrollada	Total		Posibles

Gas	MMm3 ~~1~~	51	42	93	10	8	-
Petróleo	~~()~~ Mbbl	13.995	11.554	25.54	2.761	2.050	-
	Mm3	2.225	1.837	~~9~~ 4.062	439	326	-

(1) expresado en 9.300 Kcal por m3

Las reservas comprobadas de petróleo al 31 de diciembre de 2018 se incrementaron un 5% respecto del informe presentado al 31 de diciembre de 2017 por Enap-Sipetrol (anterior operador).

Consolidación de Reservas Comprobadas

Con la finalidad de observar el impacto de las adquisiciones de las áreas en el cuadro de reservas se efectuó un comparativo de las reservas comprobadas de la Sociedad, teniendo como horizonte el vencimiento de cada concesión y tomando como base las reservas auditadas al 31 de diciembre de 2018 y 2017. Los valores se muestran teniendo en cuenta los porcentajes de participación de Capex en cada una de las áreas y referidos a dichas fechas.

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			Comprobadas	Comprobadas
Areas	Productos
			Total 31.12.18	Total 31.12.17


Agua del Cajón	Gas	MMm3 (1)	5.334	5.999
	Petróleo	Mbbl	2.868	3.403
		Mm3	456	541
Loma Negra	Gas	MMm3 (1)	367	563
	Petróleo	Mbbl	717	701
		Mm3	114	111
La Yesera	Gas	MMm3 (1)	49	29
	Petróleo	Mbbl	283	308
		Mm3	45	49
Pampa del Castillo	Gas	MMm3 (1)	51	-
	Petróleo	Mbbl	14.066	-
		Mm3	2.236	-
Total Agua del Cajón / Loma Negra / La Yesera / Pampa del Castillo	Gas	MMm3 (1)	5.801	6.591
	Petróleo	Mbbl	17.934	4.412
		Mm3	2.851	701

(1) expresado en 9.300 Kcal por m3

Se observa una reducción del 12% en las reservas comprobadas de gas por las razones mencionadas anteriormente y un incremento del 307% en las reservas comprobadas de petróleo como consecuencia fundamentalmente de la adquisición del área Pampa del Castillo.

La información incluida en la presente Memoria respecto de las reservas de las distintas áreas cumple con los requerimientos de la Res. 541 de la CNV “Información sobre reservas petroleras y gasíferas”. La Sociedad sólo posee reservas en yacimientos de la República Argentina y sus sociedades subsidiarias vinculadas no poseen actividades hidrocarbur{feras.

Área de Exploración en Río Negro - Loma Kauffman

Habiendo vencido en el mes de mayo de 2017 el Tercer Período Exploratorio y luego de haber realizado inversiones en la misma sin haber logrado descubrir hidrocarburos comercialmente explotables, con fecha 13 de junio de 2018, la Provincia de Río Negro aprobó definitivamente la reversión del Área de Loma de Kauffman.

1.1.2 Perspectivas para el futuro

Durante el próximo ejercicio económico la Sociedad prevé:

en el área Agua del Cajón continuar con el plan de desarrollo “convencional” que contempla un plan de perforación de pozos de avanzada y de desarrollo de gas convencional y de “tight gas sand” y un plan de reparaciones y optimizaciones de pozos de gas y petróleo.

La Sociedad continuará focalizando los recursos al desarrollo de nuevas reservas convencionales y no convencionales. La reposición de reservas en el corto plazo se basará en la exploración y el desarrollo de reservas convencionales y proyectos de tight sand. En lo referente al desarrollo de recursos shale (roca madre) se continuará trabajando en su viabilidad técnico-económica previo a encarar la etapa de desarrollo.

en el área Loma Negra perforar 1 pozo de avanzada y 2 pozos productores de petróleo de desarrollo. Asimismo se prevé la reparación de pozos de petróleo y conversiones de pozos productores a inyectores. En cuanto a obras de

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superficie se prevé la ampliación de la Batería de Loma de Maria para aumentar la capacidad de producción de gas a 1 MM m[3] /d.

en el área La Yesera realizar la perforación de 1 pozo de desarrollo (Side-Track al pozo LY-1) e instalar una batería con la finalidad de continuar el programa de desarrollo de esta área. El Consorcio se focalizará en el desarrollo de reservas principalmente de petróleo en objetivos profundos.
en el área Pampa del Castillo la perforación de pozos de avanzada / exploración y pozos productores de primaria/secundaria de desarrollo, una campaña de reparaciones de pozos productores de petróleo y la adecuación de instalaciones de recuperación secundaria en baterías y plantas.

Como parte de la estrategia de crecimiento, la Sociedad continuará evaluando potenciales adquisiciones de activos hidrocarburíferos que permitirán incrementar los niveles de producción y reservas.

1.2 Energía Eléctrica

1.2.1 Situación actual

Capex accedió en el año 2014 a un programa de financiamiento para los mantenimientos mayores y extraordinarios de la CT ADC, otorgado por CAMMESA, por aproximadamente US$ 31 millones, el cual fue ampliado al año siguiente en aproximadamente US$ 20 millones. La Sociedad llevó a cabo los mantenimientos de acuerdo con lo programado, tanto aquéllos de turbinas de ciclo abierto como de su ciclo combinado, finalizando con los mismos en el mes de septiembre de 2017. Haber llevado a cabo dicho programa de mantenimiento le permitió mantener buenos niveles de disponibilidad y generación en el ejercicio y comprometer su disponibilidad en el largo plazo.

Dicho financiamiento fue compensado por la Sociedad con la “Remuneración de los mantenimientos no recurrentes” establecida por la Res SEN 529/14 y sus modificaciones y con el crédito por la “Remuneración Adicional Fideicomiso”. A partir de la Res SRRyME 1/2019 el repago o devolución de los mismos se realiza descontando de la liquidación mensual un monto equivalente al máximo entre U$S 1 MW/h generado y 700 US$/MW mes, hasta alcanzar la cancelación de la totalidad del financiamiento. El saldo de deuda por dicho financiamiento al 30 de abril de 2019 asciende a $ 66 millones.

La Sociedad continuó realizando los mantenimientos técnicos requeridos para cumplir con los compromisos de disponibilidad garantiza de potencia (DIGO).

Durante el ejercicio la CT ADC ha operado con gas del yacimiento, al que se le adicionó el gas direccionado por CAMMESA y gas adquirido a terceros (a partir del mes de noviembre/18). La generación bruta de energía eléctrica del presente ejercicio fue de 4.784 GWh, incrementando el nivel de generación en aproximadamente un 11% respecto del ejercicio anterior.

1.2.2 Perspectivas para el futuro

Como parte de su estrategia de diversificación y crecimiento la Sociedad se encuentra evaluando potenciales proyectos de generación de energía térmica en diferentes regiones del país.

1.3 Energía Renovable

1.3.1 Situación actual

En el segmento de generación de energía renovable, a través de la subsidiaria Hychico, el Parque Eólico Diadema ha operado con un alto nivel de eficiencia, entregando la energía generada al sistema interconectado nacional en la localidad de Diadema. Los factores de capacidad promedio con los que ha operado el PED en los últimos siete ejercicios económicos se ubican entre los más altos estándares de la industria.

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Item / Ejercicio	2012/2013	2013/2014	2014/2015	2015/2016	2016/2017	2017/2018	2018/2019
Energía en	27.492,5	28.849,2	28.083,7	25.506,6	22.969,1	29.060,5	27.939,65
FC	49,8%	52,3%	50,9%	46,1%	41,6%	57,5%	50.6%

FC = (energía real producida / energía producida si hubiera funcionado todo el tiempo a potencia nominal)

Cabe mencionar que el año calendario 2016 fue de muy baja velocidad media anual de viento.

En materia impositiva, en el mes de octubre de 2015, la Agencia Provincial de Promoción de Energías Renovables de la Provincia del Chubut resolvió otorgar a Hychico para su PED, la eximición del 100% en el pago del Impuesto sobre los Ingresos Brutos durante los primeros 5 años a partir de su otorgamiento y por el 50% a partir del sexto año y hasta el décimo inclusive. Bajo el mismo marco legal, otorgó “estabilidad fiscal” en el ámbito provincial por un plazo de 15 años, entendiendo por ésta la imposibilidad de afectar a la actividad con una carga tributaria total mayor, como consecuencia de aumentos en la misma.

Adicionalmente, la Sociedad presentó el proyecto Parque Eólico Diadema II (“PED II”) en el Programa RenovAr – Ronda 2 y resultó adjudicado el 19 de diciembre de 2017 mediante la Res 488/2017del Ministerio de Energía. El mismo es llevado a cabo a través de su subsidiaria E G WIND S.A. Con fecha 4 de junio de 2018 E G WIND suscribió con CAMMESA el contrato de construcción, puesta en marcha y abastecimiento de energía a partir de fuentes renovables por una potencia máxima de 27,6MW y un período de abastecimiento de 20 años a un precio de US$ 40,27 MWh, a contar desde la fecha de la habilitación comercial e incluye la obligación de E G WIND de construir el PED II.

El Parque Eólico Diadema II está ubicado en la Ciudad de Comodoro Rivadavia, Provincia del Chubut y está compuesto por 9 aerogeneradores ENERCON E-82 con una potencia nominal de 3,07 MW (megavatio) cada uno, totalizando una potencia instalada de 27,6 MW. Los equipos se encuentran montados y actualmente se están completando las obras electromecánicas y de control. Las pruebas de marcha industrial están previstas para el mes de julio de 2019, garantizando de este modo la fecha de entrada en fase comercial acordada con CAMMESA para el mes de septiembre de 2019. La inversión total se estima finalizará en aproximadamente US$ 34 millones (sin impuestos).

EG WIND ha obtenido, en el marco de la Ley 26.190 y 27.191 previstos en el programa RenovAr Ronda 2, Beneficios Impositivos Nacionales tales como: i) la compensación de los quebrantos del impuesto a las ganancias en 10 años, ii) devolución anticipada del impuesto al valor agregado, iii) amortización acelerada en el impuesto a las ganancias; y Beneficios Impositivos Provinciales de Chubut, en el marco del Régimen de Promoción de Fuentes de Energías Renovables, Ley XVII – N°95 y Decreto 1114/11, tales como: i) Eximición del Impuesto de sellos, ii) Eximición del pago del Impuesto a los ingresos brutos del 100% para los primeros 5 años y del 50% para los 5 años siguientes.

Asimismo, junto con la operación de la Planta de Producción de Hidrógeno y Oxígeno, Hychico continúa desarrollando experiencia en la producción y almacenamiento de hidrógeno, trabajando con socios estratégicos líderes a nivel mundial y en proyectos tales como:

Almacenamiento de Energía Renovable mediante Hidrógeno: Existen diversas tecnologías para el almacenamiento de energía. Según el instituto Fraunhofer de Alemania, para altos niveles de potencia, energía y tiempos de acumulación, las opciones que cubren un mayor espectro son las de hidrógeno y metano sintético. Los proyectos de Hychico involucran ambos tipos de tecnologías.

Dada la cercanía de la Planta de Hidrógeno con algunos reservorios “depletados” de petróleo y gas, en 2010 Hychico inició una serie de estudios geológicos y relevamientos de instalaciones con el fin de analizar la factibilidad del almacenamiento subterráneo de hidrógeno en uno de aquellos reservorios. El objetivo del proyecto piloto fue probar la capacidad, estanqueidad y comportamiento del reservorio para ganar experiencia en el almacenamiento de hidrógeno a gran escala. Una posible aplicación es la utilización de mezclas de hidrógeno con gas natural como combustible para alimentar un equipo de entre 10 y 30 MW y suministrar energía eléctrica al MEM en los momentos de demanda pico.

Para este proyecto piloto, Hychico presentó el Estudio de Impacto Ambiental correspondiente y realizó una audiencia pública coordinada por el Ministerio de Ambiente y Control de Desarrollo Sustentable de la Provincia del Chubut, logrando así su aprobación en mayo de 2014. De este modo, en 2015, se construyó un ducto de 2,3 km vinculando la Planta de Hidrógeno con el pozo F-160 donde se realiza el proyecto piloto. El desarrollo de las pruebas se llevó a cabo en distintas etapas que involucraron ciclos de inyección y producción de gas natural e hidrógeno a distintos niveles de presión y concentración.

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En relación con este proyecto, Hychico participó del programa de la Unión Europea HyUnder –www.hyunder.eu– destinado a evaluar el potencial, los actores y el mercado del almacenamiento subterráneo de hidrógeno a gran escala. Asimismo, forma parte de otros proyectos como H2Store y HyInteger, con empresas y centros de investigación de prestigio internacional en temas vinculados a microbiología, geociencias y materiales.

Hacia la producción de “Metano verde”: una posible aplicación del hidrógeno almacenado en forma subterránea es el aprovechamiento de la acción microbiana presente en los reservorios que podrían combinar el hidrógeno con el dióxido de carbono contenido o inyectado en la formación para finalmente obtener metano. Las ventajas de este proceso serían los grandes volúmenes involucrados a la vez de aprovechar la energía geotérmica natural. El metano, principal componente del gas natural, podría utilizarse directamente en aplicaciones como combustible para turbinas, GNC, calefacción etc., empleando la infraestructura actualmente disponible del gas natural.

A través de un acuerdo de colaboración científico-tecnológica, se seleccionó al reconocido Instituto de Investigaciones Geológicas y de Minería de Francia, BRGM –www.brgm.fr–, para brindar asesoramiento a Hychico en el plan bajo análisis.

Este proyecto incluye la caracterización biológica del sitio, la identificación y la optimización de parámetros. Su objetivo es modelar el comportamiento del reservorio para disponer un estudio de factibilidad de producción de “metano verde” para mediados de 2019.

Los resultados obtenidos hasta el presente en los proyectos de Almacenamiento Subterráneo de Hidrógeno y “Metano Verde” han sido seleccionados para exponerse en las últimas dos Conferencias Mundiales de Energía del Hidrógeno (World Hydrogen Energy Conference 2016 y 2018 –www.whec2018.com–) que se desarrollaron en España y Brasil, respectivamente.

Los ensayos preliminares en los laboratorios de BRGM demuestran que el tipo de microorganismos existentes en el reservorio y las condiciones físico-químicas del mismo permiten realizar en forma natural los procesos de metanogénesis, transformando mezclas de hidrógeno y dióxido de carbono en metano. Las pruebas en campo se iniciaron a comienzos de 2019 y los resultados definitivos estarán a mediados de 2019.

En un contexto nacional donde el incremento significativo de producción de gas (Vaca Muerta – No Convencional) genera una reducción de su precio a valores menores a 3 US$/MMBTU, la probabilidad de un mercado de metano “verde” se reduce drásticamente. Esto provoca que las acciones y desarrollos futuros vinculados a este tipo de proyectos queden suspendidos. La experiencia desarrollada por Hychico en este proyecto, podría abrirle en otros países la posibilidad de desarrollar proyectos en mercados con escacez de gas natural o con objetivos de sustentabilidad que los condicionen.

1.3.2 Perspectivas para el futuro

Hychico continuará operando su Parque Eólico Diadema y su Planta de Hidrógeno y Oxígeno y evaluando posibilidades de exportación de hidrógeno a mediano plazo y otras aplicaciones de hidrógeno como proyectos pilotos de movilidad a nivel local y regional. Respecto del nuevo Parque Eólico Diadema II, como se mencionó anteriormente, se prevé su entrada en Operación Comercial antes de septiembre de 2019, garantizando de este modo los plazos comprometidos ante CAMMESA.

Los objetivos a largo plazo en materia de energías renovables para Capex y sus subsidiarias están enfocados en abastecer futuros mercados regionales e internacionales de “hidrógeno verde” producido a partir de energías renovables, y el desarrollo de parques eólicos y fotovoltaicos para satisfacer la demanda eléctrica nacional con centrales generadoras de energías renovables libres de emisiones de gases de efecto invernadero.

Participación en futuras Rondas del Programa RenovAr y Mercado a Término (MATER)

Es ánimo del Gobierno, a través del Ministerio de Energía y Minería, realizar diversas convocatorias dentro del Programa RenovAr, con el objetivo de alcanzar las ofertas de fuentes de energía renovables necesarias para cubrir los objetivos de la Ley N° 27.191. Se ha establecido un Mercado a Término de energía eléctrica a partir de fuentes renovables (MATER) que permite la compra/venta entre privados. Esta última modalidad irá madurando en función del contexto económico del país y las señales de la tarifa eléctrica en el mediano y largo plazo. Es intención de Capex y su subsidiaria Hychico, ser activos participantes en el mercado de generación de energías renovables, para lo cual se encuentran realizando evaluaciones y estudios de factibilidad para desarrollar proyectos, tanto destinados al abastecimiento directo con privados, como dentro de los futuros programas públicos. Para ello, se está desarrollando una cartera de proyectos eólicos y solares que abarcan distintas regiones del país.

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2. Reseña histórica

Capex fue creada en el año 1988 con el objeto de llevar a cabo tareas de exploración de petróleo y gas en la Argentina. Esta actividad fue desarrollada mediante la adquisición / exploración de varias áreas (ADC, Senillosa, Villa Regina, Lago Pellegrini, Cerro Chato, Loma Kauffman y recientemente Loma Negra, La Yesera y Pampa del Castillo). Posteriormente Capex expandió sus operaciones hacia el negocio de Generación Eléctrica para convertirse en una compañía energética integrada. Como consecuencia, durante los años 1993 a 2000 Capex desarrolló una Central Térmica de Ciclo Combinado de 672MW y una Planta de GLP sobre el yacimiento ADC que le permitió integrar verticalmente sus operaciones. Adicionalmente, a través de su subsidiaria Hychico, Capex comenzó a participar del negocio de energías renovables incluyendo la generación de energía eólica y la producción de Hidrógeno y Oxígeno.

2.1 Hidrocarburos

Capex fue creada en el año 1988 con el objeto de llevar a cabo tareas de exploración de petróleo y gas en la Argentina. Como primer paso, en 1989 adquirió de Compañías Asociadas Petroleras Sociedad Anónima el 20% de participación en el consorcio adjudicatario del área Rawson Marina, licitada en el año 1985 en la primera ronda del “Plan Houston”. Además, participó con el 5% en un consorcio que adquirió los derechos de exploración del área Tostado en la tercera ronda del “Plan Houston”. Ambas áreas fueron abandonadas en 1990 y 1991, respectivamente, luego de que el trabajo exploratorio indicara la inexistencia de depósitos de petróleo o gas que pudieran explotarse comercialmente.

Area Agua del Cajón

En enero de 1991 la Sociedad adquirió el 100% de los derechos sobre el área Agua del Cajón que la SEN ofreció en concesión, habiendo pagado US$ 26 millones. La concesión fue otorgada a la Sociedad por 25 años con posibilidad de prorrogarla por 10 años más.

El área Agua del Cajón está ubicada en la cuenca neuquina, en la región sudeste de la Provincia del Neuquén. Como resultado de un intenso trabajo exploratorio se identificó que la mayoría de las reservas estaban localizadas en dos yacimientos del área (El Salitral y Agua del Cajón), donde finalmente se intensificaron las tareas de explotación.

Es importante destacar el incremento de la producción que ha logrado la Sociedad desde el momento en que tomó la operación del área Agua del Cajón. Al momento de la toma del área, la producción de gas era de 87 mil m[3] /día y la producción de petróleo era de 35 m[3] /día. Desde la toma de posesión del área hasta la fecha, las producciones alcanzaron picos de 3 millones de m[3] /día de gas y 200 m[3] /día de petróleo. Este incremento fue producto, principalmente, de la puesta en producción de nuevas formaciones, la optimización de los sistemas de extracción, la mayor eficiencia en la operación de los yacimientos, la captación del petróleo asociado a la producción de gas y al procesamiento del gas a través de la planta de separación de gases. Asimismo y como resultado de los esfuerzos exploratorios y de desarrollo del área, se identificaron e incorporaron importantes reservas de gas natural y petróleo. Las producciones acumuladas de gas y petróleo alcanzaron 20,1 mil millones de m[3 ] y 2,9 millones m[3] , respectivamente, al 30 de abril de 2019.

La Provincia del Neuquén emitió el Decreto 822/08 a través del cual autorizó a la Secretaría de Estado de Recursos Naturales, en su carácter de Autoridad de Aplicación, en el marco de la Ley 17.319, Ley 26.197 y legislación nacional y provincial vigentes en la materia, a renegociar la extensión de la concesión. Posteriormente, se dictó la Ley Provincial 2615 que aprobó los parámetros y condiciones básicos para la renegociación de áreas provinciales. Como consecuencia de este proceso, en abril de 2009 la Provincia del Neuquén le otorgó a la Sociedad la extensión del plazo original de la concesión sobre el área Agua del Cajón por el término de diez años, es decir, hasta el 11 de enero de 2026. Con fecha 8 de mayo de 2009 la Provincia del Neuquén emitió el Decreto 773/09, el cual aprobó definitivamente el acuerdo mencionado.

La extensión del plazo original de la concesión del área Agua del Cajón por el término de diez años implicó para la Sociedad los siguientes compromisos:

Canon: El pago a la Provincia del Neuquén de un canon de millones de US$ 17.
Plan de trabajo de inversiones y erogaciones: Por un monto total estimado de millones de US$ 144 hasta el final de la concesión. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros la Sociedad cumplió con la totalidad de los montos de inversión comprometidos.

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Canon extraordinario de producción: Desde junio de 2009, la Sociedad ha liquidado las regalías a la Provincia del Neuquén a la tasa del 15%, adicionando la tasa del 3% por este concepto.
Renta extraordinaria: Implica abonar un porcentaje adicional del canon extraordinario que oscila entre el 1% y el 3%, dependiendo del comportamiento del precio del petróleo crudo y del gas natural con relación a una escala de precios de referencia.

En abril de 2017, mediante el Decreto Nº 556/17, el Poder Ejecutivo de la Provincia del Neuquén otorgó a la Sociedad una concesión de explotación no convencional de hidrocarburos por un plazo de 35 años sobre la totalidad del Área Agua del Cajón. Dicha concesión finalizará en el año 2052 y, como condición para su otorgamiento, la Sociedad se comprometió a llevar adelante un programa de inversiones por US$ 126,0 millones, a realizarse durante un período de cinco años contados desde el 1º de enero de 2017. Al 30 de abril de 2019 la inversión total realizada fue de US$ 129,3 millones, superando la inversión comprometida dos años antes de lo estipulado.

Asimismo, como parte de los términos y condiciones para el otorgamiento de la concesión de explotación no convencional, la Sociedad pagó a la Provincia del Neuquén los siguientes montos: (i) US$ 4,97 millones en concepto de bono de explotación convencional bajo el artículo 58 bis, segundo párrafo, de la Ley 17.319; (ii) US$ 3,1 millones en concepto de aportes por responsabilidad social empresaria; y (iii) US$ 0,882 millones en concepto de impuesto a los sellos por la firma del acta acuerdo de inversión suscripta con la Provincia. En virtud del pago del bono mencionado en (i), la Sociedad también mantiene el derecho de explotar convencionalmente el área hasta el fin de la concesión no convencional.

En virtud del acuerdo firmado con la Provincia del Neuquén, la Sociedad abona las siguientes regalías: (a) sobre la producción de todos los pozos completados y terminados, excepto aquéllos con producción derivada de reservorios no convencionales de los denominados “shale gas” o “shale oil” o “roca madre”, se pagan los porcentajes acordados bajo el Acta Acuerdo del 13 de abril de 2009 hasta el 11 de enero de 2026, fecha a partir de la cual se abonará la regalía máxima del 18% establecida en el artículo 59 de la Ley 17.319; y (b) sobre la producción de pozos completados y terminados a partir del otorgamiento de la concesión no convencional que tengan producción proveniente de reservorios no convencionales denominados “shale gas” o “shale oil” o “roca madre”, se pagan regalías del 12%.

		ADC
Producción petróleo en bbl Producción petróleo en m3 Produccióngas(Miles de m3)	30/04/2019	30/04/2018	30/04/2017	30/04/2016	30/04/2015
	274.775 43.686 527.704	337.305 53.627 540.848	298.093 47.393 566.840	262.556 41.743 558.002	224.062 35.623 553.307

Área Senillosa

En octubre de 1991 la Sociedad adquirió el 100% de los derechos de exploración del área Senillosa, habiendo pagado miles de US$ 315,2. En octubre de 2005 el área Senillosa fue retornada a la Provincia del Neuquén.

Áreas de exploración en la provincia de Río Negro

Durante los años 2007 y 2008, Capex adquirió de permisos de exploración de 4 áreas que fueran licitadas directamente por la Provincia de Río Negro (Villa Regina, Lago Pellegrini, Cerro Chato y Loma de Kauffman). Durante los años 2012 a 2017 se realizaron estudios exploratorios y se perforaron pozos que en su mayoría resultaron estériles, otros resultaron productores de gas con baja productividad. La Sociedad cumplió con los compromisos de inversión y llevó a cabo los procesos de reversión de las áreas, los cuales fueron aprobados por la Provincia de Río Negro.

Áreas Loma Negra y La Yesera

El 31 de octubre de 2017 Capex adquirió a Chevron Argentina S.A. la participación del 37,5% de la concesión hidrocarburífera del área Loma Negra y el 18,75% del área La Yesera, ubicadas en la Provincia de Río Negro. El precio acordado fue de US$ 25,2 millones que, neto de ajustes establecidos en el acuerdo de compraventa, ascendió a un precio

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de compra total (incluidos los impuestos) de US$ 24,7 millones. A la fecha de los presentes estados financieros la Sociedad ha abonado la totalidad del precio acordado. Capex ha sido designado operador de ambas áreas.

Los socios que conforman los consorcios son: Capex, YPF, Metroholding, IFC y San Jorge (Ver punto 1.1.1.)

	Loma Negra	(100% de Producción)	(100% de Producción)
Producción petróleo en bbl Producción petróleo en m3 Produccióngas(Miles de m3)	30/04/2019	30/04/2018	30/04/2017	30/04/2016	30/04/2015
	268.616 42.707 133.114	72.768 11.569 40.010	- - -	- - -	- - -

	La Yesesa(100% de Producción)
Producción petróleo en bbl Producción petróleo en m3 Produccióngas(Miles de m3)	30/04/2019	30/04/2018	30/04/2017	30/04/2016	30/04/2015
	221.070 35.147 21.148	111.653 17.751 8.003	- - -	- - -	- - -

(1) Corresponde a la producción del período noviembre 2017 a abril 2018.

Área Pampa del Castillo – La Guitarra

El área Pampa del Castillo-La Guitarra se encuentra ubicada en la zona norte de la Cuenca del Golfo San Jorge, en la Provincia del Chubut y posee una superficie de aproximadamente 121 km2.

Las participaciones en la Unión Transitoria son las siguientes:

Socios	Participación
CapexS.A.	95,00%
Petrominera Chubut S.E.	5,00%

Pampa de Castillo(100% de Producción)	Pampa de Castillo(100% de Producción)	Pampa de Castillo(100% de Producción)	Pampa de Castillo(100% de Producción)
Producción petróleo en bbl Producción petróleo en m3	30/04/2019	30/04/2018	30/04/2017	30/04/2016	30/04/2015
	1.042.083 165.678		- -	- -	- -

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Producción gas (Miles de m3) - - -

(1) Corresponde a producción del período agosto 2018 a abril 2019.

2.2 Energía Eléctrica

La estrategia del área Agua del Cajón ha sido la integración vertical, capitalizando todo el valor agregado desde la extracción del gas y sus líquidos asociados hasta su transformación y comercialización como energía eléctrica. Dicha integración vertical, sumada a la tecnología instalada y a su eficiencia de operación, le han permitido alcanzar ventajas competitivas en el mercado energético, y han mitigado en parte las dificultades por las que ha atravesado dicho mercado.

A partir de la incorporación de nuevas reservas gasíferas en el área Agua del Cajón, la Sociedad comenzó a considerar usos industriales alternativos para su gas. La escasa capacidad de generación de energía eléctrica en la Argentina y la incipiente desregulación del sector eléctrico en los primeros años de la década del 90 ofrecían una buena oportunidad para agregarle valor a su gas y crear un mercado adicional.

Una vez completados los estudios de factibilidad y el análisis de proyectos alternativos (principalmente la construcción de gasoductos adicionales e instalaciones para el tratamiento) que le permitieran explotar y vender sus reservas de gas natural, la Sociedad decidió construir una central de generación de energía eléctrica alimentada a gas.

El desarrollo de la CT ADC a su actual capacidad de generación se concretó en cuatro fases: la fase I, con la incorporación de dos turbogeneradores con una capacidad total nominal de 93 MW, inaugurada en diciembre de 1993; la fase II, en octubre 1994, agregó 3 turbogeneradores con una capacidad total nominal de 144 MW; en tanto que en agosto de 1995, la fase III entró en funcionamiento con una turbina adicional de 134 MW, completando el desarrollo de la CT ADC en ciclo abierto con una capacidad total nominal de 371 MW.

Para aprovechar los gases calientes de escape, la Sociedad implementó la conversión de la CT ADC a ciclo combinado (fase IV). Su puesta en marcha definitiva se produjo en enero de 2000. El ciclo combinado recupera los gases de escape de las turbinas de gas a través de calderas de recuperación. Dichas calderas cuentan con fuego suplementario, lo que incrementa la cantidad de vapor producido y, por ello, permite obtener una generación de energía adicional respecto de la obtenida sólo por los gases de escape. La operación en ciclo combinado incrementa significativamente la eficiencia, mientras que la operación con fuego suplementario permite tener flexibilidad para aumentar la generación de energía. Con la concreción de las cuatro fases de desarrollo de la planta, la capacidad nominal total de generación alcanzó 672 MW.

A efectos de vincular la CT ADC con el Sistema Interconectado Nacional (SIN), se construyeron tres líneas de alta tensión en 132kV con un total de 111 km, siendo los puntos de interconexión, Arroyito y Chocón Oeste. Debido a las necesidades operativas del ciclo combinado, se construyó una línea adicional de alta tensión en 500kV, cuyo punto de conexión se encuentra en Chocón Oeste. De esta manera se logra una alta confiabilidad y flexibilidad en el despacho.

	Ej 18-19	Ej 17-18	Ej 16-17	Ej 15-16	Ej 14-15
Pot. Gnerada MWh	4.784.000	4.325.000	4.344.000	3.683.000	3.636.000
Pot. NomCT MWh	5.886.720	5.886.720	5.886.720	5.886.720	5.886.720

Factor de Carga	81,3%	73,5%	73,8%	62,6%	61,8%

2.3 GLP

La planta de turboexpander comenzó su operación en 1998. La Sociedad procesa el gas producido rico en componentes licuables en una Planta de GLP, propiedad de Servicios Buproneu S.A., subsidiaria de Capex. Del procesamiento del gas rico se obtiene propano, butano y gasolina estabilizada. El propano y el butano son vendidos por la Sociedad en forma separada y la gasolina estabilizada es comercializada junto con su petróleo crudo, mientras que el gas remanente es utilizado como combustible para la generación de energía. Los niveles de eficiencia de esta planta continúan siendo muy altos y superan el 99%.

2.4 Energías Renovables

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Con su visión estratégica de desarrollo sustentable y preservación del medio ambiente, la Sociedad inició la actividad en materia de energías renovables a través de su subsidiaria Hychico S.A. y posteriormente a través de su subsidiaria E G WIND S.A.

A partir del inicio de actividades de Hychico, año 2006, se trabajó en dos nuevos proyectos relacionados con la instalación de un parque eólico que suministrara energía eólica al sistema interconectado nacional (PED) y con el diseño y puesta en operación de una planta de producción de hidrógeno a partir de la electrólisis del agua, ambos localizados en la patagonia argentina. Posteriormente, en el año 2017 se comenzó con el desarrollo de un segundo parque eólico (PED II).

Parques Eólicos

Parque Eólico Diadema I

La patagonia argentina, debido a la abundancia del recurso eólico en particular, y de otros recursos, como la amplia superficie disponible con baja densidad demográfica, mano de obra calificada e infraestructura vial, califica ampliamente para la instalación de parques de generación eólica que permitirán, en el mediano plazo, el inicio de proyectos de gran envergadura que involucren la generación de energías libres de emisiones de gases de efecto invernadero.

Basados en la visión de largo plazo y en la importancia de adquirir experiencia operativa en el desarrollo y operación de parques eólicos, Hychico definió la ejecución de un proyecto en la Patagonia. Así, se construyó un parque eólico conformado por 7 aerogeneradores con una capacidad de generación de 6,3 MW y su correspondiente interconexión con el sistema interconectado nacional. El Parque Eólico Diadema (PED) inició la operación comercial en el mes de diciembre de 2011. En marzo de 2012, Hychico firmó con CAMMESA, en el marco de la Resolución SE N° 108/11, un Contrato de Abastecimiento al MEM a partir de Fuentes Renovables para la comercialización de la energía generada por el PED, a un precio de U$S/MWh 115,9.

El plazo de vigencia del contrato es de 15 años contados a partir del primer día del mes siguiente al de la fecha de la firma del mismo y será prorrogable por la SE por hasta un máximo de 18 meses, salvo que la sociedad entregue la energía contratada en un plazo menor.

En su análisis económico y financiero, Hychico ha considerado el retorno del parque eólico y la obtención de los certificados por reducción de gases de efecto invernadero (CERs) en el marco del mecanismo para un desarrollo limpio (MDL). En ese sentido, Hychico ha confeccionado y presentado ante la OAMDL (Oficina Argentina del Mecanismo para un Desarrollo Limpio) el PDD ( Project Design Document ) y ha obtenido la aprobación por parte de ese organismo con efecto retroactivo al mes de julio de 2012. El próximo paso es la verificación de la reducción de emisiones y posterior emisión de los certificados correspondientes, los cuales podrían ser comercializados por Hychico. Dado el actual mercado de comercialización de bonos de carbono y las recientes negociaciones internacionales en esta materia, esperamos los compromisos que podrían asumirse en las próximas COPs (Conferencias de las partes) para poder comercializar los certificados que se acumulen hasta dicho momento.

Parque Eólico Diadema II

Planta de Hidrógeno y Oxígeno

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La planta de hidrógeno y oxígeno posee dos electrolizadores de 325 KW cada uno, con una capacidad de producción de hidrógeno de 60 Nm[3] /h (normal metro cúbico por hora) y de oxígeno de 30 Nm[3] /h, un compresor de oxígeno, un equipo motogenerador de energía eléctrica de 1,4 MW, los sistemas de almacenamiento de hidrógeno y oxígeno y los sistemas auxiliares. La planta se encuentra operando desde mayo de 2010. El hidrógeno se emplea como combustible para la generación de energía eléctrica, mediante la mezcla del hidrógeno con gas; el oxígeno se destina al mercado de gases industriales de la región.

Es importante destacar que la pureza del hidrógeno producido lo hace especialmente apto para su uso en celdas de combustible. Cabe señalar que las proporciones alcanzadas de hasta un 42% de hidrógeno en mezcla, se encuentran por encima de los rangos internacionales usuales para estos motores de alta potencia, logrando buenos desempeños en cuanto a rendimientos y reducción de emisiones de gases de efecto invernadero.

El oxígeno producido, también de alta pureza (99,998%), es comercializado a alta presión en el mercado de gases industriales.

La planta ocupa una superficie aproximada de 11.000 m2, sectorizada en áreas de control, procesos y sistemas auxiliares.

3. Contexto macroeconómico

Desde la asunción de la nueva administración de gobierno en diciembre de 2015, el plan económico del gobierno ha consistido, en términos generales, en la estabilización de la situación macro-fiscal y la adecuación de regulaciones de la actividad económica con el objetivo de generar las condiciones propicias para un crecimiento sustentable liderado por la inversión privada.

Debido a la crisis externa y posterior desenlace en el frente interno con crisis cambiaria y fiscal, el año 2018 experimentó un pronunciado aumento de la inflación y una marcada retracción del consumo. Como consecuencia el año 2018 concluyó con una caída del PBI del 2.5%.

El Índice de Costo de Vida Nacional publicado por el INDEC mostró una variación en el año 2018 del 47,6%. Las mayores variaciones se registraron en los rubros de transporte (+66,8%), comunicaciones (+55,3%) y bienes y servicios básicos (+53,2%). Los rubros afectados en menor medida fueron bebidas alcohólicas y tabaco (+28,3%), educación (+32,1%) y prendas de vestir y calzado (+33,1%). Asimismo, los salarios medidos por el registro de Remuneración Imponible Promedio de los Trabajadores Estables (RIPTE), tuvieron un incremento interanual del 29% a noviembre de 2018 respecto del mismo mes del 2017.

El resultado fiscal en el año 2018 del Sector Público No Financiero acumuló un déficit primario y total (luego del pago de intereses de la deuda) en relación con el PBI del orden de 2,5% y 5,3%, respectivamente. La variación anual del total de los recursos tributarios, medidos en $ según cifras publicadas por la AFIP, cerró en 2018 con un incremento de 30,7% respecto de 2017. Asimismo, los gastos primarios registrados en el 2018 por el Tesoro Nacional mostraron una variación interanual del 22,4%.

La cotización del US$ mayorista BCRA Res. A3500 cerró al 31 de diciembre de 2018 en $ 37,81/US$, acumulando un aumento del 101,4% respecto del cierre de 2017 y una variación promedio interanual de 69,6%. Las reservas internacionales del BCRA totalizaron al cierre del año US$ 65,8 mil millones, siendo el incremento respecto del nivel alcanzado el año anterior de US$ 10,7 mil millones. Por su parte, la base monetaria alcanzó el valor de $1.409 mil millones, reflejando un incremento al cierre de 2018 del 40,7% respecto al del año anterior. Asimismo, el stock de deuda del BCRA por letras emitidas totalizó al cierre de 2018 el equivalente expresado en dólares de US$ 19,4 mil millones, mostrando una contracción interanual del 69%.

El año 2019 mostró un arranque positivo. El estimador mensual de la actividad económica (EMAE), que había caído 1,9% en noviembre de 2018 mostró subas en diciembre 2018 (0,3%) y enero 2019 (0,7%) manteniéndose estable en febrero 2019 (0,0%) para luego volver a contraerse en marzo 2019 (1,4%) por el salto del tipo de cambio. De este modo el primer trimestre del 2019 cayó 0,2% trimestral y 5,8% interanual. Con relación al índice de inflación, éste ha comenzado a mostrar signos de baja. Durante el mes de marzo 2019 alcanzó un pico de 4,7% para luego mostrar bajas en abril 2019 (3,4%) y mayo 2019 (3,1%).

4. Mercado energético argentino

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Matriz energética argentina

El gas natural y el petróleo constituyen los recursos energéticos de mayor participación en la matriz energética nacional.

El siguiente gráfico muestra las participaciones al 31 de diciembre de 2017, ya que no hay datos oficiales disponibles al 31 de diciembre de 2018:

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----- Start of picture text -----

Matriz Energética Argentina 2017
Alcoholes y aceites
Vegetales Renovables
4,0% 0,2%
Energía Hidráulica
Otros Primarios
4,3%
Carbón Mineral 2,7%
1,3% Energía Nuclear
2,2%
Petróleo
31,2%
Gas Natural
54,0%
----- End of picture text -----

Fuente: Secretaría de Gobierno de Energía (SGE)

El 2,4 % de la matriz energética del país corresponde a la generación de energía renovable (incluyendo la generación hidroeléctrica menor o igual a 50 MW). Los siguientes cuadros muestran su evolución en los últimos 7 años, y la composición de la misma en el año 2018:

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Evolución de Generación Energías Renovables

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----- Start of picture text -----

4000
3500
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
Biogás 36 108 103 84 58 64 145
Solar 8 15 16 15 14 16 108
Hidro ≤ 50 MW 1566 1376 1543 1713 1820 1696 1432
Eólica 348 447 613 593 547 616 1413
Biomasa 127 134 114 155 193 243 252
Biodiesel 170 2 0 0 1 0 0
GWh
----- End of picture text -----

==> picture [384 x 23] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Fuente: SGE
----- End of picture text -----

==> picture [421 x 271] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Generación Renovable año 2018
Biogás
Solar 4% Biomasa
8%
3%
Hidro ≤ 50 MW
43%
Eólica
42%
Biomasa Eólica Hidro ≤ 50 MW Solar Biogás
----- End of picture text -----

Fuente: SGE

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4.1 Mercado eléctrico

Durante el año 2018 se registró un aumento del 0,77% en la energía generada en el país, alcanzando un volumen de energía eléctrica generada de 137.481 GWh respecto de 136.436 GWh generados en el año 2017.

La generación térmica continuó siendo el principal recurso para abastecer la demanda, aportando un volumen de energía de 87.725 GWh (63,8%), seguido por la generación hidroeléctrica que aportó 39.953 GWh (29,1%), la nuclear con 6.453 GWh (4,7%) y la generación fotovoltaica y eólica con 3.350 GWh (2,4%).

La generación térmica en el año 2018 fue un 1% menor a la registrada en el año 2017, mientras que la hidroeléctrica y la nuclear registraron un aumento del 1% y 13%, respectivamente. Asimismo, se registraron importaciones por 344 GWh (53% inferiores al 2017).

El siguiente cuadro muestra la evolución de la generación eléctrica por tipo de generación:

==> picture [467 x 181] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Generación eléctrica por tipo de generación
160.000
140.000
120.000
100.000
80.000
60.000
40.000
20.000
-
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
Térmica Hidroeléctrica Nuclear Eólica + Solar Importación
GWh
----- End of picture text -----

Fuente: CAMMESA

Durante el año 2018, el parque de generación registró un aumento de su capacidad instalada respecto del año anterior, alcanzando un total de 38.515 MW.

El siguiente cuadro muestra la potencia instalada en Argentina a diciembre del 2018:

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----- Start of picture text -----

Potencia instalada
2018 - en MW
11.288 ; Térmico
29%
Nuclear
24.531 ; Renovable
64%
941 ; 2% Hidroeléctrica
1.755 ; 5%
----- End of picture text -----

Fuente: CAMMESA

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Respecto del abastecimiento de combustibles para el sector eléctrico, hasta principios de noviembre de 2018 se mantuvo lo estipulado en la Resolución SE N°95/2013 y sus modificatorias, la cual establecía la centralización del aprovisionamiento y despacho de los combustibles en cabeza de CAMMESA. Mediante la Res SEN 70/2018 de fecha 6 de noviembre de 2018 se faculta a los Agentes Generadores, Cogeneradores y Autogeneradores del MEM a procurarse el abastecimiento de combustible propio para la generación de energía eléctrica. Los costos de generación con combustible propio se valorizarán de acuerdo con el mecanismo de reconocimiento de los Costos Variables de Producción reconocidos por CAMMESA. El Organismo Encargado del Despacho (OED) continuará con la gestión comercial y el despacho de combustibles para aquellos Agentes Generadores que no hagan o no puedan hacer uso de la facultad prevista en la presente Resolución.

Durante el año 2018 el consumo de gas natural para generación de energía eléctrica fue superior respecto del año anterior en 5,1%, debido a una mayor oferta (principalmente en los meses de invierno) y a una menor demanda residencial, lo que permitió una mayor disponibilidad del producto. El consumo de fuel oil y gas oil fueron inferiores al año 2017 en 127,8% y 62,5%, respectivamente. Adicionalmente, el consumo de carbón mineral se incrementó 2,5% respecto del año anterior.

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----- Start of picture text -----

Participación por combustible en equivalente gas
diario (Mm3/d) Año 2018
----- End of picture text -----

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----- Start of picture text -----

Carbón M / BioDiesel; 1,2; Fuel Oil; 1,8; 3%
2%
Gasoil; 2,4; 5%
Gas Natural;
49,4; 90%
----- End of picture text -----

==> picture [348 x 22] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Fuente: CAMMESA
----- End of picture text -----

Marco Regulatorio – Principales tópicos

Esquema de remuneración vigente para el Mercado de Generación Eléctrica

Res 1/2019 de la Secretaría de Recursos Renovables y Mercado Eléctrico (SRRyME)

El día 1 de marzo de 2019 la Secretaría de Recursos Renovables y Mercado Eléctrico publicó la Resolución 1/2019, la cual derogó la Resolución 19/2017 de la ex Secretaría de Energía Eléctrica a partir del 1 de marzo de 2019, y en sentido similar a la norma derogada, la norma publicada dispone:

Establecer como Generadores Habilitados (GH), a todos los Agentes Generadores, Cogeneradores y Autogeneradores del MEM, exceptuando la Generación de las Centrales Hidroeléctricas Binacionales y la Generación Nuclear, exceptuando también a los agentes Generadores, Cogeneradores y Autogeneradores del MEM con unidades generadoras con potencia comprometida en el marco de Contratos Centralizados destinados al Abastecimiento de la demanda del MEM (Contratos de Abastecimiento MEM), cuya energía eléctrica producida sea destinada al cumplimiento de los citados contratos.

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Establecer un esquema de disponibilidad garantizada de potencia, de acuerdo con la metodología definida en el Anexo I “ Disponibilidad Garantizada de Potencia ”.
Establecer un esquema de remuneración de la Generación Habilitada Térmica (GHT) de acuerdo con la metodología y remuneración definidas en el Anexo II “ Remuneración de la Generación Habilitada Térmica ”.
Establecer un esquema de remuneración de la Generación Habilitada Hidráulica (GHH) y a partir de otras fuentes de energía (GHR) de acuerdo con la metodología y remuneración definidas en el Anexo III “ Remuneración de la Generación Habilitada Hidroeléctrica y a Partir de Otras Fuentes de Energía ”.
Establecer una metodología de remuneración de las Centrales Hidráulicas Binacionales Yacyretá y Salto Grande, según lo establecido en el Anexo IV “ Remuneración de Centrales Hidráulicas Binacionales ”.

A continuación se detallan las modificaciones incluidas en los Anexos I y II aplicables a la CT ADC:

Disponibilidad Garantizada de Potencia (DIGO)

Es la disponibilidad de potencia puesta a disposición que un Generador Habilitado Térmico (GHT) compromete por cada unidad de generación y para cada Periodo de Remuneración de DIGO. La disponibilidad contempla condiciones de temperatura típicas de sitio y con su combustible base de despacho. En ningún caso podrá comprometerse en DIGO, por la potencia y energía comprometidas en cualquier otro tipo de contrato suscripto en el MEM.

Los períodos de requerimiento de DIGO son:

a) Periodo Verano: Diciembre – Enero – Febrero
b) Periodo Invierno: Junio – Julio – Agosto
c) Periodo Resto:
Marzo – Abril – Mayo
Septiembre – Octubre – Noviembre

CAMMESA informará las fechas de declaración, las cuales deberán ser al menos 30 días previos del inicio de cada trimestre.

Los valores fijados para tecnologías de características similares a la CT ADC (>150MW) son los siguientes:

i) Remuneración por potencia disponible mensual, la cual se afectará según sea el factor de uso del equipamiento de generación
a) Precio mínimo asociado a la Disponibilidad Real de Potencia (DRP)

Tecnología / Escala	U$S/MW-mes
CCgrande P > 150 MW	3.050

Esta remuneración será el valor base por disponibilidad de potencia a aplicar para aquellos generadores que no declaren DIGO.

b) Precio Base por la Disponibilidad Garantizada Ofrecida (DIGO)

Período	U$S/MW – mes
Dic – Ene – Feb – Jun – Jul - Ago	7.000
Mar – Abr – May – Sep – Oct - Nov	5.500

ii) Remuneración por energía generada y operada

a) Energía Generada: los precios variables no combustibles, por tipo de combustible consumido por la unidad generadora, es el siguiente:

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Tecnología/Escala	Gas Natural U$S/MWh
CC –grande P > 150 MW	4,0

Para aquellas unidades generadoras que hayan declarado la opción de gestión propia de combustibles para su generación que al ser requerida no posea el combustible con el cual fue convocada para el despacho, perderá su orden en el despacho hasta que, en caso de ser necesario, el Organismo Encargado de Despacho (“OED”) le asigne combustible para su operación. En este último caso sólo se remunerará por la Energía Generada el 50% de los costos variables no combustibles correspondientes.

b) Energía Operada: los generadores recibirán una remuneración mensual por este concepto representada por la integración de las potencias horarias en el período, valorizada a 1,4 U$S/MWh para cualquier tipo de combustible.

Para aquellas unidades generadoras que hayan declarado la opción de gestión propia de combustibles para su generación que al ser requerida no posea el combustible con el cual fue convocada para el despacho, perderá su orden en el despacho hasta que, en caso de ser necesario, el OED le asigne combustible para su operación. En este último caso sólo se reconocerá como Energía Operada hasta la Energía Generada por la unidad de generación y se aplicará el 50% del precio de valorización de la Energía Operada.

Remuneración de otras Tecnologías de Generación

La resolución también abarca remuneraciones para otras tecnologías de generación no aplicables a la Sociedad.

La remuneración por energía del generador se define en su nodo.

Los generadores que opten por realizar la gestión propia de combustibles deberán realizar una declaración del compromiso asumido para la referida gestión. Tal declaración se realizará con el procedimiento vigente para las declaraciones quincenales de CVP (Costo Variable de Producción).

Asimismo, establece que para la recuperación de los montos asociados a los financiamientos otorgados oportunamente para la ejecución de mantenimientos no recurrentes, mayores y/o extraordinarios, CAMMESA deberá descontar de la liquidación de los créditos que le correspondan al generador un monto equivalente al máximo entre 1 U$S/MWh generado y 700 U$S/MW-mes.

Con relación a los conceptos que los respectivos Anexos determinan en Dólares Estadounidenses, la Resolución dispone que el OED convertirá los valores nominados en Dólares Estadounidenses a Pesos Argentinos, utilizando la tasa de cambio publicada por el Banco Central de la República Argentina “Tipo de Cambio de Referencia Comunicación ‘A’ 3500 (Mayorista)”, del día anterior a la fecha de vencimiento de las transacciones económicas.

Por último, se faculta a la Subsecretaría de Mercado Eléctrico a dictar normas complementarias o aclaratorias que se requieran para la instrumentación de la presente resolución.

Los siguientes cuadros muestran la evolución del esquema de remuneración para la generación térmica desde la sanción de la Res SEN 95/2013. Cabe aclarar que los valores corresponden a centrales térmicas con tecnología similar a la CT ADC (>150MW). Adicionalmente, y a efectos comparativos las remuneraciones en pesos establecidas en las en las Res. SEN 95/13, 529/14, 482/15 y 22/16 se han calculado en US$ al tipo de cambio promedio anual.

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		Res. SEN Res. SEN Res. SEN Res. SEN
Concepto		95/13 (1) 529/14 (2) 482/15 (3) 22/16 (4)
		U$S /MWh
Remuneración Costos Fijos		5,5 4,7 5,1 5,6
Remuneración Costos Variables		3,4 3,2 3,4 3,1
Remuneración Adicional Directa		1,3 1,1 1,2 0,8
Remuneración Adicional Fideicomiso (*)		0,9 0,8 0,8 0,5
Remuneración Mantenimientos ~~R~~ ~~t~~ Total	No	- 2,5 2,5 2,6 11,1 12,3 13,0 12,6
(*) Este concepto se acumula en un	Fondo, que	aún las generadoras no han percibido.
(1) Vigente desde febrero 2013 a enero 2014,		en pesos convertidos a US$ al tipo de cambio promedio anual para su c
(2) Vigente desde febrero 2014 a enero 2015,		en pesos convertidos a US$ al tipo de cambio promedio anual para su c
(3) Vigente desde febrero 2015 a enero 2016,		en pesos convertidos a US$ al tipo de cambio promedio anual para su c
(4) Vigente desde febrero 2016 a enero 2017,		en pesos convertidos a US$ al tipo de cambio promedio anual para su c
	Evolución Remuneración Energía
		2013 al 2016
10,0 12,0 14,0
0,0 2,0 4,0 6,0 8,0 U$S / MWh		Mant. No Recurrentes Adicional Fondo Adicional dir. Costos Variables Costos Fijos
2013		2014 2015 2016
		Años

(1) Vigente desde febrero 2013 a enero 2014, en pesos convertidos a US$ al tipo de cambio promedio anual para su comparación.

(2) Vigente desde febrero 2014 a enero 2015, en pesos convertidos a US$ al tipo de cambio promedio anual para su comparación. (3) Vigente desde febrero 2015 a enero 2016, en pesos convertidos a US$ al tipo de cambio promedio anual para su comparación. (4) Vigente desde febrero 2016 a enero 2017, en pesos convertidos a US$ al tipo de cambio promedio anual para su comparación.

Fuente: CAMMESA en pesos, convertida a US$ al tipo de cambio promedio anual para su comparación

Los siguientes cuadros muestran la evolución del esquema de remuneración para la generación térmica desde la sanción de la Res SEN 19/2017, a partir de la cual se remunera la Disponibilidad de Potencia (DIGO) y la Generación de Energía, como conceptos separados. Cabe aclarar que los valores corresponden a centrales térmicas con tecnología similar a la CT ADC (>150MW).

Concepto		Res SEN 19/17 (1)	Res SRRyME1/19 (2)
Remuneración de Disponibilidad de Potencia
(DIGO)	U$S/MWmes	7.000	6.250
RemuneracióndeEnergía Generada	U$S/MWh	7,00	5,40

(1) Vigente desde febrero 2017 a febrero 2019

(2) Vigente desde marzo 2019

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==> picture [351 x 217] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Evolución Remuneración de Energia y Potencia
2017 al 2018/19
8000 8,00
7000 7,00
6000 6,00
5000 5,00
4000 4,00
3000 3,00
2000 2,00
1000 1,00
0 0,00
Res SEN 19/17 Res SRRyME1/19
Remuneración de Disponibilidad de Potencia (DIGO)
Remuneración de Energía Generada
U$S/MWh
U$S/MWmes
----- End of picture text -----

Adicionalmente, el siguiente gráfico muestra el costo promedio anual de la generación de 1 MWh en el sistema eléctrico. Dicho costo incluye, además del precio de la energía, el cargo por potencia, el costo de generación con combustibles líquidos y otros conceptos.

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----- Start of picture text -----

Costo Monómico
2013 - 2018
2500
2000
Otros conceptos
1500
Sobrecostos
Combustibles
Contratos MEM
1000
Sobrecostos Transp
500 Desp
Precio Energía
0
2013 2014 2015 2016 2017 2018
Años
$/MWh
----- End of picture text -----

Fuente: CAMMESA

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4.2 Mercado de Gas, Petróleo y LPG

Gas Natural

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----- Start of picture text -----

Evolución de Reservas y Producción
Producción de GN en millones de m3 Reservas
50.000 1.200.000
44.612
47.040 1.100.000
47.108 42.902 1.000.000
45.528 44.124 41.708 [41.484] 44.988 900.000
45.000 800.000
700.000
600.000
500.000
40.000 400.000
300.000
200.000
100.000
35.000 0
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
Reservas de GN Producción Gas Natural
823.117 808.438 819.695 848.078 855.170 1.052.011
878.494
921.192
----- End of picture text -----

Fuente: SGE – No hay información disponible de las reservas para el año 2018

En el 2018 la producción total país de gas natural fue de 47.040 millones de m3, representando un aumento del 5,4% respecto de los volúmenes producidos en 2017, debido principalmente al crecimiento de la producción en la Cuenca Neuquina compensado principalmente por una disminución de producción en las cuencas del Golfo San Jorge y Noroeste.

En el mes de abril de 2019 la producción total país de gas natural fue de 131,6 millones de m[3] /dia, representando un aumento del 2,1% respecto de los volúmenes producidos en el mes de abril 2018, debido principalmente al crecimiento de la producción No Convencional de la Cuenca Neuquina. La producción de gas no convencional al 30 de abril de 2019 se incrementó un 24,9%, llegando a 53,7 millones de m[3] /día y superando los 43,0 millones de m[3] /día registrados en abril del 2018.

Las importaciones de gas natural disminuyeron 15,8 %, 9.830 millones de m3 importados durante el año 2018, mientras que en el año anterior se importaron 11.669 millones de m[3] , principalmente por la disminución de los volúmenes suministrados por Bolivia y por la importación vía marítima e inyectado en el sistema nacional de transporte de gas natural en los puertos de Bahía Blanca y Escobar (Buenos Aires).

De acuerdo con la última información anual publicada por la SGE, al 31 de diciembre de 2017 las reservas totales de gas natural en el país ascendían a 1.052.011 millones de m[3] , de las cuales el 34 % correspondían a reservas comprobadas. En comparación con el mismo dato al 31 de diciembre de 2016, las reservas totales experimentaron un aumento del 23%.

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Petróleo

==> picture [398 x 252] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Evolucion de Reservas y Producción de Petroleo
en millones de m3
760 35
32,1 32,0 31,3 30,9 30,9
29,7
740 27,8 30
28,9
720 25
700 20
753 749
680 741 15
707
660 701 10
687
673
640 5
620 0
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
Reservas Producción Total
----- End of picture text -----

Fuente: SGE - No hay información disponible de las reservas para el año 2018

De acuerdo con los datos publicados por la SGE, la producción total de petróleo del país registrada en el año 2018 fue de 28,9 milones de m[3] , 4% superior a la registrada en el 2017, revirtiendo la tendencia negativa en la producción de los últimos años. La producción correspondientes a la Cuenca del Golfo San Jorge asciende al 47% de la producción del país, mientras que la Cuenca Neuquina representa el 43%.

Las reservas y recursos totales del país al 31 de diciembre de 2017 ascendían a 687 millones de m[3] , registrando una leve disminución del 2,8% respecto del año 2016.

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Balanza Comercial
en millones de m3
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
5
4
3
2
3,5 3,7 3,4
1 2,4 2,4 2,1 2,6 2,3
0
-0,4
-1 -0,2 -0,4 -0,5 -0,3
-0,9 -1,0
-2
Exportaciones Importaciones
Fuente: SGE
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Durante el año 2018 se importaron aproximadamente 0,4 millones de m[3 ] de petróleo, un 54,9% inferior a lo registrado el año anterior. Las exportaciones aumentaron un 45,3 % respecto del año 2017, habiéndose exportado 3,4 millones de m[3 ] de petróleo, lo cual representa un 11,8% de la producción total del país en el año.

Evolución de los precios del petróleo en la Argentina

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Precios Crudo
En USD/Bbl
120
100
80
60
40
20
0
Escalante Local Escalante Expo Neto Medanito Local WTI / BRENT
ene-11 mar-11 may-11 jul-11 sep-11 nov-11 ene-12 mar-12 may-12 jul-12 sep-12 nov-12 ene-13 mar-13 may-13 jul-13 sep-13 nov-13 ene-14 mar-14 may-14 jul-14 sep-14 nov-14 ene-15 mar-15 may-15 jul-15 sep-15 nov-15 ene-16 mar-16 may-16 jul-16 sep-16 nov-16 ene-17 mar-17 may-17 jul-17 sep-17 nov-17 ene-18 mar-18 may-18 jul-18 sep-18 nov-18 ene-19 mar-19
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Fuente: SGE

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El mayor precio del crudo tipo Medanito respecto del Escalante responde a su mejor calidad y capacidad de procesamiento en las refinerias y su consiguiente efecto sobre la demanda.

LPG

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Evolución de la Producción de LPG y su destino
en MM de Tn
2,4
2,1
1,8
1,5
1,2
0,9
0,6
0,3
0,0
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
Local 1,42 1,50 1,52 1,47 1,35 1,33 1,44 1,35
Expo 0,88 0,69 0,66 0,80 0,79 0,83 0,77 0,96
MM de Ton
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Fuente: SGE

Respecto del año anterior la producción total país de propano y butano aumentó un 4,9% durante el año 2018, llegando a 2,31millones de Tn. El 51% de dicha producción corresponde a gas propano, mientras que el 49% restante es gas butano, según lo informa el SGE.

Las exportaciones, que habían disminuido un 7,5% entre el 2016 y 2017, registraron un aumento del 25% entre 2017 y 2018.

Las ventas en el mercado local representan el 59% del total de la producción del año 2018, mientras que el 41% restante fue exportado principalmente a Brasil, Chile, Ecuador y Marruecos.

Marco Regulatorio – Principales tópicos

Ley Nacional de Hidrocarburos N° 17.319 Y 27.007

Propiedad de los yacimientos

En su redacción original, la Ley 17.319 (Ley de Hidrocarburos) preveía que los yacimientos de hidrocarburos líquidos y gaseosos situados en el territorio de la República Argentina y en su plataforma continental, pertenecían al patrimonio inalienable e imprescriptible del Estado Nacional. Sin embargo, dicha propiedad fue transferida a las Provincias en las que se sitúen los yacimientos en cuestión.

En Argentina, la exploración y explotación de petróleo y gas se lleva a cabo a través de permisos de exploración, concesiones de explotación, contratos de explotación o acuerdos de asociación.

El 31 de octubre de 2014, el Congreso de la Nación sancionó la Ley 27.007 que modifica la Ley 17.319. Entre las principales modificaciones cabe referir que se otorga rango legal a la figura de la concesión de explotación no convencional que había sido creada por el Decreto 929/13. Se establece que el plazo para la Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos tendrá una vigencia de 35 años con la posibilidad de prórrogas por plazos de 10 años, aplicable incluso para las concesiones vigentes.

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Con la sanción de esta ley, el plazo de las concesiones para explotación convencional se mantiene en 25 años; sin embargo, habilita prórrogas sucesivas de las concesiones, tanto convencionales como no convencionales, por períodos de 10 años.

La Ley 27.007 elimina, con efectos hacia el futuro, la posibilidad de que el Estado Nacional y las Provincias reserven áreas para su explotación por entidades o empresas públicas o con participación estatal. Para el caso de áreas reservadas a estos fines pero que aún no están sujetas a contratos para su exploración y desarrollo, la ley permite que las contrataciones se realicen bajo el esquema asociativo que defina la autoridad concedente.

En relación con las regalías, la ley mantiene la alícuota del 12%, prevista en la Ley 17.319. También mantiene la posibilidad de reducir la alícuota en ciertos casos excepcionales hasta el 5%, y prevé la posibilidad de aumentarla en un 3% (resultando en 15%), y se introduce un tope máximo aplicable del 18% para las prórrogas sucesivas.

Asimismo, la Ley 27.007 introdujo un Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos para aquellos proyectos de inversión que superen los US$ 250 millones estableciendo que, en ciertas condiciones, parte de la producción podrá ser comercializada libremente en el mercado externo, sin tener que abonar derechos de exportación; a la vez previó la libre disponibilidad de las divisas provenientes de la exportación de tales hidrocarburos.

Ley Nacional N° 26.741

Declaración de interés público

El 4 de mayo de 2012 el Congreso Nacional promulgó la Ley 26.741 de Soberanía Hidrocarburífera Nacional, la cual declaró de interés público y como objetivo prioritario, el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos y la exploración, explotación, industrialización, transporte y comercialización de los mismos.

Entre otras cuestiones, dicha ley dispuso que el PEN sea la autoridad a cargo para la fijación de las políticas hidrocarburíferas y de arbitrar las medidas para el cumplimiento de los fines establecidos en dicha norma, con el concurso de los estados provinciales y del capital público y privado, nacional e internacional.

Gas Natural

Programa Gas Plus

La SEN, a través de la Res. SEN 24/08, creó el denominado “Programa Gas Plus”, mediante el cual se generó un esquema de incentivos a la incorporación de nueva producción de gas natural. La Sociedad ha presentado varios proyectos, los cuales han sido aprobados. Las ventas de gas efectuadas por la Sociedad corresponden al Programa Gas Plus.

Res 41/16 del Ministerio de Energía y Minería

El Ministerio de Energía y Minería, con fecha 7 de abril de 2016, dictó la Res 41/16, la cual establece los nuevos precios del gas natural en el punto de ingreso al sistema de transporte para cada cuenca de origen, con destino a la generación de electricidad a ser comercializada en el MEM, aplicable a partir del 1 de abril de 2016.

Resolución 46-E / 2017 – Programa de Estímulo a las Inversiones en Desarrollos de Producción de Gas Natural proveniente de Reservorios No Convencionales

Con fecha 2 de marzo de 2017, el Ministerio de Energía y Minería emitió la Res 46-E/2017, mediante la cual crea el “Programa de Estímulo a las Inversiones en Desarrollos de Producción de Gas Natural proveniente de Reservorios No Convencionales” (el “Programa”), destinado a incentivar las inversiones para la producción de gas natural proveniente de reservorios no convencionales en la Cuenca Neuquina.

El Programa tendrá vigencia desde su publicación en el Boletín Oficial y hasta el 31 de diciembre de 2021.

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de Empresas Petroleras. Estas deberán además contar con un plan de inversión específico aprobado por la autoridad de aplicación provincial y con la conformidad de la Secretaria de Recursos Hidrocarburíferos para ser incluidas en el Programa.

La compensación se calcula sobre la producción de gas no convencional a ser comercializado, esto es, el gas natural acondicionado en condición comercial, excluyendo los consumos internos en yacimiento y teniendo en cuenta la diferencia entre el precio efectivo (precio promedio ponderado de las ventas de gas natural de cada empresa al mercado interno) y el precio mínimo.

El precio mínimo será: 7,50 US$/MMbtu para el año calendario 2018, 7,00 US$/MMbtu para el año calendario 2019, 6,50 US$/MMbtu para el año calendario 2020, y 6,00 US$/MMbtu para el año calendario 2021.

El pago de la primera compensación bajo el programa se efectuará el mes posterior a aquél en que se efectúe la solicitud o el mes de enero de 2018, lo que sea posterior. Sin perjuicio de ello, aquellas empresas participantes del "Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas de Inyección Reducida", creado por la Res 60/13 de la ex Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburífera, que adhieran al presente programa, podrán recibir compensaciones, de corresponder, a partir del mes siguiente a aquél en que se presente la solicitud de inclusión de la empresa al Programa. A los efectos de las compensaciones correspondientes al año 2017, se utilizará como precio mínimo el establecido en el presente programa para el año 2018. Asimismo, para el cálculo del precio efectivo durante el año 2017 para dichas empresas se consideró el precio de la inyección excedente previsto en la Res 60/13.

Resolución 419-E / 2017 – Programa de Estímulo a las Inversiones en Desarrollos de Producción de Gas Natural proveniente de Reservorios No Convencionales

Con fecha 1 de noviembre de 2017 se dictó la Res 419-E / 2017 que modifica la Res 46-E / 2017, estableciendo un nuevo Anexo I que modifica las bases y condiciones del Programa.

Gas No Convencional: gas proveniente de reservorios de gas natural caracterizados por la presencia de areniscas o arcillas muy compactas de baja permeabilidad y porosidad (Tight Gas o Shale Gas).
Concesiones Incluidas: Son aquellas concesiones que producen Gas No Convencional, ubicadas en la cuenca Neuquina.
Producción Inicial: Producción de Gas No Convencional media mensual para el período julio 2016 / junio 2017.
Producción Incluida:
- a. Para aquellas concesiones cuya Producción Inicial sea menor a 500.000 m3/d, la totalidad de la producción mensual de Gas No Convencional.
- b. Para aquéllas cuya Producción Inicial sea mayor o igual a 500.000 m3/d, es la totalidad de la producción mensual de Gas No Convencional, descontando la Producción Inicial.
Precio Mínimo:
2018: 7,50 U$S/MMbtu.
2019: 7,00 U$S/MMbtu.
o 2020: 6,50 U$S/MMbtu.
2021: 6,00 U$S/MMbtu.
Precio Efectivo: Precio promedio mensual ponderado por el volumen total de ventas de gas natural en Argentina (será publicado por la SE).
Compensación Unitaria: Resultado de Restar el Precio Efectivo del Precio Mínimo (cuando dicha diferencia sea mayor a cero).
Pagos provisorios: pago del 85% de la compensación (calculada con las proyecciones de las empresas), para el mes anterior.

No se considerarán concesiones que en su plan de inversión no alcancen una producción media anual (12 meses consecutivos) antes del 31 de diciembre de 2019 de 500.000 m3/día. De no alcanzar los 500.000 m3/día deberá reintegrar los montos de compensación recibidos, actualizados con una tasa de interés (tasa activa promedio del Banco Nación para operaciones de descuentos comerciales). La Secretaría de Recursos Hidrocarburíferos podrá solicitar un seguro de caución para garantizar el reintegro de la compensación.

Se deberá presentar esquema de medición y producción independiente.

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El pago de la primera compensación será el correspondiente al mes posterior al que la empresa haya presentado la solicitud o el mes de enero de 2018, el que fuese posterior.
Comienzo Anticipado Plan Gas II:
Las empresas participantes del Plan Gas II (Res. 60/13) podrán recibir compensaciones a partir del mes siguiente al que realicen la presentación.
Para el año 2017 se utilizará el precio mínimo del año 2018.
El precio efectivo, para el año 2017, será el precio de la inyección excedente que corresponda.
Pagos:
Se abonará el 88% a la empresa y el 12% a la Provincia correspondiente.
Orden de pago en pesos, con tipo de cambio del último día hábil del mes al que corresponden los volúmenes.
Pago provisorio Inicial:
La Secretaría de Recursos Hidrocarburíferos emitirá una orden de pago antes del último día hábil del mes siguiente al de la inclusión de la empresa.
Dentro de los 20 días del mes posterior al que se emita la orden de pago se deberá presentar una declaración jurada, certificada por auditores independientes de la Producción Incluida.
Control de los volúmenes de Producción:
Volúmenes correspondientes a los puntos de ingreso al Sistema de Transporte de Gas Natural: la Secretaría de Recursos Hidrocarburíferos enviará al ENARGAS los volúmenes de producción incluida presentados por las empresas y éste verificará los volúmenes de inyección.
Puntos previos a los puntos de ingreso al Sistema de Transporte de Gas Natural: la Secretaría de Recursos Hidrocarburíferos verificará los resultados de las mediciones de los volúmenes pertenecientes a cada Punto de Medición de Gas instalado conforme Resolución 318/2010.

Adicionalmente, la Secretaría de Energía aplicó en el mes de diciembre de 2018, con efecto retroactivo al mes de enero de 2018, un nuevo criterio respecto del volumen a reconocer para el pago de las compensaciones derivadas del Plan de Estímulo, siendo el mismo el mínimo entre el volumen real no convencional producido y la curva original presentada oportunamente.

Resolución 46/2018 – Precio de referencia del gas para la generación de energía eléctrica

El 31 de julio de 2018 el Ministerio de Energía dictó la Res. 46/2018 mediante la cual estableció nuevos precios máximos en el punto de ingreso al sistema de transporte para el gas natural, para cada cuenca de origen, que serán de aplicación para la valorización de los volúmenes de gas natural con destino a la generación de electricidad a ser comercializada en el MEM, o en general, destinada a la provisión del servicio público de distribución de electricidad. Dichos precios máximos tienen vigencia a partir del 1 de agosto de 2018. Para la cuenca neuquina el precio máximo establecido asciende a US$ 4,42 el millón de BTU.

NO-2018-40206154-APN-SSEE#MEN – Adquisiciones de gas natural para ser utilizado en la generación de electricidad. Subsecretaría de Energía Eléctrica del Ministerio de Energía

Con fecha 17 de agosto de 2018 la Subsecretaría de Energía Eléctrica, mediante la Nota NO-2018-40206154-APNSSEE#MEN, y como parte del proceso de normalización del sector, donde de manera gradual se instrumentarán los mecanismos para que los Generadores adquieran por sí los volúmenes de combustible para la producción de energía eléctrica y su comercialización en condiciones de competencia, y en forma transitoria hasta alcanzar este objetivo, instruyó a CAMMESA a implementar los mecanismos competitivos tomando en consideración las siguientes pautas para realizar la convocatoria:

CAMMESA deberá realizar adquisiciones de gas natural bajo cantidades firmes e interrumpibles a través del Mercado Electrónico de Gas (MEG) en función de las necesidades del sistema y considerando las Cantidades Máximas Diarias de los contratos firmes vigentes para el período.
Las adquisiciones deberán ser abiertas a productores y comercializadores de gas natural, para cada una de las cuencas productivas y hasta las cantidades requeridas.
El plazo de los acuerdos a suscribir es el correspondiente a entregas entre el 01/09/2018 y el 31/12/2018.
El valor máximo a aceptar deberá ser de hasta el precio establecido en la Res MEN 46/2018.
Los volúmenes a adquirir en cada cuenca serán los requeridos para cubrir las necesidades de abastecimiento.

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La convocatoria deberá ser competitiva y transparente y sus resultados publicados.

El despacho diario de los volúmenes de gas natural contratado deberá ser realizado en orden creciente de costo de generación, considerando la capacidad de transporte y la disponibilidad de generación de energía eléctrica.

Resolución 70/2018 SEN – Adquisición de Gas

Mediante la Res SEN 70/2018 de fecha 6 de noviembre de 2018 se faculta a los Agentes Generadores, Cogeneradores y Autogeneradores del MEM a procurarse el abastecimiento de combustible propio para la generación de energía eléctrica. Esta facultad no alterará los compromisos asumidos por los Generadores en el marco de los contratos de abastecimiento MEM con CAMMESA. Los costos de generación con combustible propio se valorizarán de acuerdo con el mecanismo de reconocimiento de los Costos Variables de Producción reconocidos por CAMMESA.

El Organismo Encargado del Despacho (OED) continuará con la gestión comercial y el despacho de combustibles para aquellos Agentes Generadores que no hagan o no puedan hacer uso de la facultad prevista en la presente Resolución.

Nota Secretaría de Energía NO-2018-66680075-APN-SGE#MHA – Precios máximos (PIST) a considerar para cada cuenca en U$S/MMBTu.

El 19 de diciembre de 2018, la Secretaría de Energía emitió la nota NO-2018-66680075-APN-SGE#MHA, la cual instruye a CAMMESA a aplicar, para el período enero a diciembre 2019, los nuevos precios de referencia de gas natural con destino a la generación de electricidad. Para la cuenca neuquina el precio máximo establecido es de 3,70 U$S/MMbtu para los meses de Ene-Feb-Mar-Abr-May-Sep-Oct-Nov-Dic y de 4,95 U$S/MMbtu para los meses de JunJul-Ago.

Nota Secretaría de Energía NO-2019-07973690-APN-SGE#MHA –Valorización Costos de Generación con Combustible Propio. RESOL-2018-70-APN-SGE#MHA.

El 8 de febrero de 2019 la Secretaría de Energía emitió la nota NO-2019-07973690-APN-SGE#MHA, la cual instruye a CAMMESA a aplicar, para la definición de los Costos Variables de Producción máximos a reconocer en cada quincena, el precio medio ponderado de gas natural por cuenca que hubiera resultado en caso de que la totalidad del gas natural de producción nacional necesario para el abastecimiento previsto en el sector eléctrico, se hubiera adquirido mediante los contratos surgidos en la última subasta realizada por CAMMESA en el MEG.

Petróleo

Precios en el mercado interno

En el mercado interno, la venta del petróleo se realiza a los precios negociados entre las empresas productoras y las refinerías de petróleo, a las cuales les venden el petróleo crudo. Tales precios son establecidos teniendo en consideración la cotización vigente del Brent, los precios minoristas de combustibles en surtidor y productos derivados, los escenarios futuros de precios, además de las disposiciones y requerimientos establecidos por el gobierno.

A partir del 1º de enero de 2017 un grupo de empresas productoras y refinadoras de hidrocarburos firmaron el “Acuerdo para la Transición a Precios Internacionales de la Industria Hidrocarburífera Argentina”, donde se fijaron los precios de venta del Crudo Escalante y Medanito para el transcurso del año 2017. La Sociedad, al igual que otras productoras de petróleo pesado, no firmó el mencionado acuerdo, por lo que continuó negociando los precios de venta libremente según los lineamientos previamente mencionados.

Con fecha 22 de septiembre de 2017 mediante una nota del Ministerio de Energía y Minería, se estableció que a partir del 1 de octubre de 2017, los compromisos establecidos en el mencionado Acuerdo quedaron suspendidos, por lo que cada empresa puede negociar libremente los precios dentro del mercado de los hidrocarburos, existiendo libertad para la importación y exportación de crudo, siempre que el mercado se encuentre abastecido.

Derechos de Exportación

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de hidrocarburos que comercializa la Sociedad. El derecho establecido no podrá exceder de $4/US$ del valor imponible o del precio oficial FOB.

GLP

Ley 26.020 y Res SEN 168/05

El marco regulatorio de la industria y comercialización del GLP ha sido aprobado por el Congreso de la Nación mediante la Ley 26.020. Dicho marco regulatorio tiene por objetivo esencial asegurar el suministro regular, confiable y económico de GLP a sectores sociales residenciales de escasos recursos que no cuenten con servicio de gas natural por redes. Asimismo, se ha fijado una política general en la materia, estableciendo objetivos precisos para la regulación de la industria y comercialización de GLP, todos ellos tendientes a mejorar la competitividad del mercado y ampliar el desarrollo de la industria del GLP, incentivando la eficiencia del sector y garantizando la seguridad en la totalidad de las etapas de la actividad, con una adecuada protección de los derechos de los usuarios, sobre todo en la fijación de los precios.

La Ley 26.020 alcanza a la totalidad de la cadena productiva del GLP, es decir a las actividades de producción, fraccionamiento, transporte, almacenaje, distribución, servicios de puerto y comercialización de GLP en todo el territorio de la Argentina.

Respecto de la regulación propia de la actividad de producción, cabe destacar que el artículo 11 de la Ley 26.020 ha consagrado la libertad de la actividad de producción, es decir, que la producción de GLP bajo cualquiera de sus formas o alternativas técnicas es libre: se podrá disponer la apertura de nuevas plantas o la ampliación de las existentes sin otro requisito que el cumplimiento de la Ley 26.020, su reglamentación y las normas técnicas pertinentes.

Asimismo, la Ley 26.020 autoriza la libre importación de GLP sin otro requisito que el cumplimiento de dicha ley y sus normas reglamentarias y complementarias, y sin necesidad de autorización previa. Por lo contrario, la exportación de GLP solamente será libre una vez garantizado el volumen de abastecimiento interno, debiendo en cada caso mediar autorización del PEN.

Por medio de la Res SEN 168/05 se establece que quienes deseen realizar operaciones de exportación deben registrarse ante la dirección de gas licuado de petróleo, dependiente de la Subsecretaría de Combustibles, para su aprobación, y los interesados en exportar GLP deberán demostrar que la demanda de toda la cadena comercial está debidamente satisfecha mediante el mecanismo establecido en dicha resolución.

La Autoridad de Aplicación de la Ley 26.020 es la SEN, quien debe ejecutar y velar por el cumplimiento de los objetivos de la regulación de la industria y comercialización del GLP establecidos por dicha ley, dictando las normas que resulten necesarias a tal efecto.

Decreto 470/2015 y la Res SEN 49/2015

En marzo 2015, se publicó el Decreto 470/2015 y la Res SEN 49/2015, a través de los cuales se discontinúa el Programa “Garrafa para Todos”, vigente desde el año 2009 y se crea en su reemplazo el Programa “Hogares con Garrafas (HOGAR)” por medio del cual se modifica el esquema de aportes de volumen de Propano y Butano, régimen de subsidios y de precios máximos vigentes. La Sociedad ha impugnado la aplicación de dichos programas.

Los precios máximos de referencia a facturar por los productores dentro del Programa “Hogares con Garrafas (HOGAR)”, se actualizan regularmente. Los nuevos precios máximos de referencia al 30 de abril de 2019 quedaron establecidos en $/tn 9.154 para el butano y $/tn 9.042 para el propano.

Acuerdos de Abastecimiento de Gas Propano Indiluido

Desde el año 2002 se han firmado con los productores de gas Propano, “Acuerdos de Abastecimiento de Gas Propano Indiluido” para Redes, que tienen por objeto asegurar la estabilidad en las condiciones de abastecimiento del Gas Propano para las Redes de distribución, que actualmente funcionan en la República Argentina.

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Los mismos contemplaron, hasta diciembre de 2015, la percepción directa de parte del receptor del volumen del acuerdo la suma de $ 300/tn. La diferencia entre este valor y el precio denominado “Export Parity Local” publicado por la SEN se cobra a través de un certificado de crédito fiscal y/o efectivo de parte de la autoridad de aplicación.

Las entregas realizadas entre el 1 de mayo y el 31 de diciembre de 2015 no fueron cobradas por medio de certificado fiscal, sino por medio de la emisión de instrumentos de deuda pública (BONAR 2020 US$). La Sociedad debió adherirse como Empresa Beneficiaria de dicho programa, creado por medio del Decreto 704/2016, publicado en el Boletín Oficial el 20 de mayo de 2016.

Los precios percibidos por las empresas se actualizaron en octubre de 2016 (Res 212/2016), marzo de 2017 (Res 74E/2017) y en noviembre de 2017 (474-E/2017) determinándose para entonces precios de $/tn 1.941 para usuarios residenciales.

A partir de marzo de 2018, según lo establecido en el “Décimo Sexto Acuerdo de Prórroga del Acuerdo de Abastecimiento de Gas Propano para Redes de Distribución de Gas Propano Indiluido” (con vencimiento el 31 de diciembre de 2019), se fijó un nuevo mecanismo de ajuste de precios semestral, fijándose un “Porcentaje de Adecuación” igual al 35% entre abril y septiembre de 2018, 49 % entre octubre de 2018 y marzo de 2019, y 70% entre abril y diciembre de 2019. Dichos porcentajes se aplicarán al precio GLP - Paridad de Exportación correspondiente al mes anterior a la fecha de inicio de cada período de adecuación de precios.

5. Medio Ambiente

La estrategia de la Sociedad continúa basándose en el desarrollo sustentable, la preservación del medio ambiente y el cumplimiento de la legislación aplicable, por lo que anualmente propone acciones para las que asigna recursos y asegura el seguimiento para lograr los objetivos propuestos. Esto se realiza a través del desarrollo anual de un dinámico Plan de Gestión Ambiental donde se prevén todas las medidas necesarias para el control efectivo de los aspectos ambientales asociados a las actividades, productos y servicios, incluidas las situaciones de emergencia.

Este Plan de Gestión se lleva a cabo bajo el estándar ISO 14001, norma de administración ambiental internacional que exige el compromiso de mejorar el medio ambiente en forma permanente y cumplir con la normativa aplicable al respecto. El Sistema de Gestión Ambiental (“SGA”) elaborado con este propósito fue implementado y certificado en el yacimiento de petróleo y gas de Agua del Cajón y en la Planta de GLP en el año 2000 mientras que en la Central Térmica Agua del Cajón se logró su certificación en el año 2001.

Desde la fecha de certificación hasta hoy, Capex renovó a lo largo del tiempo la certificación de su sistema de gestión ambiental conforme a la norma ISO 14001 (en sus versiones 1996 y 2004). A partir del año 2015, con la emisión de la nueva norma ISO 14001, se comenzaron los trabajos para la adecuación a los requisitos de ésta, logrando la certificación en diciembre del año 2017 para la CT ADC, y en enero de 2018 para el yacimiento Agua del Cajón y la Planta de GLP. Con fechas 22 y 23 de mayo de 2019 se recertificó la norma ISO 14001, dentro del alcance de la Planta Generadora de Energía Eléctrica.

Mediante la aplicación del SGA, Capex se esfuerza constantemente por mejorar su performance ambiental, para lo cual:

(i) mantiene bajo control todos los aspectos ambientales significativos de las actividades, productos o servicios de las áreas operativas, teniendo en cuenta los intereses de terceros y legales
(ii) fija objetivos y metas ambientales, analizando el contexto así como los riesgos y las oportunidades que el mismo le presenta
(iii) monitorea en forma permanente los indicadores claves de cada área operativa. Algunos de ellos están asociados al monitoreo mensual de los recursos agua, suelo, aire y otros son de proceso tales como residuos generados vs. energía equivalente generada; residuos generados vs. residuos reutilizados; volumen de suelos afectados vs. derrames. Estos indicadores dan cuenta del desempeño ambiental y del gerenciamiento de los recursos.

Asimismo, la Sociedad es inspeccionada por entes públicos (ENRE), ya sea por sí mismos o por universidades habilitadas y contratadas para tal fin. Dichas intervenciones monitorean el funcionamiento del sistema de gestión que pauta cada operación, la definición y cumplimiento de responsabilidades y demás compromisos asumidos en los sistemas de gestión de las distintas actividades.

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Con el desarrollo de la fase IV del proyecto de generación de energía eléctrica se logró un importante avance en materia de medio ambiente debido a la reducción en la emisión de gases de efecto invernadero y NOx. Alcanzado dicho objetivo, la Sociedad calificó bajo “The United States Initiative on Joint Implementation (USIJI)” como reductor de emisiones de efecto invernadero y el reconocimiento de la Oficina Argentina de Implementación Conjunta.

Durante el presente ejercicio se continuó con la rutina de monitoreos periódicos de gases de escape con el objeto de cumplir con las normativas vigentes y así controlar su incidencia en el medio ambiente. El indicador de emisiones de NOx es uno de los que se relevan de manera periódica, dando resultados por debajo de los límites que marcan las reglamentaciones vigentes. En lo que respecta a la emisión de efluentes líquidos, se ha cuidado su disposición final de manera de cumplir con la reglamentación vigente y mitigar su impacto sobre el medio ambiente, además de llevar un indicador relacionado con el volumen generado anualmente. También se realizaron estudios para evaluar la performance de lo que se tiene instalado a la fecha con relación a gestión de efluentes.

Adicionalmente, en el área Agua del Cajón, en el año 2014 se inició un plan de reforestación que se ha mantenido a la fecha y en virtud del cual se han logrado rehabilitar sectores impactados por la actividad hidrocarburífera en una superficie total de 7 hectáreas. Esto resulta posible a través de la implantación de especies nativas adaptadas y cuidadas de forma tal que soporten el clima de la estepa patagónica. En virtud de los logros obtenidos, se prevé continuar con esta misma metodología.

Asimismo, a lo largo de los años se han ido incrementando las mejoras relacionadas con la gestión de residuos, contando en la actualidad con sistemas de tratamiento in situ que permiten reducir los impactos asociados al transporte y poder controlar de mejor manera la aplicación de las medidas de control necesarias para el tratamiento. Ejemplos de esto son la reciente gestión de los residuos de cutting y la gestión de los suelos empetrolados, con la que se tratan todos los suelos originados por eventuales derrames de petróleo.

Por último, alineada con el compromiso de reducir el consumo de recursos naturales y racionalizar el consumo de energía adoptado en su política ambiental, Capex ha realizado modificaciones en la planta Central Térmica Agua del Cajón que permitieron optimizar el consumo de agua dulce de tipo industrial, reduciéndolo al mínimo; asimismo, se realizaron los ajustes oportunos, para disminuir el consumo de energía por auxiliares de planta.

Respecto de Hychico, desde mayo de 2012 el PED logró la certificación de la Norma ISO 14001, siendo el primer parque eólico del país en conseguir este logro. A partir del año 2015, con la emisión de la nueva norma ISO 14001, se comenzaron los trabajos para la adecuación a los requisitos de ésta, logrando la certificación con esta nueva versión en el mes de julio del año 2018. Próximamente se tendrá la nueva auditoría de mantenimiento para continuar avanzando en este sentido.

Para la Sociedad, la seguridad de su personal y el medio ambiente han sido desde siempre temas en los que se ha puesto especial atención y, en tal sentido, cuenta con una política de Seguridad, Salud Ocupacional y Medio Ambiente con diez principios básicos de los cuales se retroalimenta todo su sistema de gestión. En este sentido se cumple con las regulaciones que en ambas disciplinas han sido dictadas por los organismos nacionales y provinciales para esta industria. También se tienen en cuenta las distintas normas que no son de aplicación obligatoria pero que ayudan a mejorar la gestión tanto de seguridad como ambiental. Tal es el caso de las normas IRAM y las del IAPG que aplican directamente a la industria petrolera y gasífera.

A su vez, la Sociedad posee procedimientos que le permiten gestionar de manera eficiente los objetivos ambientales y de seguridad que se plantean anualmente, así como el cumplimiento de los requisitos legales y de consultas de terceros, ya sea de autoridades ambientales, vecinos o de los superficiarios (dueños de los terrenos donde se desarrolla la actividad).

Sumado a esto, también existen procedimientos operativos mediante los cuales se pautan las tareas que se llevan a cabo en el campo, a los efectos de minimizar y prevenir cualquier impacto o riesgo ya identificado y poder responder adecuada y rápidamente ante aquéllos que, por su naturaleza, no están contemplados en los análisis de riesgos de cada área.

Estos procedimientos operativos incluyen los planes de contingencias en los que se definen las acciones para dar respuesta inmediata a los posibles incidentes ambientales o accidentes personales.

Anualmente, consultores independientes producen informes ambientales referidos a los relevamientos realizados, en los que se evalúa el estado de las instalaciones, el impacto ambiental de las tareas efectuadas, el impacto ambiental asociado a obras nuevas y la satisfacción de las normativas legales vigentes. Lo propio acontece en lo referido a seguridad, teniendo en este caso tanto auditorías privadas como de entes públicos.

Se realizan rutinas de análisis periódicos de parámetros ambientales con el objetivo de cumplir con las normativas vigentes. En cuanto a Seguridad, a partir de la actualización de las matrices de riesgo de todos los puestos de trabajo,

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tanto propios como de contratistas, se han generado y cumplido planes de mejora, lo cual permite tener controlada toda la operación mediante la ejecución de las adecuaciones necesarias.

Como se mencionó en otros puntos, con relación al desarrollo estratégico e innovación constante la Sociedad se encuentra analizando proyectos de energías renovables, favoreciendo la diversificación de su matriz energética y utilizando energías limpias.

6. Sistemas y Comunicaciones

La Sociedad cuenta con sistemas de información que permiten lograr la adecuada registración de todos los hechos económicos ocurridos en la misma, permitiendo un adecuado nivel de control interno y brindando información oportuna y confiable.

En el transcurso del ejercicio se finalizó la migración a la nueva versión de JDEdwards que tiene vigencia de soporte hasta 2030 con procesos de innovación continua que consisten en actualizaciones para incorporar nueva funcionalidad de la versión existente. Adicionalmente si incorporó, tal cual lo planificado, una herramienta de Gestión de Seguridad para un mejor análisis de la segregación de funciones en JDEdwards.

Con la implementación de una nueva versión de SharePoint (Sistema de Gestión Documental) se realizó una reestructuración de las bibliotecas técnicas permitiendo una gestión eficiente de la catalogación y posterior acceso a los documentos.

Para la incorporación de la operación del área Pampa del Castillo se llevó a cabo la implementación de nuevos circuitos administrativos, comerciales y operativos a fin de cumplir con los requerimientos legales y societarios.

Se realizó una ampliación en la tecnología de Seguridad Informática mediante la implementación de un “Sandbox” (entorno de pruebas separado) que permite analizar y ejecutar pruebas en forma segura sobre aquellos archivos sospechados de contener código malicioso.

Durante el ejercicio 2019-2020 la Sociedad continuará focalizada en el proceso de implementación de la solución de Gestión de Equipos de Perforación y Plantas, así como de Success Factors, herramienta que le permitirá una gestión integral de los Recursos Humanos.

Adicionalmente se analizará y detallará el plan de implementación de herramientas que apoyen las mejoras identificadas durante el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2019 en los procesos de Compras, Cuentas a Pagar, Presupuesto y Control de Gestión y Consolidación Contable con el objetivo de implementarlas durante el ejercicio 2020-2021.

7. Recursos Humanos

Durante el ejercicio la Sociedad se ha focalizado en el desarrollo de acciones vinculadas con los siguientes lineamientos estratégicos:

Fortalecimiento de habilidades de liderazgo y competencias críticas para el negocio:

Dado el crecimiento de la Sociedad a partir de la incorporación de nuevas áreas de explotación y nuevos negocios, identificamos la necesidad de desarrollar al equipo directivo de impacto en la organización. Este equipo participó del Programa EME que dicta el IAE. Su objetivo es profundizar en el diagnóstico estratégico y lograr un enfoque sistémico para diseñar acciones de movilización a nivel de toda la compañía.
Continuamos con la realización de Programas Focalizados, orientados a cubrir necesidades de desarrollo, identificadas en los niveles de mandos medios y gerenciales a partir de las herramientas de Gestión del Desempeño.
Avanzamos con el desarrollo de Programas de Formación de Supervisores en los yacimientos y en la Central Térmica.
Implementamos el Programa de Coaching Ejecutivo para el equipo Gerencial.
Impulsamos la realización de Talleres de Cultura, con el objetivo de acompañar a la operación en el cambio cultural que atraviesan personas que pasaron a formar parte de la Compañía, como consecuencia de las nuevas adquisiciones de áreas, con el objetivo de acelerar su identificación con la forma de trabajo y cultura empresarial del Grupo, amortiguando el impacto del cambio en dichas personas.

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Impulsar el cambio y el alineamiento organizacional:

Siguiendo la estrategia definida de implementación de una cultura de mejora continua, pusimos en marcha el Programa “Procurement to Pay”, implementado a través de metodología Lean Sigma, cuyo objetivo es el de revisar y optimizar el proceso que va desde el Abastecimiento hasta el Pago, proponiendo mejoras y automatización de todas sus etapas, a fin de tornarlo eficiente en todas sus dimensiones.
Re-definimos la estructura organizativa de modo tal de garantizar la operación con las nuevas áreas y negocios incorporados.

Contar con una organización sustentable:

Continuamos trabajando en la estrategia de sucesión de puestos críticos definiendo acciones para el mediano / largo plazo, identificando puestos claves y mapas de sucesión que se implementarán con un cronograma definido.
Se continuó con el desarrollo de los programas de Salud Ocupacional.
Iniciamos la implementación de un sistema de RRHH común para toda la compañía: identificamos Success Factors como herramienta fundamental de registro, seguimiento y comunicación de temas de RRHH, así como plataforma para el lanzamiento de las herramientas de e-learning requeridas para actualización profesional y normativa.
Atracción y retención del talento:
Impulsamos los procesos de selección teniendo en cuenta la incorporación de nuevos negocios y el potencial requerido para el crecimiento de la organización.
Contamos con un estricto proceso de reclutamiento procurando integrar en la compañía los mejores perfiles que acompañen su cultura, generando también oportunidades al personal propio a través de la publicación de búsquedas internas.
Respecto del proceso de Búsquedas Internas, a fin de garantizar la transparencia e igualdad de oportunidades a todos los empleados, se comunicaron a todo el personal las posiciones vacantes en el proceso de take over de los nuevos yacimientos.
Continuamos con la implementación del proceso de identificación de talentos internos y la puesta en marcha de Planes Individuales de Desarrollo para su crecimiento, focalizado en competencias críticas.

Afianzar las relaciones laborales dentro de un entorno productivo positivo:

Mantenemos relaciones y negociaciones abiertas y transparentes con los distintos actores - Sindicatos, Autoridades Provinciales y Nacionales, Intendencias - que operan en la Cuenca de Neuquén y Río Negro, así como también en la Cuenca del Golfo, con el fin de asegurar el mantenimiento de la paz social en un entorno cambiante y desafiante. Nuestro objetivo es no afectar la producción ni impactar negativamente el ámbito del trabajo de nuestros colaboradores y contratistas, garantizando la concreción de los planes de inversión comprometidos.
Participamos en los procesos de negociación de paritarias salariales tanto en el ámbito del petróleo y gas en ambas cuencas como en el de la energía eléctrica.

Nuestros profesionales participan de programas de actualización profesional y foros de la especialidad tanto nacionales como en el exterior.

Para el mediano plazo, hemos definido líneas de acción que acompañen los cambios y nuevos negocios. Para ello, nos focalizaremos en el fortalecimiento de los cuadros directivos de más alto nivel, en su formación estratégica y de liderazgo adaptativo, de modo tal que aseguren el alineamiento de toda la organización con sus definiciones de crecimiento y sustentabilidad a largo plazo.

La mejora organizacional, el sostenimiento de un clima interno de excelencia y la eficiencia productiva continúan siendo ejes centrales para direccionar acciones en los próximos años.

Mantenemos nuestro compromiso de fortalecer la relación con los principales actores sociales y sindicales, promoviendo acciones que aseguren la paz social.

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8. Situación Financiera

El Grupo basa su estrategia financiera en dos pilares: (i) mantener sus pasivos financieros en estructuras de mediano y largo plazo con el fin de mantener un perfil de vencimientos acorde con la generación de caja de sus negocios y, (ii) priorizar la posición de liquidez a fin de poder cumplimentar con su plan de crecimiento e inversiones.

En línea con esta estrategia, Capex posee la mayoría de su deuda financiera estructurada bajo la emisión de la Clase 2 de Obligaciones Negociables por US$ 300 millones completada en mayo de 2017 y cuyo vencimiento opera en su totalidad en mayo de 2024, a una tasa nominal anual de 6,875%. Los fondos recibidos de dicha emisión fueron utilizados para refinanciar la Clase 1 de Obligaciones Negociables por US$ 200 millones cuyo vencimiento operaba en marzo de 2018 a una tasa nominal anual de 10% y para aumentar la liquidez de Capex a fin de cumplimentar su plan de inversiones y adquisición de nuevos negocios. En tal sentido, esta liquidez adicional fue utilizada, en parte, para adquirir las participaciones en las áreas hidrocarburíferas Loma Negra, La Yesera y Pampa del Castillo – La Guitarra y para afrontar las inversiones asociadas con el desarrollo del Parque Eólico Diadema II, adjudicado en el marco del Programa RenovAR Ronda 2.0. La Sociedad se encuentra evaluando distintos activos hidrocarburíferos y proyectos de energías térmicas y renovables.

Finalmente, y en línea con la estrategia antes mencionada, el Grupo cuenta a la fecha de los presentes estados financieros con una posición de liquidez de US$ 178 millones y $ 735 millones, la cual se encuentra invertida en instrumentos de liquidez inmediata. Cabe destacar que a la fecha de emisión de los presentes estados financieros el Grupo posee aproximadamente el 91% de sus colocaciones en dólares estadounidenses.

La deuda financiera de la Sociedad y sus sociedades controladas al 30 de abril de 2019 se encuentra estructurada de la siguiente forma:

	Cifras en$miles
	Deuda bancariay financiera Corriente No corriente Total
	Obligaciones Negociables Senior Notes (ON) (419.885) (13.245.000) (13.664.885) Financiamiento anticipado para mantenimiento de la CT ADC (66.139) - (66.139) Corporación Interamericana de Inversiones (CII) (35.659) (70.640) (106.299) Comisiones, gastos a devengary garantías 17.421 69.064 86.485
	Total (504.262) (13.246.576) (13.750.838)

La posición de liquidez de la Sociedad y sus subsidiarias se encuentra invertida en los siguientes instrumentos financieros:

Cifras en $miles

Inversiones	Corriente		Total
Plazos fijos	6.326.514	-	6.326.514
Fondos comunes de inversión	2.073.896	-	2.073.896
Cuentaremunerada	152.451	-	152.451
Total	8.552.861	-	8.552.861

Cifras en $miles

	Posición neta	Corriente	No corriente	Total
Total		8.048.599	(13.246.576)	(5.197.977)

Calificación de las Obligaciones Negociables Clase 2

A la fecha de emisión de los presentes estados financieros las obligaciones negociables Clase 2 emitida por la Sociedad, se calificaron internacional y localmente como “B(EXP)/RR4” y “B” y “A (arg)” y “raAA-”, respectivamente por Fitch y Standard & Poor´s.

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9. Resultados del ejercicio

El siguiente cuadro resume los índices consolidados obtenidos durante el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2019 en comparación con el ejercicio anterior:

Indices	30.04.2019	30.04.2018
Solvencia (Patrimonioneto /Pasivo)	0,64	0,76
Endeudamiento (Pasivo / Patrimonio Neto)	1,57	1,31
Liquidez corriente (Activo corriente / Pasivo corriente)	2,74	4,19
Prueba ácida (Activo corriente–Inventarios / Pasivo corriente)	2,74	4,19
Razón del patrimonio al activo (Patrimonio neto / Activo total)	0,39	0,43
Razón de inmovilización de activos (Activono corriente /Activo total)	0,67	0,67
Rentabilidad del activo o económica (Utilidad bruta / Activo total)	0,22	0,17
Rentabilidad del patrimonio o financiera (Resultado integral / Patrimonio Neto promedio)	0,17	0,25
Rentabilidad ordinaria de la inversión (EBT / Patrimonio Neto menos Resultado integral del ejercicio)	0,15	0,29
Apalancamiento financiero (Rentabilidad del Patrimonio Neto / Rentabilidad del activo)	0,77	1,47
Rotación de activos (Ventas / Activo total)	0,38	0,27

Estados de resultados integrales consolidados Cifra en miles $

	30/04/2019	30/04/2018	Variación	Variación
Ventas Costo de ventas	13.711.817 (5.941.102)	7.292.234 (2.663.439)	6.419.583 (3.277.663)	88,0% 123,1%
Resultado bruto	7.770.715	4.628.795	3.141.920	67,9%
Gastos preoperativos Gastos de comercialización Gastos de administración Otros (egresos) / ingresos operativos netos	(10.939) (1.899.081) (544.029) (4.362)	(4.875) (1.062.447) (469.404) 634	(6.064) (836.634) (74.625) (4.996)	124,4% 78,7% 15,9% -788,0%
Resultado operativo	5.312.304	3.092.703	2.219.601	71,8%
Ingresos financieros Costos financieros Otros resultados financieros Otros resultados financieros RECPAM	5.769.852 (11.346.434) 373 1.984.153	2.188.812 (3.840.040) 9.618 647.712	3.581.040 (7.506.394) (9.245) 1.336.441	163,6% 195,5% -96,1% 206,3%
Resultado antes de impuesto a las ganancias	1.720.248	2.098.805	(378.557)	-18,0%
Impuesto a las ganancias	(326.238)	(88.215)	(238.023)	269,8%
Resultado neto del ejercicio	1.394.010	2.010.590	(616.580)	-30,7%
Otros resultados integrales	804.300	568.719	235.581	41,4%
Resultado integral del ejercicio	2.198.310	2.579.309	(380.999)	-14,8%

A los efectos de analizar las variaciones, deberá tenerse en cuenta que los saldos al 30 de abril de 2018 que se exponen a continuación surgen de reexpresar los importes de los saldos a dicha fecha en moneda del 30 de abril de 2019.

El comportamiento de los resultados al 30 de abril de 2019 con respecto al 30 de abril de 2018, fue el siguiente:

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El resultado bruto ascendió a $ 7.770.715 en el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2019, representando un 56,7% de las ventas, en comparación con los $ 4.628.795 ó 63,5% de las ventas al 30 de abril de 2018. El resultado bruto se incrementó en un 67,9%.
El resultado operativo en el ejercocio finalizado el 30 de abril de 2019 ascendió a $ 5.312.304 (ganancia) en comparación con $ 3.092.703 (ganancia) del ejercicio anterior, representando un incremento del 71,8%.
El resultado neto ascendió a $ 1.394.010 (ganancia) en el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2019 en comparación con los $ 2.010.590 (ganancia) del ejercicio anterior, representando una disminución del resultado del ejercicio de un 30,7%.
Los otros resultados integrales ascendieron a $ 804.300 (ganancia), como consecuencia de la revaluación de ciertos bienes del rubro Propiedad, planta y equipo neto del efecto impositivo, registrada en el ejercicio.
El resultado integral ascendió a $ 2.198.310 (ganancia) en el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2019 en comparación con $ 2.579.309 (ganancia) del ejercicio anterior, representando una disminución del 14,8%.

Ventas

Producto	30/04/2019	30/04/2018	Variación	Variación
Energía Energía CT ADC(1) Energía PED Servicio de fasón de energía eléctrica Gas Gas Programa estímulo Petróleo Propano Butano Oxígeno Servicios	7.718.174 143.961 11.931 - 775.175 4.393.813 370.241 220.611 5.385 72.526	5.265.627 119.047 10.661 211.761 - 1.180.500 289.329 183.451 4.297 27.561	2.452.547 24.914 1.270 (211.761) 775.175 3.213.313 80.912 37.160 1.088 44.965	46,6% 20,9% 11,9% -100,0% 100,0% 272,2% 28,0% 20,3% 25,3% 163,1%
Total 13.711.817 7.292.234 6.419.583 88,0%

(1) Al 30 de abril de 2019 y 2018 incluye los ingresos generados por el gas producido por las áreas ADC, Loma Negra y La Yesera, consumido en la CT ADC y pagado por CAMMESA bajo el concepto Reconocimiento Combustibles. Asimismo a partir de noviembre de 2018 se incluye en este rubro el gas de terceros redireccionado por CAMMESA y consumido en la CT ADC.

Las ventas por el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2019 aumentaron un 88,0% con respecto al ejercicio anterior. El comportamiento de cada uno de los productos fue el siguiente:

a) Energía:

Los ingresos generados por las operaciones de la CT ADC medidos en pesos aumentaron en $ 2.452.547, representando un incremento del 46,6%, pasando de $ 5.265.627 al 30 de abril de 2018 a $ 7.718.174 al 30 de abril de 2019. Esta variación se debió fundamentalmente a:

(i) un incremento del 34,6% del precio de venta promedio registrado sobre los GW vendidos pasando de $/GWh 573,6 promedio durante el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2018 a $/GWh 771,8 promedio en el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2019, como consecuencia del incremento del valor de la potencia remunerada según el esquema tarifario implementado por la Res SEN 19 E/2017 y a la mayor evolución de la cotización del dólar estadounidense respecto de la evolución de la inflación. La Res SEN 19 E/2017 vigente desde febrero 2017 hasta febrero 2019, previó aumentos escalonados en los valores de la potencia remunerada en los meses de mayo y noviembre de 2017. A partir de marzo 2019 y con la entrada en vigencia de la Res SRRME 1/2019 se establecieron menores valores de energía y potencia, lo que implicó una disminución en los ingresos por un 4%.
(ii) un aumento del 44,2 % en la remuneración en pesos, reconocida por CAMMESA a los generadores, en concepto de gas consumido en la CT ADC producido por las áreas ADC, Loma Negra y La Yesera y a partir de noviembre de 2018 se incorpora la remuneración del gas redireccionado de terceros como combustible, debido a que CAMMESA dejó de suministrarlo. Este incremento fue generado por el aumento en 40% del volumen remunerado

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(al incluir el gas de terceros), a la mayor evolución de la cotización del dólar estadounidense respecto de la evolución de la inflación, compensado por la disminución del valor del gas de referencia por millón de btu para centrales térmicas de la cuenca neuquina, el cual disminuyó de US$ 5,53 (Res 41/16 del Ministerio de Energía y Minería) a un promedio anual de US$ 3,72 para el ejercicio 2018-2019, como consecuencia de la aplicación de precios máximos establecidos por la Res 46/2018 del Ministerio de Energía y las subastas realizadas por CAMMESA para la adquisición de gas natural para la generación de electricidad a partir del mes de septiembre de 2018. El ingreso por dicha remuneración se incluye en el segmento de Petróleo y Gas (Nota 5 a los Estados Financieros Consolidados). El gas propio consumido por la CT ADC aumentó levemente en un 4,0%.

La generación de la CT ADC aumentó un 10,6% con respecto al ejercicio anterior debido a la mayor disponibildad de gas.

Las ventas de energía de PED medidas en pesos aumentaron en $ 24.914, representando un incremento del 20,9 %, pasando de $ 119.047 por el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2019 a $ 143.961 por el ejericio finalizado el 30 de abril de 2019. Las ventas medidas en GWh fueron de 27,9 y 31,8 al 30 de abril de 2019 y 2018 respectivamente. El precio promedio de ventas fueron de $ 5.152,6 y $ 3.743,6 al 30 de abril de 2019 y 2018, respectivamente. El aumento en el precio se debió a la mayor evolución de la cotización del dólar estadounidense respecto de la evolución de la inflación.

b) Servicio de fasón de energía eléctrica:

Los servicios de fasón para la generación de energía eléctrica con gas natural e hidrógeno medidas en pesos aumentaron en $ 1.270, representando una suba del 11,9 %, pasando de $ 10.661 al 30 de abril de 2018 a $ 11.931 al 30 de abril de 2019. Este incremento se produce por el alza en un 25% de la tarifa vendida en pesos, como consecuencia de la mayor evolución de la cotización del dólar estadounidense respecto de la evolución de la inflación, moneda en la cual está fijado el precio de este servicio, compensado con una disminución del 11% en el volumen vendido, dados los trabajos de mantenimiento durante los meses de agosto y septiembre de 2018.

c) Gas:

La producción de gas aumentó un 4,3%, pasando de 557.353 miles de m[3] al 30 de abril de 2018 a 581.587 miles de m[3] al 30 de abril de 2019. Teniendo en cuenta la declinación natural del yacimiento, Capex viene sosteniendo el nivel de producción de gas mediante las inversiones efectuadas, incentivadas principalmente por los programas estímulos y por el desarrollo de reservas con mejor productividad. A partir de noviembre de 2017 Capex incorporó la producción de gas proveniente de su participación en los Consorcios con concesiones en las áreas Loma Negra y La Yesera en la Provincia de Río Negro, con un promedio aproximado de 250 miles de m[3] día en el período enero-abril 2019.

Al 30 de abril de 2019 Capex ha utilizado el 100% de la producción de gas para la generación de energía eléctrica en la CT ADC y para la operación de la Planta de GLP. En el marco del Programa de estímulo a las inversiones en desarrollo de produccion de gas proveniente de reservorios no convencionales, la Sociedad ha presentado las declaraciones juradas del área Agua del Cajón correspondientes a los períodos enero 2018 – marzo 2019 y las pólizas de caución, a fin de solicitar el pago del programa. El Ministerio de Energía autorizó el pago provisorio equivalente al 85% de las compensaciones económicas solicitadas por el período enero – diciembre 2018 por un monto aproximado de $ 363,8 millones (expresado en moneda histórica). La Sociedad ha registrado en el rubro Ventas el total del incentivo que cumple con las condiciones establecidas en la Resolución 419 E/2017, cuyo importe ascendió a $ 775,2 millones correspondiente a la producción de los meses enero 2018 a marzo 2019.

En el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2018 Capex, bajo el programa “Gas Plus”, vendió $ 211.761 correspondiente a la entrega de 32.814 miles de m[3] a un precio promedio de US$/ m[3] 0,21015 (o US$ 5,7 millón de btu). El resto del gas fue utilizado para la generación de energía eléctrica en la CT ADC y en la operación de la planta de GLP.

d) Petróleo:

Las ventas de petróleo aumentaron en $ 3.213.313, representando un aumento del 272,2 %. Este aumento se debió a: i) las exportaciones de petróleo, proveniente de la participación en la concesión del área Pampa del Castillo – La Guitarra en la Provincia de Chubut, de 155.731 m3 (979.516 bbl) a un precio promedio de venta de $/bbl 1.795,3; y
ii) un incremento del 35,4% en la venta local de petróleo producto de un aumento del 39,5% del precio promedio en pesos, por efecto del incremento del precio promedio en dólares acordado entre las partes y a la mayor evolución de la cotización del dólar estadounidense respecto de la evolución de la inflación, todo ello compensado con una disminución de los m3 vendidos, pasando de 98.003 m3 al 30 de abril de 2018 a 95.126 m3 al 30 de abril de 2019.

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Cabe destacar que, teniendo en cuenta la evolución del precio internacional del petróleo crudo con la necesidad de un precio local que permita desarrollar la actividad de producción y el impacto del tipo de cambio en los precios finales de los combustibles en el surtidor, productores y refinadores negocian regularmente una convergencia pautada de los precios del producto interno con el valor internacional del mismo.

La producción de petróleo aumentó un 264,9%, de 61.294 m[3] al 30 de abril de 2018 a 223.685 m[3] al 30 de abril de 2019, debido a los resultados obtenidos en la estimulación de algunos pozos y fundamentamente a la incorporación de la producción de petróleo proveniente de:

i) la participación, a partir de noviembre de 2017, en los Consorcios con concesiones en las áreas Loma Negra y La Yesera en la Provincia de Río Negro, de un promedio aproximado de 62 m3 día en el período mayo 2018-abril 2019, y
ii) la participación en la concesión del área Pampa del Castillo – La Guitarra en la Provincia de Chubut, a partir del 1 de agosto de 2018, de un promedio aproximado de 577 m[3] día en el período agosto 2018-abril 2019.

e) Propano, butano y gasolina:

Las ventas de propano aumentaron en $ 80.912 ó 28,0%, pasando de $ 289.329 al 30 de abril de 2018 a $ 370.241 al 30 de abril de 2019, incluyendo los ingresos del “Programa Propano Sur”.

El aumento de las ventas es consecuencia del aumento en el precio promedio de venta del 32,8% pasando de $promedio/tn 13.522,6 al 30 de abril de 2018 a $promedio/tn 17.959,8 al 30 de abril de 2019, como consecuencia de los mayores precios internacionales y a la mayor evolución de la cotización del dólar estadounidense respecto de la evolución de la inflación. El volumen vendido disminuyó el 3,6%.

Las ventas de butano aumentaron en $ 37.160 ó 20,3%, pasando de $ 183.451 al 30 de abril de 2018 a $ 220.611 al 30 de abril de 2019. Dicho aumento se debió a una suba del precio promedio en pesos de venta en un 24,6 %, pasando de $promedio/tn 12.978,5 al 30 de abril de 2018 a $promedio/tn 16.171,5 al 30 de abril de 2019, como consecuencia de los mayores precios internacionales y a la mayor evolución de la cotización del dólar estadounidense respecto de la evolución de la inflación. El volumen vendido tuvo una disminución del 3,6 %.
No se han registrado ventas de gasolina al 30 de abril de 2019 y 2018 debido a que la producción de 27.333 m[3 ] y 28.102 m[3] , respectivamente, fueron blendeadas y vendidas con el petróleo por razones de mercado.

f) Oxígeno:

Hychico vendió 126.175 m[3] y 127.113 m[3] de oxígeno por un total de $ 5.385 y $ 4.297 en los ejericios finalizados el 30 de abril de 2019 y 2018, respectivamente. Este aumento en las ventas se produjo por un incremento en el precio de venta en pesos como consecuencia de la mayor evolución de la cotización del dólar estadounidense respecto de la evolución de la inflación, compensado con una disminución del volumen vendido del 0,7%.

g) Servicios:

Corresponde a la participación del 37,5 % sobre los ingresos por los servicios prestados por el Consorcio Loma Negra por el tratamiento de crudo y el alistamiento de gas a partir del mes de noviembre de 2017.

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Costo de ventas

	30/04/2019	30/04/2018	Variación	Variación
Honorarios y otras retribuciones Sueldos y cargas sociales Materiales, repuestos y otros Operación, mantenimiento y reparaciones Combustibles, lubricantes y fluidos Transporte, fletes y estudios Depreciación propiedad, planta y equipo Gastos de oficina, movilidad y representación Impuestos, tasas, contribuciones, alquileres y seguros Adquisición energía a CAMMESA Gastos de transporte de gas Adquisición de gas de terceros Adquisición de petróleo Costo de producciónde existencias	(64.993) (748.261) (323.260) (876.647) (355.131) (78.452) (1.994.081) (17.263) (97.389) (117) (51.122) (1.237.456) (156.904) 59.974	(45.471) (577.685) (106.685) (271.864) (36.607) (26.427) (1.458.745) (8.511) (73.133) (85) (29.927) - - (28.299)	(19.522) (170.576) (216.575) (604.783) (318.524) (52.025) (535.336) (8.752) (24.256) (32) (21.195) (1.237.456) (156.904) 88.273	42,9% 29,5% 203,0% 222,5% 870,1% 196,9% 36,7% 102,8% 33,2% 37,6% 70,8% 100,0% 100,0% -311,9%
Costo de ventas	(5.941.102)	(2.663.439)	(3.277.663)	-123.1%

El costo de ventas al 30 de abril de 2019 ascendió a $ 5.941.102 (43,3% sobre las ventas), mientras que en al 30 de abril de 2018 ascendió a $ 2.663.439 (36,5% sobre las ventas).

El aumento del 123,1% en el costo de ventas fue generado principalmente por:

el mayor cargo por depreciación por $ 535.336 de los bienes relacionados con la explotación de petróleo y gas, la CT ADC, el PED y la Planta de GLP, como consecuencia del incremento de las inversiones realizadas en las áreas, la incorporación de nuevas áreas y la actualización del revalúo técnico de ciertos bienes realizados en los ejercicios finalizados al 30 de abril de 2018 y 2019.
un incremento de los costos laborales por $ 170.576, fundamentalmente como resultado de la incorporación de personal para llevar adelante la operación del área Pampa del Castillo – La Guitarra a partir del 1 de agosto de 2018.
un incremento de costos de Materiales, repuestos y otros por $ 216.575 y de los costos de operación, mantenimiento y reparaciones por $ 604.783, como consecuencia del aumento en la actividad generado por la incorporación de las áreas de Loma Negra, La Yesera y Pampa del Castillo – La Guitarra y el incremento en las tarifas de los servicios a lo largo del ejercicio,
un incremento de los costos de combustibles, lubricantes y fluidos por $ 318.524, como consecuencia del aumento en la actividad en los yacimientos, el incremento en los precios y el incremento en la tarifa del fondo fiduciario para consumos residenciales de gas relacionado con la producción de GLP,
la adquisición de gas de terceros $ 1.237.456, como consecuencia de que a partir de noviembre de 2018 CAMMESA dejó de suministrar gas a los generadores de energía eléctrica, debiendo los generadores adquirirlo en el mercado, y
la adquisición de petróleo por $ 156.904, como consecuencia del Joint Operation Agreement que rige la operación del área Pampa del Castillo – La Guitarra.

Gastos preoperativos

Los gastos preoperativos corresponden a los honorarios profesionales, gastos, comisiones e impuestos bancarios, entre otros, relacionados con la construcción del Parque Eólico Diadema II.

Gastos de comercialización

	30/04/2019	30/04/2018	Variación	Variación
Regalías Gastos de transporte y despacho de energía Derechos de exportaciones Impuesto sobre los ingresos brutos Comisiones y otros	(1.160.810) (102.068) (310.480) (315.930) (9.793)	(699.088) (118.357) - (239.048) (5.954)	(461.722) 16.289 (310.480) (76.882) (3.839)	66,0% -13,8% 100,0% 32,2% 64,5%
Gastos de comercialización	(1.899.081)	(1.062.447)	(836.634)	78,7%

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Los gastos de comercialización fueron de $ 1.899.081 al 30 de abril de 2019, representando un 13,8% sobre las ventas, mientras que al 30 de abril de 2018 ascendieron a $ 1.062.447, representando un 14,6% sobre las ventas. El aumento del 78,7% se debió principalmente al incremento de:

a) las regalías asociadas con el petróleo por: i) el incremento de la producción por la incorporación de las participaciones en los Consorcios de Loma Negra, La Yesera y la UTE Pampa del Castillo – La Guitarra, ii) un aumento del precio promedio en dólares del petróleo del 3% y iii) la mayor evolución de la cotización del dólar estadounidense respecto de la evolución de la inflación,
b) las regalías asociadas con el gas, generado por: i) el incremento de la producción por la incorporación de las participaciones en los Consorcios de Loma Negra y La Yesera, y ii) la mayor evolución de la cotización del dólar estadounidense respecto de la evolución de la inflación, y
c) el pago de derechos de exportaciones como consecuencia de la exportación del petróleo proveniente del área Pampa del Castillo – La Guitarra.

Todo ello compensado con los menores gastos de transporte y despacho de energía devengados por CAMMMESA como consecuencia de una readecuación de las tarifas y a precios que no acompañaron la evolución de la inflación.

Gastos de administración

	30/04/2019	30/04/2018	Variación	Variación
Honorarios y otras retribuciones Sueldos y cargas sociales Materiales, repuestos y otros Operación, mantenimiento y reparaciones Transporte, fletes y estudios Depreciación propiedad, planta y equipo Gastos de oficina, movilidad y representación Impuestos, tasas, contribuciones, alquileres y seguros Comisiones y otros Gastos bancarios	(33.766) (234.677) (36) (51.586) (4.300) (11.323) (20.273) (49.346) - (138.722)	(26.865) (238.840) (44) (44.187) (3.176) (8.300) (1.603) (59.150) (3.968) (83.271)	(6.901) 4.163 8 (7.399) (1.124) (3.023) (18.670) 9.804 3.968 (55.451)	25,7% -1,7% -18,2% 16,7% 35,4% 36,4% 1164,7% -16,6% 100,0% 66,6%
Gastos de administración	(544.029)	(469.404)	(74.625)	15,9%

Los gastos de administración fueron de $ 544.029 al 30 de abril de 2019, representando un 4,0% sobre las ventas, mientas que al 30 de abril de 2018 fueron de $ 469.404, representando un 6,4%. El incremento fue de $ 74.625, representando un 15,9%. Este incremento es consecuencia principalmente de: i) los gastos bancarios como consecuencia del mayor impuesto al débito y crédito bancario dadas las mayores erogaciones e ingresos percibidos por el Grupo; y ii) los rubros Operación, mantenimiento y reparaciones y gastos de oficina, movilidad y representación que incluyen los gastos relacionados con la operación de Pampa del Castillo – La Guitarra. Todo ello compensado con una disminución del rubro impuestos, tasas, contribuciones, alquileres y seguros.

Otros (egresos) / ingresos) operativos netos

	30/04/2019	30/04/2018	Variación	Variación
Resultado de venta de rodados Derecho de exclusividad Gravámenes no computables Ingresos por servicios de cargos administrativos indirectos – Consorcios y UTE Diversos	2.082 (22.075) (1.886) 23.144 (5.627)	562 - - 4.607 (4.535)	1.520 (22.075) (1.886) 18.537 (1.092)	270,5% 100,0% 100,0% 402,4% 24,1%
Otros (egresos) / ingresos operativos netos
	(4.362)	634	(4.996)	-788,0%

Los otros (egresos) / ingresos operativos netos al 30 de abril de 2019 fueron negativos por $ 4.362 y al 30 de abril de 2018 fueron positivos por $ 634. Este disminución se debió principalmente al cargo a resultados de unos derechos de exclusividad que no prosperaron, compensado en parte con los servicios prestados por la Sociedad como operador de los Consorcios y UTE.

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Resultados financieros

	30/04/2019	30/04/2018	Variación	Variación
Ingresos financieros 5.769.852 2.188.812 3.581.040 163,6% Costos financieros (11.346.434) (3.840.040) (7.506.394) 195,5% Otros resultados financieros 373 9.618 (9.245) -96,1%
Otros resultados financieros RECPAM	1.984.153	647.712	1.336.441	206,3%
Resultados financieros	(3.592.056)	(993.898)	(2.598.158)	261,4%

a) Ingresos financieros

	30/04/2019	30/04/2018	Variación	Variación
Diferencia de cambio 5.347.873 1.538.212 3.809.661 247,7%
Intereses y otros Devengamiento de intereses de créditos	420.668 1.311	646.846 3.754	(226.178) (2.443)	-35,0% -65,1%
Ingresos financieros	5.769.852	2.188.812	3.581.040	163,6%

Los ingresos financieros en al 30 de abril de 2019 arrojaron un saldo de $ 5.769.852, mientras que al 30 de abril de 2018 fueron de $ 2.188.812, representando un aumento del 163,6%. Las principales causas del incremento de $ 3.581.040 fueron:

La variación de la diferencia de cambio como consecuencia de la mayor evolución de la cotización del dólar estadounidense respecto de la evolución de la inflación, calculado sobre las inversiones en moneda extranjera. La variación a valores nominales de la cotización del dólar estadounidense entre abril 2018 y abril 2019 fue de un 115% mientras que, entre abril 2017 y abril 2018 fue de un 33,4%.
La variación de los intereses y otros resultados devengados corresponden principalmente al resultado generado por las inversiones en plazos fijos y en menor medida a los fondos comunes de inversión y la tenencia de títulos.
La variación en el devengamiento de intereses de créditos corresponde, principalmente, al resultado generado por la actualización del valor de los créditos a largo plazo de Hychico.

b) Costos financieros

	30/04/2019	30/04/2018	Variación	Variación
Diferencia de cambio Intereses y otros Devengamiento de intereses de créditos y deudas	(10.163.623) (1.153.113) (29.698)	(3.024.546) (806.981) (8.513)	(7.139.077) (346.132) (21.185)	236,0% 42,9% 248,9%
Costos financieros	(11.346.434)	(3.840.040)	(7.506.394)	195,5%

Los costos financieros al 30 de abril de 2019 arrojaron un saldo negativo de $ 11.346.434, mientras que al 30 de abril de 2018 fueron negativos por $ 3.840.040, representando un incremento en los costos del 195,5%. Las principales causas de la variación de $ 7.506.394 fueron:

Las mayores pérdidas por diferencia de cambio como consecuencia de la mayor evolución de la cotización del dólar estadounidense respecto de la evolución de la inflación; la variación a valores nominales en la cotización del dólar estadounidense entre abril abril 2018 y abril 2019 fue de un 115% mientras que, entre abril 2017 y abril 2018 fue de un 33,4%. El Grupo posee el 99,5% de su deuda financiera en dólares estadounidenses, con lo cual la variación de la cotizacion de dicha moneda genera un impacto significativo en los resultados económicos y en el patrimonio.

Las deudas financieras a los cuales hacemos referencia son las siguientes:

Obligaciónes Negociables Clase 2 por US$ 300 millones con vencimiento mayo 2024, a una tasa fija del 6,875%, pagaderos semestralmente.
Préstamo garantizado de US$ 14 millones con el CII, destinado a la construcción del PED de Hychico, devenga un interés a una tasa variable equivalente a LIBO más 4,5% nominal anual (a partir de abril de 2018) pagadero semestralmente. Al 30 de abril de 2019 el capital adeudado asciende a US$ 2,4 millones.

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La variación de los intereses y otros resultados devengados corresponde, principalmente, al devengamiento de los intereses por las Obligaciones Negociables, por el préstamo con el CII y por el financiamiento para el mantenimiento de la CT ADC. El incremento de la cotización del dólar estadounidense generó un mayor devengamiento de intereses en pesos.
El devengamiento de intereses de créditos y deudas corresponde al resultado generado por la actualización del valor de la provisión por abandono de pozos incrementado por la incorporación de nuevas áreas.

Otros resultados financieros RECPAM

	30/04/2019	30/04/2018	Variación	Variación
Otros resultados financieros RECPAM	2.034.092	647.712	1.386.380	214,0%

En este rubro se expone el resultado por exposición a los cambios en el poder adquisitivo de la moneda.

Impuesto a las ganancias

	30/04/2019	30/04/2018	Variación	Variación
Impuesto a las ganancias	(326.238)	(88.215)	(238.023)	269,8%

El resultado por el impuesto a las ganancias al 30 de abril de 2019 arrojó un saldo negativo de $ 326.238, principalmente por el impuesto especial por Revalúo Impositivo y el impuesto por el ajuste por inflación impositivo art 95, neto de la ganancia por el efecto del revalúo fiscal de Propiedad, planta y equipo.

Otros resultados integrales

	30/04/2019	30/04/2018	Variación	Variación
Otros resultados integrales	804.300	568.719	235.581	41,4%

Los otros resultados integrales al 30 de abril de 2019 ascendieron a $ 804.300, debido a que Capex aplica el modelo de revaluación para ciertos bienes del rubro Propiedad, planta y equipo y durante los ejercicios finalizados el 30 de abril de 2019 y 2018 ha actualizado los valores razonables de dichos bienes hasta el límite de sus valores recuperables.

Del total de los otros resultados integrales por $ 804.300, la porción atribuible a Capex asciende a $ 789.977, acumulándose la misma en la Reserva por revaluación de activos del Estado de Cambios en el Patrimonio. El saldo al 30 de abril de 2019 de dicha reserva asciende a $ 1.327.945, que de acuerdo con lo establecido por el Texto Ordenado de la CNV, no podrá ser distribuido, capitalizado ni destinado a absorber pérdidas acumuladas, pero deberá ser computado como parte de los resultados acumulados a los fines de efectuar las comparaciones para determinar la situación de Capex frente a los artículos 31, 32 y 206 de la Ley de Sociedades N° 19.550.

10. Propuesta del Directorio

En cumplimiento de las disposiciones estatutarias y legales vigentes, el Directorio de la Sociedad cumple en someter a vuestra consideración la presente Memoria, Inventario, Informe de los Auditores Independientes, Informe de la Comisión Fiscalizadora, Informe del Comité de Auditoría y los Estados Financieros individuales y consolidados, correspondientes al ejercicio trigésimo primero iniciado el 1º de mayo de 2018 y finalizado el 30 de abril de 2019.

El resultado integral del ejercicio arrojó una ganancia de $ 2.174.535.526, constituido por i) el Resultado neto ganancia por $ 1.384.556.520, y ii) Otros resultados integrales ganancia provenientes del revalúo del rubro Propiedad, Planta y Equipo por $ 789.979.006. Conforme a las normas aplicables los Otros resultados integrales forman parte de la Reserva por Revaluación de Activos.

Al cierre del ejercicio los resultados no asignados ascienden a una ganancia de $ 6.245.644.482, compuesto por: i) Resultado neto ganancia por $ 1.384.556.520, ii) la desafectación de la Reserva por Revaluación de Activos por $ 24.287.594, iii) el Superávit de revaluación de Propiedad, planta y equipo de acuerdo a lo dispuesto por la Res. 777/18 de la CNV) por $ 2.768.346.048, iv) los Resultados no Asignados ganancia al inicio del ejercicio como consecuencia de la aplicación del ajuste por inflación, de acuerdo con las normas contables vigentes, por $ 2.068.454.320.

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El Directorio propone que los Resultados no asignados ganancia que ascienden a $ 6.245.644.482 sean imputados de la siguiente forma: i) $ 2.768.346.048 correspondiente al Superávit de revaluación de Propiedad, planta y equipo (de acuerdo con lo dispuesto por la Res. 777/18 de la CNV) a la Reserva por Revaluación de Activos, ii) $ 173.864.922 a la Reserva Legal, y iii) $ 3.303.433.512 a la Reserva Facultativa para distribución de dividendos y/o inversiones y/o cancelación de deuda y/o absorción de pérdidas.

Los logros obtenidos son fruto de un gran esfuerzo. Por eso, a todos los involucrados: clientes, bancos, proveedores, accionistas y a nuestro personal, un especial agradecimiento.

Ciudad Autónoma de Buenos Aires, 5 de julio de 2019

EL DIRECTORIO

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ANEXO IV del Capítulo I del Título IV – Régimen Informativo Periódico de las Normas (N.T.2013 y mod.) CODIGO DE GOBIERNO SOCIETARIO

PRINCIPIO I. TRANSPARENTAR LA RELACION ENTRE LA EMISORA, EL GRUPO ECONÓMICO QUE ENCABEZA Y/O INTEGRA Y SUS PARTES RELACIONADAS	PRINCIPIO I. TRANSPARENTAR LA RELACION ENTRE LA EMISORA, EL GRUPO ECONÓMICO QUE ENCABEZA Y/O INTEGRA Y SUS PARTES RELACIONADAS	PRINCIPIO I. TRANSPARENTAR LA RELACION ENTRE LA EMISORA, EL GRUPO ECONÓMICO QUE ENCABEZA Y/O INTEGRA Y SUS PARTES RELACIONADAS
Recomendación I.1: Garantizar la divulgación por parte del Órgano de Administración de políticas aplicables a la relación de la Emisora con el grupo económico que encabeza y/o integra y con sus partes relacionadas. Norma o política interna de autorización de transacciones entre partes relacionadas. Explicitar los principales lineamientos de la norma o política interna.
	Cumple	Todas las operaciones de monto relevante que Capex realice con todas aquellas personas físicas y/o jurídicas que, de conformidad con lo establecido en el art. 72 de la Ley de Mercado de Capitales 26.831 (“LMC”), sean consideradas “partes relacionadas”, deben someterse a un procedimiento específico de autorización y control previo que se desarrolla bajo la coordinación del Departamento de Legales y que involucra tanto al Directorio como al Comité de Auditoría (según el caso). Asimismo, en cumplimiento de lo dispuesto en la LMC, todas las operaciones de monto relevante que Capex celebra con sus partes relacionadas son informadas de inmediato bajo la modalidad de “hecho relevante”. Finalmente, tanto los estados financieros individuales como los consolidados detallan las operaciones y saldos de Capex con sus partesrelacionadas.
Recomendación I.2: Asegurar la existencia de mecanismos preventivos de conflictos de interés. Claras políticas y procedimientos específicos de identificación, manejo y resolución de conflictos de interés que pudieran surgir entre los miembros del Órgano de Administración, gerentes de primera línea y síndicos y/o consejeros de vigilancia en su relación con la Emisora o con personas relacionadas a la misma. Descripción de los aspectos relevantes de las mismas.
	Cumple	La Sociedad cuenta con un Código de Conducta que establece que sus directores, gerentes y empleados deben evitar todo potencial o presente conflicto de intereses (los propios con los de la Compañía). En la medida que algún director, gerente o empleado de la Compañía se encuentre frente a una situación que le puede generar un conflicto de interés al estar directa o indirectamente relacionado con el tema a tratar, el mismo debe ser informado a su superior inmediato, quien le dará al tema el tratamiento correspondiente liberando al afectado de dicha tarea/responsabilidad. En caso de presentarse una situación de conflicto de intereses, deberá arbitrar tal decisión con un tercero que no esté condicionado.
Recomendación I.3: Prevenir el uso indebido de información privilegiada. Responder si: La Emisora cuenta, sin perjuicio de la normativa vigente, con políticas y mecanismos asequibles que previenen el uso indebido de información privilegiada por parte de los miembros del Órgano de Administración, gerentes de primera línea, síndicos y/o consejeros de vigilancia, accionistas controlantes o que ejercen una influencia significativa, profesionales intervinientes y el resto de las personas enumeradas en los artículos 7 y 33 del Decreto Nº 677/01. Hacer una descripción de los aspectos relevantes de las mismas.
	Cumple	El Código de Conducta establece que los Directores, gerentes y empleados deben evitar transacciones personales/propias en materia accionaria, financiera, estratégica que se basen en información material, de no conocimiento público y conocida por el desempeño de sus funciones. Toda transacción entre compañías relacionadas debe efectuarse con la participación/aprobación de los sectores responsables involucrados, en condiciones de transparencia y buenas prácticas de negocios.

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PRINCIPIO II. SENTAR LAS BASES PARA UNA SÓLIDA ADMINISTRACIÓN Y SUPERVISIÓN DE LA EMISORA

El marco para el gobierno societario debe: Recomendación II. 1: Garantizar que el Órgano de Administración asuma la administración y supervisión de la Emisora y su orientación estratégica.

PRINCIPIO II. SENTAR LAS BASES PARA UNA SÓLIDA ADMINISTRACIÓN Y SUPERVISIÓN DE LA EMISORA El marco para el gobierno societario debe: Recomendación II. 1: Garantizar que el Órgano de Administración asuma la administración y supervisión de la Emisora y su orientación estratégica.	PRINCIPIO II. SENTAR LAS BASES PARA UNA SÓLIDA ADMINISTRACIÓN Y SUPERVISIÓN DE LA EMISORA El marco para el gobierno societario debe: Recomendación II. 1: Garantizar que el Órgano de Administración asuma la administración y supervisión de la Emisora y su orientación estratégica.	PRINCIPIO II. SENTAR LAS BASES PARA UNA SÓLIDA ADMINISTRACIÓN Y SUPERVISIÓN DE LA EMISORA El marco para el gobierno societario debe: Recomendación II. 1: Garantizar que el Órgano de Administración asuma la administración y supervisión de la Emisora y su orientación estratégica.
Responder si: II.1.1 el Órgano de Administración aprueba: II.1.1.1elplanestratégico o denegocio, asícomolos objetivos de gestióny presupuestos anuales,
	Cumple	El Directorio con fecha 24.04.2019 aprobó el plan de negocio y presupuesto para el ejercicio 2019-2020.
II.1.1.2 la política de inversiones (en activos financieros y en bienes de capital), y de financiación,
	Cumple	El Directorio con fecha 24.04.2019 aprobó la política de inversiones yfinanciaciónpara elejercicio2019-2020
II.1.1.3 la política de gobierno societario (cumplimiento Código de Gobierno Societario)
	Cumple	El Comité de Auditoría revisa y controla el CGS. Una vez confeccionado se somete avotacióndel Directorio.
II.1.1.4 la política de selección, evaluación y remuneración de los gerentes de primera línea,
	Cumple Parcialmente	La selección de Gerentes de primera línea es el resultado de una tarea conjunta entre Director Ejecutivo, Directores y RRHH. No existe política específica, ya que la Sociedad considera, frente a las fluctuaciones que han existido en la economía y que han afectado en el mercado laboral, que una política sufriría continuos y constantes cambios, mientras que un procedimiento establece una mecánica de trabajo cuyas variables se adecuarán a la situación económica de cada momento. Existe un procedimiento coordinado por RRHH que evalúa a todos los empleados (incluyendo gerentes), el desempeño de sus funciones y objetivos y en base a eso se determina una gratificación variable anual y eventuales ascensos. Dicho procedimiento queda registrado y documentado en cada ocasión y se encuentra en la Gerencia de Desarrollo Organizacional. Las remuneraciones son aprobadas por el Directorio en el presupuesto anual y revisadas a lo largo del ejercicio por la Dirección Ejecutiva de acuerdo con mercado y con la situación de la compañía.
II.1.1.5 la política de asignación de responsabilidades a los gerentes de primera línea,
	Cumple	El Directorio con fecha 19.04.2013 ha delegado en forma expresa en el Director Ejecutivo la asignación de responsabilidades a los gerentes.
II.1.1.6 la supervisión de los planes de sucesión de los gerentes de primera línea,
	Cumple	El Directorio con fecha 19.04.2013 ha delegado en forma expresa en el Director Ejecutivo la ejecución y supervisión de los planes de sucesión.
II.1.1.7 la política de responsabilidad social empresaria
	Cumple Parcialmente	La Sociedad lleva adelante programas de RSE los que son aprobados por el Directorio dentro del presupuesto anual y comunicados a sus gerentes de primeralínea. El Directorio con

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fecha 24.04.2019 aprobó los programas de RSE para el ejercicio 2019-2020. II.1.1.8 las políticas de gestión integral de riesgos y de control interno, y de prevención de fraudes, Cumple El Comité de Auditoría revisa y aprueba la gestión de Auditoría Parcialmente interna y externa y lo incluye en su informe anual. II.1.1.9 la política de capacitación y entrenamiento continuo para miembros del Órgano de Administración y de los gerentes de primera línea, Cumple Los miembros del Directorio son empresarios con experiencia y Parcialmente capacitación adecuada para el ejercicio de sus funciones. La Sociedad ha puesto en práctica programas de capacitación y entrenamiento continuo, fomenta y facilita esta actividad evaluando las capacidades necesarias para desarrollar las actividades de sus gerentes de primera línea. II.1.2 De considerar relevante, agregar otras políticas aplicadas por el Órgano de Administración que no han sido mencionadas y detallar los puntos significativos. Cumple El Directorio ha efectuado un análisis acerca de la necesidad de contar con nuevas políticas y ha considerado que las mismas no son necesarias. II.1.3 La Emisora cuenta con una política tendiente a garantizar la disponibilidad de información relevante para la toma de decisiones de su Órgano de Administración y una vía de consulta directa de las líneas gerenciales, de un modo que resulte simétrico para todos sus miembros (ejecutivos, externos e independientes) por igual y con una antelación suficiente, que permita el adecuado análisis de su contenido. Explicitar.

Cumple Se realizan reuniones semanales de información de las gerencias y se reportan al Directorio. Existe disponibilidad absoluta de información por parte del Directorio de todos los temas tratados. Recomendación II.2: Asegurar un efectivo Control de la Gestión de la Emisora. Responder si: El Órgano de Administración verifica:

II.2.1 el cumplimiento del presupuesto anual y del plan de negocios,

	Cumple	El Directorio lo verifica mediante la información periódicamente
		recibida del Director Ejecutivo quien lleva adelante el
		cumplimiento del presupuesto anual y del plan de negocios.
		Existe un manual de procedimientos en la intranet de la emisora
		que contempla el proceso desde que se inicia el armado del
		Presupuesto Anual, con los requerimientos de información a los
		distintos sectores, hasta la consolidación y aprobación final por
		parte del Directorio, así como las actividades de solicitud y
		aprobación de Adicionales de Presupuesto. Asimismo en forma
		periódica se analizan los desvíos y cumplimiento.
	ntes de primera línea y su cumplimiento de los objetivos a ellos fijados (el nivel de
	utilidades logradas, calificación financiera, calidad del reporte contable, cuota de
	ectos relevantes de la política de Control de Gestión de la Emisora detallando técnicas oreo efectuado por el Órgano de Administración.

II.2.2 el desempeño de los gerentes de primera línea y su cumplimiento de los objetivos a ellos fijados (el nivel de utilidades previstas versus el de utilidades logradas, calificación financiera, calidad del reporte contable, cuota de mercado, etc.).

Hacer una descripción de los aspectos relevantes de la política de Control de Gestión de la Emisora detallando técnicas empleadas y frecuencia del monitoreo efectuado por el Órgano de Administración.

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Cumple	El Directorio lo verifica mediante la información periódicamente
	recibida del Director Ejecutivo con colaboración de las gerencias.
	Los gerentes participan de las reuniones e informan. Existe un
	manual de procedimiento de Control de Gestión en la intranet de
	la emisora que contempla la descripción del Proceso de Control
	de Gestión de los presupuestos económicos y financieros para
	los meses acumulados del año.
	Adicionalmente, se realizan reuniones de control de gestión en
	forma trimestral en las cuales se evalúa el grado de
	cumplimiento y desvíos respecto del presupuesto. La
	información analizada tiene como fuentes la contabilidad y datos
	de mercado.

Recomendación II.3: Dar a conocer el proceso de evaluación del desempeño del Órgano de Administración y su impacto. Responder si: II.3.1 Cada miembro del Órgano de Administración cumple con el Estatuto Social y, en su caso, con el Reglamento del funcionamiento del Órgano de Administración. Detallar las principales directrices del Reglamento. Indicar el grado de cumplimiento del Estatuto Social y Reglamento.

Reglamento.
Cumple	Los miembros del Directorio cumplen en su totalidad con el
	Estatuto Social. Cabe mencionar que el Órgano de
	Administración de la Sociedad no cuenta con un reglamento
	para su funcionamiento y no lo considera necesario.

II.3.2 El Órgano de Administración expone los resultados de su gestión teniendo en cuenta los objetivos fijados al inicio del período, de modo tal que los accionistas puedan evaluar el grado de cumplimiento de tales objetivos, que contienen tanto aspectos financieros como no financieros. Adicionalmente, el Órgano de Administración presenta un diagnóstico acerca del grado de cumplimiento de las políticas mencionadas en la Recomendación II, ítems II.1.1.y II.1.2 Detallar los aspectos principales de la evaluación de la Asamblea General de Accionistas sobre el grado de cumplimiento por parte del Órgano de Administración de los objetivos fijados y de las políticas mencionadas en la Recomendación II, puntos II.1.1 y II.1.2, indicando la fecha de la Asamblea donde se presentó dicha evaluación. Cumple En forma anual, en la Memoria, el Directorio expone los resultados de su gestión y describe su actuación a efectos de permitir la evaluación del desempeño por parte de la Asamblea. Históricamente las Asambleas de Accionistas las aprueban sin salvedades. La última Asamblea donde se presentó dicha evaluación fue el 28/08/2018.

Recomendación II.4: Que el número de miembros externos e independientes constituyan una proporción significativa en el Órgano de Administración de la Emisora. Responder si:

Responder si:
II.4.1 La proporción de miembros de esta Comisión) del Órgano de	ejecutivos, externos e independientes (estos últimos definidos según la normativa Administración guarda relación con la estructura de capital de la Emisora. Explicitar.
	Cumple	En observancia de lo dispuesto por el art. 109 de la LMC, en
		oportunidad de cada elección de directores, cada vez que se
		proponen candidatos a la consideración de la asamblea se
		informa a la misma, antes de la votación de este punto, respecto
		de la condición de independiente o no independiente que reviste
		cada candidato. Asimismo, con posterioridad a la celebración de
		la asamblea y en cumplimiento de las disposiciones de las
		Normas de la CNV, dentro del plazo de 10 días de la elección de
		nuevos directores, se informa a la CNV y a los mercados los datos
		personales de cada director como así también si reviste el
		carácter de independiente o no independiente.
		Actualmente el Directorio está compuesto por 5 miembros
		titulares de los cuales 2 son independientes. Esta composición
		permite un correcto cumplimiento de las funciones del Directorio
		y la integración del Comité de Auditoría de conformidad con lo
		previsto en laLMC.

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II.4.2 Durante el año en curso, los accionistas acordaron a través de una Asamblea General una política dirigida a mantener una proporción de al menos 20% de miembros independientes sobre el número total de miembros del Órgano de Administración. Hacer una descripción de los aspectos relevantes de tal política y de cualquier acuerdo de accionistas que permita comprender el modo en que miembros del Órgano de Administración son designados y por cuánto tiempo. Indicar si la independencia de los miembros del Órgano de Administración fue cuestionada durante el transcurso del año y si se han producido abstenciones por conflictos de interés.

II.4.2 Durante el año en curso, los accionistas acordaron a través de una Asamblea General una política dirigida a mantener una proporción de al menos 20% de miembros independientes sobre el número total de miembros del Órgano de Administración. Hacer una descripción de los aspectos relevantes de tal política y de cualquier acuerdo de accionistas que permita comprender el modo en que miembros del Órgano de Administración son designados y por cuánto tiempo. Indicar si la independencia de los miembros del Órgano de Administración fue cuestionada durante el transcurso del año y si se han producido abstenciones por conflictos de interés.	II.4.2 Durante el año en curso, los accionistas acordaron a través de una Asamblea General una política dirigida a mantener una proporción de al menos 20% de miembros independientes sobre el número total de miembros del Órgano de Administración. Hacer una descripción de los aspectos relevantes de tal política y de cualquier acuerdo de accionistas que permita comprender el modo en que miembros del Órgano de Administración son designados y por cuánto tiempo. Indicar si la independencia de los miembros del Órgano de Administración fue cuestionada durante el transcurso del año y si se han producido abstenciones por conflictos de interés.	II.4.2 Durante el año en curso, los accionistas acordaron a través de una Asamblea General una política dirigida a mantener una proporción de al menos 20% de miembros independientes sobre el número total de miembros del Órgano de Administración. Hacer una descripción de los aspectos relevantes de tal política y de cualquier acuerdo de accionistas que permita comprender el modo en que miembros del Órgano de Administración son designados y por cuánto tiempo. Indicar si la independencia de los miembros del Órgano de Administración fue cuestionada durante el transcurso del año y si se han producido abstenciones por conflictos de interés.
	Cumple	La Sociedad designa una proporción de Directores Independientes sobre el total de sus miembros, que le asegure el cumplimiento de la normativa vigente en cuanto a la composición del Comité de Auditoría. En cuanto a la difusión de la proporción de directores independientes, la misma queda documentada en la transcripción de las reuniones de Asamblea donde se nominan los Directores, de conformidad con lo requerido por la normativa vigente. Durante el transcurso del ejercicio fiscal no fue cuestionada la independencia de los miembros del Órgano de Administración ni se produjeron abstenciones por conflictos de interés.
Recomendación II.5: Comprometer a que existan normas y procedimientos inherentes a la selección y propuesta de miembros del Órgano de Administración y gerentes de primera línea de la Emisora Responder si: II.5.1. La Emisora cuenta con un Comité de Nombramientos:
	No Cumple	La Sociedad no cuenta con un Comité de Nombramientos y no considera necesaria su implementación debido a que las funciones a cargo de éste, con el alcance establecido en la normativa vigente, son ejercidas directamente por la Asamblea de Accionistas (en lo que respecta a la selección de Directores); por el Directorio con el soporte de la Gerencia de Desarrollo Organizacional (en lo que respecta a la selección del Director Ejecutivo) y por el Director Ejecutivo con el soporte de la Gerencia de Desarrollo Organizacional (en lo que respecta a gerentes de primera línea).
II.5.1.1 integrado por al menos tres miembros del Órgano de Administración, en su mayoría independientes,
	No Cumple	Ver explicación II.5.1
II.5.1.2 presidido por un miembro independiente del Órgano de Administración,
	No Cumple	Ver explicación II.5.1
II.5.1.3 que cuenta con miembros que acreditan suficiente idoneidad y experiencia en temas de políticas de capital humano,
	No Cumple	Verexplicación II.5.1

II.5.1.4 que se reúna al menos dos veces por año.
	No Cumple	Ver explicación II.5.1
II.5.1.5 cuyas decisiones no son necesariamente vinculantes para la Asamblea General de Accionistas sino de carácter consultivo en lo que hace a la selección de los miembros del Órgano de Administración.
	No Cumple	Ver explicación II.5.1

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II.5. 2 En caso de contar con un Comité de Nombramientos, el mismo:

II.5.2.1 verifica la revisión y evaluación anual de su reglamento y sugiere al Órgano de Administración las modificaciones para su aprobación,

II.5.2.2 propone el desarrollo de criterios (calificación, experiencia, reputación profesional y ética, otros) para la selección de nuevos miembros del Órgano de Administración y gerentes de primera línea, II.5.2.3 identifica los candidatos a miembros del Órgano de Administración a ser propuestos por el Comité a la Asamblea General de Accionistas,

II. 5.2.4 sugiere miembros del Órgano de Administración que habrán de integrar los diferentes Comités del Órgano de Administración acorde a sus antecedentes,

II. 5.2.5 recomienda que el Presidente del Directorio no sea a su vez el Gerente General de la Emisora, II. 5.2.6 asegura la disponibilidad de los curriculum vitaes de los miembros del Órgano de Administración y gerentes de la primera línea en la web de la Emisora, donde quede explicitada la duración de sus mandatos en el primer caso,

II.5.2.7 constata la existencia de un plan de sucesión del Órgano de Administración y de gerentes de primera línea.

II.5. 3 De considerar relevante agregar políticas implementadas realizadas por el Comité de Nombramientos de la Emisora que no han sido mencionadas en el punto anterior.

No Cumple Ver explicación II.5.1

Recomendación II.6: Evaluar la conveniencia de que miembros del Órgano de Administración y/o síndicos y/o consejeros de vigilancia desempeñen funciones en diversas Emisoras.

Responder si:

La Emisora establece un límite a los miembros del Órgano de Administración y/o síndicos y/o consejeros de vigilancia para que desempeñen funciones en otras entidades que no sean del grupo económico, que encabeza y/o integra la Emisora. Especificar dicho límite y detallar si en el transcurso del año se verificó alguna violación a tal límite. Cumple El Código de Conducta establece que los directores y gerentes podrán formar parte del personal de compañías afiliadas siempre que ello sea de público conocimiento y que su accionar sea transparente y no exista interferencia en el ejercicio de sus funciones tal que no pueda tomar una decisión imparcial para una de las partes. Respecto de otras compañías no afiliadas es práctica de la Sociedad que no exista limitación alguna en la medida en que no exista conflicto de interés, debiendo en todos los casos tenerse en cuenta las incompatibilidades y limitaciones contenidas en los artículos 264, 273 y 286 de la Ley 19.550 y sus modificaciones.

Recomendación II.7: Asegurar la Capacitación y Desarrollo de miembros del Órgano de Administración y gerentes de primera línea de la Emisora.

Responder si:

II.7.1 La Emisora cuenta con Programas de Capacitación continua vinculado a las necesidades existentes de la Emisora para los miembros del Órgano de Administración y gerentes de primera línea, que incluyen temas acerca de su rol y responsabilidades, la gestión integral de riesgos empresariales, conocimientos específicos del negocio y sus regulaciones, la dinámica de la gobernanza de empresas y temas de responsabilidad social empresaria. En el caso de los miembros del Comité de Auditoría, normas contables internacionales, de auditoría y de control interno y de regulaciones específicas del mercado de capitales. Describir los programas que se llevaron a cabo en el transcurso del año y su grado de cumplimiento. Cumple En forma adicional a lo expresado en II.1.1.9 los miembros del Directorio cuentan con experiencia así como con los conocimientos y capacitación profesional adecuada para el desempeño de sus funciones.

En forma adicional a lo expresado en II.1.1.9 los miembros del Directorio cuentan con experiencia así como con los conocimientos y capacitación profesional adecuada para el desempeño de sus funciones. Hasta la fecha se efectúan las capacitaciones de acuerdo con las necesidades puntuales que eventualmente existen. Respecto de los Gerentes de Primera Línea durante el ejercicio se han efectuado las siguientes capacitaciones:

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		- Procesos de coaching para el desarrollo de competencias de management - Programa Gerencial de Estrategia, Movilización, Ejecución (EME-IAE) - Jornadas de Producción, Transporte y Tratamiento de Gas - Congreso de No Convencionales - SPE Neuquén - Conferencia y Exposición Técnica Anual - SPE Dallas - Ciclo de actualización sobre el Panorama Político y Económico nacional e internacional - Ciclos de actualización tributaria e impositiva
II.7.2 La Emisora incentiva, por otros medios no mencionados en II.7.1, a los miembros de Órgano de Administración y gerentes de primera línea mantener una capacitación permanente que complemente su nivel de formación de manera que agregue valor a la Emisora. Indicar de qué modo lo hace.
	Cumple	A través de la participación en eventos, foros, seminarios y congresos.

PRINCIPIO III. AVALAR UNA EFECTIVA POLÍTICA DE IDENTIFICACIÓN, MEDICIÓN, ADMINISTRACIÓN Y DIVULGACIÓN DEL RIESGO EMPRESARIAL En el marco para el gobierno societario: Recomendación III: El Órgano de Administración debe contar con una política de gestión integral del riesgo empresarial y monitorea su adecuada implementación.

Responder si:

III.1 La Emisora cuenta con políticas de gestión integral de riesgos empresariales (de cumplimiento de los objetivos estratégicos, operativos, financieros, de reporte contable, de leyes y regulaciones, otros). Hacer una descripción de los aspectos más relevantes de las mismas.

	Cumple	Las políticas y procedimientos internos de control de riesgos se
		efectivizan mediante auditorías internas, externas y del Comité de
		Auditoría. El Comité de Auditoría en cumplimiento de sus
		funciones, de acuerdo con lo establecido por la normativa vigente,
		el Reglamento del Comité de Auditoría y siguiendo su plan de
		actuación anual, supervisa la aplicación de las políticas de
		información sobre gestión de riesgos de la Sociedad, informando
		de ello en su Informe Anual. Considerando que el riesgo más
		importante de la Sociedad, teniendo en cuenta la naturaleza de
		su actividad, es el riesgo ambiental, Capex ha certificado el
		yacimiento, la central de generación y la planta de GLP bajo la
		norma ISO 14001 y cuenta con una política de seguridad y
		gestión ambiental. Respecto de los riesgos financieros en los
		estados financieros anuales se incluye una descripción de los
		mismos y sus efectos en los resultados.
	n de Riesgos en el seno del Órgano de Administración o de la Gerencia General.
	manuales de procedimientos y detallar los principales factores de riesgos que son
	actividad y las acciones de mitigación implementadas. De no contar con dicho Comité,
	de supervisión desempeñado por el Comité de Auditoría en referencia a la gestión de
	interacción entre el Órgano de Administración o de sus Comités con la Gerencia
	de gestión integral de riesgos empresariales.
	Cumple	A través del seguimiento del negocio y las funciones de gestión
		de la Dirección Ejecutiva, ésta evalúa los riesgos que se
		presentan y junto con los Gerentes involucrados toma las
		medidas necesarias para mitigarlos. La Dirección Ejecutiva
		mantiene informado permanentemente al Directorio. Asimismo,
		y dadala actividad delgrupo, se cuenta conunamatrizderiesgos

III.2 Existe un Comité de Gestión de Riesgos en el seno del Órgano de Administración o de la Gerencia General. Informar sobre la existencia de manuales de procedimientos y detallar los principales factores de riesgos que son específicos para la Emisora o su actividad y las acciones de mitigación implementadas. De no contar con dicho Comité, corresponderá describir el papel de supervisión desempeñado por el Comité de Auditoría en referencia a la gestión de riesgos.

riesgos.
Asimismo, especificar el grado de	interacción entre	el Órgano de Administración o de sus Comités con la Gerencia
General de la Emisora en materia	de gestión integral de riesgos empresariales.
	Cumple		A través del seguimiento del negocio y las funciones de gestión
			de la Dirección Ejecutiva, ésta evalúa los riesgos que se
			presentan y junto con los Gerentes involucrados toma las
			medidas necesarias para mitigarlos. La Dirección Ejecutiva
			mantiene informado permanentemente al Directorio. Asimismo,
			y dadala actividad delgrupo, se cuenta conunamatrizderiesgos

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en materia de seguridad y de gestión ambiental y de procedimientos para su gestión. III.3 Hay una función independiente dentro de la Gerencia General de la Emisora que implementa las políticas de gestión integral de riesgos (función de Oficial de Gestión de Riesgo o equivalente). Especificar. Cumple Cuenta con un Gerente de Seguridad y Gestión Ambiental que depende jerárquicamente del Director Ejecutivo. Asimismo, respecto del resto de los riesgos, el Auditor interno cumple una función equivalente y depende del Director Ejecutivo. III.4 Las políticas de gestión integral de riesgos son actualizadas permanentemente conforme a las recomendaciones y metodologías reconocidas en la materia. Indicar cuáles (Enterprise Risk Management, de acuerdo al marco conceptual de COSO – Committee of sponsoring organizations of the Treadway Commission –, ISO 31000, norma IRAM 17551, sección 404 de la Sarbanes-Oxley Act, otras).

		en materia de seguridad y de gestión ambiental y de procedimientos para su gestión.
III.3 Hay una función independiente dentro de la Gerencia General de la Emisora que implementa las políticas de gestión integral de riesgos (función de Oficial de Gestión de Riesgo o equivalente). Especificar.
	Cumple	Cuenta con un Gerente de Seguridad y Gestión Ambiental que depende jerárquicamente del Director Ejecutivo. Asimismo, respecto del resto de los riesgos, el Auditor interno cumple una función equivalente y depende del Director Ejecutivo.
III.4 Las políticas de gestión integral de riesgos son actualizadas permanentemente conforme a las recomendaciones y metodologías reconocidas en la materia. Indicar cuáles (Enterprise Risk Management, de acuerdo al marco conceptual de COSO – Committee of sponsoring organizations of the Treadway Commission –, ISO 31000, norma IRAM 17551, sección 404dela Sarbanes-OxleyAct, otras).
	Cumple Parcialmente	Cada gerencia evalúa la revisión de sus procedimientos y conforme a lo mencionado en el punto III.2. se discute con la Dirección Ejecutiva, y se actualizan los procedimientos necesarios.
III.5 El Órgano de Administración comunica sobre los resultados de la supervisión de la gestión de riesgos realizada conjuntamente con la Gerencia General en los estados financieros y en la Memoria anual. Especificar los principales puntos de las exposiciones realizadas.
	Cumple	Los estados financieros incluyen referencias a los riesgos financieros y sus efectos sobre el resultado de sus operaciones, así como también información relevante referida a seguridad y gestión ambiental. En dicho sentido se manifiesta que la Sociedad cumple con la normativa Nacional y Provincial en materia de informes de seguridad y gestión ambiental; asimismo a través del Director Ejecutivo se mantiene informado al Directorio sobre los eventos ocurridos en la operación y las acciones encaradas para su tratamiento / saneamiento. Al cierre de los estados financieros no existen contingencias que representen materialidad a la vez que se está dando cumplimiento a los compromisos asumidos para el ejercicio con las autoridades.

PRINCIPIO IV. SALVAGUARDAR LA INTEGRIDAD DE LA INFORMACION FINANCIERA CON AUDITORÍAS INDEPENDIENTES

Recomendación IV: Garantizar la independencia y transparencia de las funciones que le son encomendadas al Comité de Auditoría y al Auditor Externo. Responder si: IV.1. El Órgano de Administración al elegir a los integrantes del Comité de Auditoría teniendo en cuenta que la mayoría debe revestir el carácter de independiente, evalúa la conveniencia de que sea presidido por un miembro independiente. Cumple En concordancia con la normativa el Comité está compuesto por Parcialmente tres o más miembros del Directorio elegidos por mayoría de votos, los cuales deben ser en su mayoría independientes. Sin perjuicio de lo antes mencionado no se ha evaluado específicamente que fuese presidido por un miembro independiente. IV.2 Existe una función de auditoría interna que reporta al Comité de Auditoría o al Presidente del Órgano de Administración y que es responsable de la evaluación del sistema de control interno.

Indicar si el Comité de Auditoría o el Órgano de Administración hace una evaluación anual sobre el desempeño del área de auditoría interna y el grado de independencia de su labor profesional, entendiéndose por tal que los profesionales a cargo de tal función son independientes de las restantes áreas operativas y además cumplen con requisitos de independencia respecto de los accionistas de control o entidades relacionadas que ejerzan influencia significativa en la Emisora. Especificar, asimismo, si la función de auditoría interna realiza su trabajo de acuerdo con las normas internacionales para el ejercicio profesional de la auditoría interna emitidas por el Institute of Internal Auditors (IIA).

Cumple El Comité de Auditoría en forma anual verifica el accionar del Parcialmente auditor interno y analiza su labor y su grado de independencia.

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IV.3 Los integrantes del Comité de Auditoría hacen una evaluación anual de la idoneidad, independencia y desempeño de los Auditores Externos, designados por la Asamblea de Accionistas. Describir los aspectos relevantes de los procedimientos empleados para realizar la evaluación.

IV.3 Los integrantes del Comité de Auditoría hacen una evaluación anual de la idoneidad, independencia y desempeño de los Auditores Externos, designados por la Asamblea de Accionistas. Describir los aspectos relevantes de los procedimientos empleados para realizar la evaluación.	IV.3 Los integrantes del Comité de Auditoría hacen una evaluación anual de la idoneidad, independencia y desempeño de los Auditores Externos, designados por la Asamblea de Accionistas. Describir los aspectos relevantes de los procedimientos empleados para realizar la evaluación.	IV.3 Los integrantes del Comité de Auditoría hacen una evaluación anual de la idoneidad, independencia y desempeño de los Auditores Externos, designados por la Asamblea de Accionistas. Describir los aspectos relevantes de los procedimientos empleados para realizar la evaluación.
	Cumple	El Comité de Auditoría evalúa la idoneidad, independencia y desempeño de los Auditores Externos que fueran designados por la Asamblea de Accionistas. Cada año emite un informe en atención a los siguientes procedimientos y tareas realizadas: Análisis de las propuestas de servicios y honorarios de los Auditores Externos; mantenimiento de las condiciones de independencia, consulta a funcionarios de la Sociedad sobre la existencia de hechos que puedan afectar la independencia del auditor; análisis de los planes de trabajo, su desarrollo y resultados; planeamiento y enfoque de los trabajos, etc. Se emite una opinión fundada en los términos de la normativa aplicable y el Reglamento del Comité.
IV.4 La Emisora cuenta con una política referida a la rotación de los miembros de la Comisión Fiscalizadora y/o del Auditor Externo; y a propósito del último, si la rotación incluye a la firma de auditoría externa o únicamente a los sujetos físicos.
	Cumple Parcialmente	En lo que respecta a la rotación de los miembros de la Comisión Fiscalizadora, la Sociedad no cuenta con una política específica, dado que su conformación es renovada anualmente (se vota una nueva Comisión Fiscalizadora pero pueden resultar ser los mismos miembros). En lo que respecta a la rotación del Auditor Externo, la Sociedad aplica las disposiciones incluidas en las Normas de la Comisión Nacional de Valores referidas con la rotación de los Auditores Externos.

PRINCIPIO V. RESPETAR LOS DERECHOS DE LOS ACCIONISTAS

Recomendación V.1: Asegurar que los accionistas tengan acceso a la información de la Emisora. Responder si:

PRINCIPIO V. RESPETAR LOS DERECHOS DE LOS ACCIONISTAS Recomendación V.1: Asegurar que los accionistas tengan acceso a la información de la Emisora. Responder si:	PRINCIPIO V. RESPETAR LOS DERECHOS DE LOS ACCIONISTAS Recomendación V.1: Asegurar que los accionistas tengan acceso a la información de la Emisora. Responder si:	PRINCIPIO V. RESPETAR LOS DERECHOS DE LOS ACCIONISTAS Recomendación V.1: Asegurar que los accionistas tengan acceso a la información de la Emisora. Responder si:
V.1.1 El Órgano de Administración promueve reuniones informativas periódicas con los accionistas coincidiendo con la presentación de los estados financieros intermedios.Explicitar indicando la cantidad y frecuencia de las reuniones realizadas en el transcurso del año.
	Cumple Parcialmente	La Sociedad cumple con los regímenes informativos periódicos establecidos por las Normas y el Reglamento de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires (“BCBA”). A través de esos medios hace pública toda la información que se considera relevante sobre la Sociedad para que sus Accionistas se encuentren informados. Independientemente de la información que debe ser hecha pública a la BCBA y la CNV en el marco de requerimientos informativos y legales, la Compañía divulga toda la información que considera relevante en forma directa a los Accionistas en forma transparente y precisa en la medida que así se lo requieran.
V.1.2 La Emisora cuenta con mecanismos de información a inversores y con un área especializada para la atención de sus consultas. Adicionalmente cuenta con un sitio web al que puedan acceder los accionistas y otros inversores, y que permita un canal de acceso para que puedan establecer contacto entre sí. Detallar.
	Cumple	Los responsables de relaciones con el mercado son los encargados de brindar atención a las consultas e inquietudes de accionistas e inversores. Además, la Sociedad cuenta con un sitio web de libre acceso en el que suministra información institucional y sus estados financieros y que prevé un link a la página oficial de la CNV

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donde se puede obtener información adicional sobre la Sociedad. Recomendación V.2: Promover la participación activa de todos los accionistas. Responder si: V.2.1 El Órgano de Administración adopta medidas para promover la participación de todos los accionistas en las Asambleas Generales de Accionistas. Explicitar, diferenciando las medidas exigidas por ley de las ofrecidas voluntariamente por la Emisora a sus accionistas. Cumple La Sociedad cumple con los requerimientos legales y no Parcialmente considera que otras medidas sean necesarias. V.2.2 La Asamblea General de Accionistas cuenta con un Reglamento para su funcionamiento que asegura que la información esté disponible para los accionistas, con suficiente antelación para la toma de decisiones. Describir los principales lineamientos del mismo.

		donde se puede obtener información adicional sobre la Sociedad.
Recomendación V.2: Promover la participación activa de todos los accionistas. Responder si: V.2.1 El Órgano de Administración adopta medidas para promover la participación de todos los accionistas en las Asambleas Generales de Accionistas. Explicitar, diferenciando las medidas exigidas por ley de las ofrecidas voluntariamente por laEmisora a sus accionistas.
	Cumple Parcialmente	La Sociedad cumple con los requerimientos legales y no considera que otras medidas sean necesarias.
V.2.2 La Asamblea General de Accionistas cuenta con un Reglamento para su funcionamiento que asegura que la información esté disponible para los accionistas, con suficiente antelación para la toma de decisiones. Describir los principales lineamientos del mismo.
	No Cumple	La Sociedad no considera necesario contar con un Reglamento que regule el funcionamiento de las Asambleas de Accionistas, dado que cumple íntegramente con los requisitos legales establecidos para su celebración en virtud de la normativa vigente. Asimismo, pone a disposición de los Accionistas toda la información exigida legalmente en los plazos establecidos.
V.2.3 Resultan aplicables los mecanismos implementados por la Emisora a fin de que los accionistas minoritarios propongan asuntos para debatir en la Asamblea General de Accionistas de conformidad con lo previsto en la normativa vigente. Explicitar los resultados.
	Cumple	No existe ningún impedimento estatutario ni fáctico para que los accionistas minoritarios propongan asuntos para debatir en Asambleas conformelanormativavigente.
V.2.4 La Emisora cuenta con políticas de estímulo a la participación de accionistas de mayor relevancia, tales como los inversores institucionales. Especificar.
	Cumple	La Sociedad recibe a través de la página web las consultas de todos los inversores y/o accionistas, las cuales son respondidas, se reúnen con los inversores y/o accionistas que así lo soliciten, asiste a conferencias nacionales e internacionales y presenta la evolución de los negocios de la Sociedad. Adicionalmente en sus estados financieros intermedios y anuales presentados en la CNV se expone la evolución de los resultados y sus explicaciones en la Reseña Informativa y Memoria Anual.
V.2.5 En las Asambleas de Accionistas donde se proponen designaciones de miembros del Órgano de Administración se dan a conocer, con carácter previo a la votación: (i) la postura de cada uno de los candidatos respecto de la adopción o no de un Código de Gobierno Societario; y (ii) los fundamentos de dicha postura.
	Cumple	En la Asamblea ocurrida el 28 de agosto de 2018 se dieron a conocer en forma previa a la votación, las posturas de los candidatos en relación con la adopción o no de un código de gobierno societario.
Recomendación V.3: Garantizar el principio de igualdad entre acción y voto. Responder si: La Emisora cuenta con una política que promueva el principio de igualdad entre acción y voto. Indicar cómo ha ido cambiando la composición de acciones en circulación por clase en los últimos tres años.
	Cumple	La Sociedad promueve la igualdad entre acción y voto conforme lo dispuesto por su Estatuto Social, donde se establece que todas las acciones de la Compañía son ordinarias (clases A) con derecho a un voto por acción y de valor nominal un peso (v/n $1) cada una.

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Recomendación V.4: Establecer mecanismos de protección de todos los accionistas frente a las tomas de control. Responder si:

La Emisora adhiere al régimen de oferta pública de adquisición obligatoria. Caso contrario, explicitar si existen otros mecanismos alternativos, previstos estatutariamente, como el tag along u otros.

No Cumple La Sociedad y la asamblea resolvieron no adherir al Régimen de
Oferta Pública de Adquisición Obligatoria. Ello fue incorporado en
el Estatuto. Tampoco existen mecanismos estatutarios
alternativos como el tag along. El Directorio no considera
necesario reconsiderar este punto.
Recomendación V.5: Alentar la dispersión accionaria de la Emisora.
Responder si:
La Emisora cuenta con una dispersión accionaria de al menos 20 por ciento para sus acciones ordinarias. Caso
contrario, la Emisora cuenta con una política para aumentar su dispersión accionaria en el mercado.
Indicar cuál es el porcentaje de la dispersión accionaria como porcentaje del capital social de la Emisora y cómo ha
variado en el transcurso de los últimos tres años.
No Cumple Actualmente, los controlantes directos e indirectos participan en
un 87,16% del capital social, estando el porcentaje restante en
poderde diversos actores enel Mercado deValores.
Recomendación V.6: Asegurar que haya una política de dividendos transparente.
Responder si:
V.6.1 La Emisora cuenta con una política de distribución de dividendos prevista en el Estatuto Social y aprobada por la
Asamblea de Accionistas en la que se establece las condiciones para distribuir dividendos en efectivo o acciones. De
existir la misma, indicar criterios, frecuencia y condiciones que deben cumplirse para el pago de dividendos.

Indicar cuál es el porcentaje de la dispersión accionaria como porcentaje del capital social de la Emisora y cómo ha variado en el transcurso de los últimos tres años. No Cumple Actualmente, los controlantes directos e indirectos participan en un 87,16% del capital social, estando el porcentaje restante en poderde diversos actores enel Mercado deValores.	Indicar cuál es el porcentaje de la dispersión accionaria como porcentaje del capital social de la Emisora y cómo ha variado en el transcurso de los últimos tres años. No Cumple Actualmente, los controlantes directos e indirectos participan en un 87,16% del capital social, estando el porcentaje restante en poderde diversos actores enel Mercado deValores.	Indicar cuál es el porcentaje de la dispersión accionaria como porcentaje del capital social de la Emisora y cómo ha variado en el transcurso de los últimos tres años. No Cumple Actualmente, los controlantes directos e indirectos participan en un 87,16% del capital social, estando el porcentaje restante en poderde diversos actores enel Mercado deValores.
Recomendación V.6: Asegurar que haya una política de dividendos transparente.
Responder si:
V.6.1 La Emisora cuenta con una	política de distribución de dividendos prevista en el Estatuto Social y aprobada por la
Asamblea de Accionistas en la que se establece las condiciones para distribuir dividendos en efectivo o acciones. De
existir la misma, indicar criterios, frecuencia y condiciones que deben cumplirse para el pago de dividendos.
	No Cumple	La Sociedad no cuenta con una política de dividendos.
		Anualmente, evalúa la conveniencia de elevar una propuesta de
		distribución a la Asamblea de Accionistas. Para realizar dicha
		evaluación, el Directorio considera los resultados obtenidos en el
		ejercicio, la liquidez de la Sociedad, las necesidades de
		financiamiento futuras, su plan de inversiones y adquisiciones, las
		restricciones que existan en base a la normativa aplicable (CNV
		– Ley de sociedades) y a los acuerdos de financiamiento firmados
		por la Sociedad con entidades bancarias y/o financieras o
		tenedores de deuda y otras consideraciones que incluyen
		proyecciones económico-financieras propias y del entorno
		macroeconómico en general.
V.6.2 La Emisora cuenta con procesos documentados para la elaboración de la propuesta de destino de resultados
acumulados de la Emisora que deriven en constitución de reservas legales, estatutarias, voluntarias, pase a nuevo
ejercicio y/o pago de dividendos.
Explicitar dichos procesos y detallar en qué Acta de		Asamblea General de Accionistas fue aprobada la distribución (en
efectivo o acciones) o no de dividendos, de no estar previsto en el Estatuto Social.
	Cumple	El Directorio, habiendo evaluado las exigencias legales y las
	Parcialmente	condiciones financieras y de su negocio, elabora una propuesta
		de destino de los resultados, incluida en la Memoria Anual.

Cumple El Directorio, habiendo evaluado las exigencias legales y las Parcialmente condiciones financieras y de su negocio, elabora una propuesta de destino de los resultados, incluida en la Memoria Anual. PRINCIPIO VI. MANTENER UN VÍNCULO DIRECTO Y RESPONSABLE CON LA COMUNIDAD Recomendación VI: Suministrar a la comunidad la revelación de las cuestiones relativas a la Emisora y un canal de comunicación directo con la empresa.

Responder si: VI.1 La Emisora cuenta con un sitio web de acceso público, actualizado, que no sólo suministre información relevante de la empresa (Estatuto Social, grupo económico, composición del Órgano de Administración, estados financieros, Memoria anual, entre otros) sino que también recoja inquietudes de usuarios en general. Cumple El sitio web permite recoger inquietudes de los usuarios en general y las mismas son respondidas en forma inmediata a través del responsable de relaciones con el mercado.

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VI.2 La Emisora emite un Balance de Responsabilidad Social y Ambiental con frecuencia anual, con una verificación de un Auditor Externo independiente. De existir, indicar el alcance o cobertura jurídica o geográfica del mismo y dónde está disponible. Especificar qué normas o iniciativas han adoptado para llevar a cabo su política de responsabilidad social empresaria (Global Reporting Iniciative y/o el Pacto Global de Naciones Unidas, ISO 26.000, SA8000, Objetivos de Desarrollo del Milenio, SGE 21-Foretica, AA 1000, Principios de Ecuador, entre otras) .

Cumple	La Sociedad emite un informe de Monitoreo Ambiental de Obras
Parcialmente	y Tareas (IMAA) auditado por un auditor independiente.

PRINCIPIO VII. REMUNERAR DE FORMA JUSTA Y RESPONSABLE

PRINCIPIO VII. REMUNERAR DE FORMA JUSTA Y RESPONSABLE	PRINCIPIO VII. REMUNERAR DE FORMA JUSTA Y RESPONSABLE	PRINCIPIO VII. REMUNERAR DE FORMA JUSTA Y RESPONSABLE	PRINCIPIO VII. REMUNERAR DE FORMA JUSTA Y RESPONSABLE
Recomendación VII: Establecer claras políticas de remuneración de los miembros del Órgano de Administración y gerentes de primera línea de la Emisora, con especial atención a la consagración de limitaciones convencionales o estatutarias en función de la existencia o inexistencia de ganancias. Responder si: VII.1. La Emisora cuenta con un Comité de Remuneraciones:
	Cumple parcialmente		La fijación y aplicación de políticas de remuneraciones, beneficios y otros se efectúan de la siguiente manera: 1) para los miembros del Directorio, la Asamblea de Accionistas fija su remuneración; 2) para los miembros de la primera línea gerencial, el Director Ejecutivo junto con la Gerencia de Desarrollo Organizacional efectúa una evaluación de las remuneraciones y eleva una propuesta al Directorio para su aprobación final.
VII.1.1 integrado por al menos tres miembros del Órgano de Administración, en su mayoría independientes,
	No Cumple		Los miembros del Directorio que revisan la propuesta no son independientes
VII.1.2 presidido por un miembro independiente del Órgano de Administración,
	No Cumple		Verexplicación VII.1.1.
VII.1.3 que cuenta con miembros que acreditan suficiente idoneidad y experiencia en temas de políticas de recursos humanos,
	Cumple parcialmente		Los miembros que revisan la propuesta cuentan con experiencia en dicha materia.
VII.1.4 que se reúna al menos dos veces por año.
	Cumple parcialmente		Se reúnen dos veces por año.
VII.1.5 cuyas decisiones no son necesariamente vinculantes para la Asamblea General de Accionistas ni para el Consejo de Vigilancia sino de carácter consultivo en lo que hace a la remuneración de los miembros del Órgano de Administración.
		N/A	N/A Ver respuesta VII.1.
VII. 2 En caso de contar con un Comité de Remuneraciones, el mismo:
VII.2.1 asegura que exista una clara relación entre el desempeño del personal clave y su remuneración fija y variable, teniendo en cuenta los riesgos asumidos y su administración,
	Cumple		El personal clave percibe una retribución mensual y una compensación variable anual. La retribución mensual se establece teniendo en cuenta las características y responsabilidades del cargo ocupado y la formación, capacidad y experiencia de cada ejecutivo. La compensación variable anual consiste en un bono sujeto a objetivos de la Sociedad y al cumplimiento de objetivos individuales. Dichos objetivos son supervisados porelComité de Objetivosintegrado porgerentes

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		de primeralínea quereporta al Director Ejecutivo.
VII.2.2 supervisa que la porción variable de la remuneración de miembros del Órgano de Administración y gerentes deprimera línea se vincule con el rendimiento a medianoy/o largoplazo de la Emisora,
	Cumple	Sí
VII.2.3 revisa la posición competitiva de las políticas y prácticas de la Emisora con respecto a remuneraciones y beneficios de empresas comparables, y recomienda o no cambios,
	Cumple	La remuneración y beneficios de los funcionarios y empleados es el resultado de estudios de mercado realizados por la Sociedad (ya sea por cuenta propia o por empresas de servicio especializadas de primera línea), a fin de garantizar la adecuacióndelamisma.
VII.2.4 define y comunica la política de retención, promoción, despido y suspensión de personal clave,
	Cumple	Se comunica y define a través del Comité de Remuneraciones.
VII.2.5 informa las pautas para determinar los planes de retiro de los miembros del Órgano de Administración y gerentes de primera línea de la Emisora
	Cumple	El Comité de Remuneraciones establece los criterios a aplicar en caso de retiro.
VII.2.6 da cuenta regularmente al Órgano de Administración y a la Asamblea de Accionistas sobre las acciones emprendidas ylos temas analizados ensusreuniones,
	No Cumple
VII.2.7 garantiza la presencia del Presidente del Comité de Remuneraciones en la Asamblea General de Accionistas que aprueba las remuneraciones al Órgano de Administración para que explique la política de la Emisora, con respecto a la retribución de los miembros del Órgano de Administración y gerentes de primera línea.
	No Cumple	Si fuera requerida en las asambleas información sobre la política respecto de la retribución de los directores y gerentes de primera línea,la explicación la brindarálaDirección Ejecutiva.
VII. 3 De considerar relevante mencionar las políticas aplicadas por el Comité de Remuneraciones de la Emisora que no han sido mencionadas en el punto anterior.
	N/A	N/A
VII.4 En caso de no contar con un Comité de Remuneraciones, explicar cómo las funciones descriptas en VII. 2 son realizadas dentro del seno del propio Órgano de Administración.
	N/A	N/A
PRINCIPIO VIII. FOMENTAR LA ÉTICA EMPRESARIAL Recomendación VIII: Garantizar comportamientos éticos en la Emisora. Responder si: VIII.1 La Emisora cuenta con un Código de Conducta Empresaria. Indicar principales lineamientos y si es de conocimiento para todo público. Dicho Código es firmado por al menos los miembros del Órgano de Administración y gerentes de primeralínea.Señalarsisefomenta su aplicacióna proveedores y clientes.
	Cumple	Los directores, gerentes y empleados de Capex están en conocimiento del Código de Conducta y lo aplican a todas sus actividades laborales relacionadas con Capex. La Sociedad posee un Código de Conducta que establece premisas de trabajo para con los accionistas, clientes y proveedores, empleados y comunidad.

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VIII.2 La Emisora cuenta con mecanismos para recibir denuncias de toda conducta ilícita o anti ética, en forma personal o por medios electrónicos garantizando que la información transmitida responda a altos estándares de confidencialidad e integridad, como de registro y conservación de la información. Indicar si el servicio de recepción y evaluación de denuncias es prestado por personal de la Emisora o por profesionales externos e independientes para una mayor protección hacia los denunciantes.

VIII.2 La Emisora cuenta con mecanismos para recibir denuncias de toda conducta ilícita o anti ética, en forma personal o por medios electrónicos garantizando que la información transmitida responda a altos estándares de confidencialidad e integridad, como de registro y conservación de la información. Indicar si el servicio de recepción y evaluación de denuncias es prestado por personal de la Emisora o por profesionales externos e independientes para una mayor protección hacia los denunciantes.	VIII.2 La Emisora cuenta con mecanismos para recibir denuncias de toda conducta ilícita o anti ética, en forma personal o por medios electrónicos garantizando que la información transmitida responda a altos estándares de confidencialidad e integridad, como de registro y conservación de la información. Indicar si el servicio de recepción y evaluación de denuncias es prestado por personal de la Emisora o por profesionales externos e independientes para una mayor protección hacia los denunciantes.	VIII.2 La Emisora cuenta con mecanismos para recibir denuncias de toda conducta ilícita o anti ética, en forma personal o por medios electrónicos garantizando que la información transmitida responda a altos estándares de confidencialidad e integridad, como de registro y conservación de la información. Indicar si el servicio de recepción y evaluación de denuncias es prestado por personal de la Emisora o por profesionales externos e independientes para una mayor protección hacia los denunciantes.
	Cumple	Capex mantiene todos los canales de comunicación abiertos y disponibles para sus empleados, sean éstos los de comunicación directa con sus jefes-gerentes o la comunicación con la Gerencia de Desarrollo Organizacional. La compañía espera de sus empleados que informen a través de alguno de estos canales, todo acto violatorio de alguna ley o procedimiento interno de la compañía de manera que la compañía, en caso de corresponder, pueda tomar las acciones correctivas. Los empleados que deseen presentar una sugerencia o denunciar algún acto violatorio de alguna ley o procedimiento y no quieran ser identificados, pueden también hacerlo a través del buzón de sugerencias. Dicho buzón es administrado por el Auditor Interno. Toda la información relacionada con esta política es manejada con la confidencialidad que el caso amerita, entendiendo que cualquier indagación puede requerir de la participación de algún especialista en la materia quien deberá mantener la confidencialidad también.
VIII.3 La Emisora cuenta con políticas, procesos y sistemas para la gestión y resolución de las denuncias mencionadas en el punto VIII.2. Hacer una descripción de los aspectos más relevantes de las mismas e indicar el grado de involucramiento del Comité de Auditoría en dichas resoluciones, en particular en aquellas denuncias asociadas a temas de control interno para reporte contable y sobre conductas de miembros del Órgano de Administración y gerentes de la primera línea.
	Cumple	Dependiendo de la naturaleza del evento se dará intervención al departamento de Auditoría Interna quien evaluará de manera independiente el evento pudiendo, en caso de ser necesario, determinar la participación de terceros especializados en el tema. Normalmente el empleado debería tratar el tema en cuestión con su superior inmediato, existiendo, si el tema para el empleado lo amerita, la posibilidad de escalar en jerarquía o incluso recurrir a la Gerencia de Desarrollo Organizacional. Son sus jefes o la Gerencia de Desarrollo Organizacional quienes determinan qué otro sector es necesario que participe si el tema lo amerita. Sólo en circunstancias extremas, que a juicio del empleado lo ameriten, el empleado podrá dirigirse directamente al Auditor Interno. Todo tema relacionado con el Director Ejecutivo será directamente tratado porelComité deAuditoría.

PRINCIPIO IX: PROFUNDIZAR EL ALCANCE DEL CÓDIGO

Recomendación IX: Fomentar la inclusión de las previsiones que hacen a las buenas prácticas de buen gobierno en el Estatuto Social. Responder si:

El Órgano de Administración evalúa si las previsiones del Código de Gobierno Societario deben reflejarse, total o parcialmente, en el Estatuto Social, incluyendo las responsabilidades generales y específicas del Órgano de Administración. Indicar cuáles previsiones están efectivamente incluidas en el Estatuto Social desde la vigencia del Código hasta el presente.

Cumple	La Sociedad ha cumplido con la evaluación, concluyendo que las
	previsiones que contiene el Estatuto Social, sumadas a las
	disposicioneslegales aplicables ala Sociedadresultan

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suficientes en materia de gobierno corporativo y de las responsabilidades del Directorio. Por lo cual ha considerado que no resulta necesario incorporar total ni parcialmente al Estatuto Social las previsiones del Código de Gobierno Societario.

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ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS Al 30 de abril de 2019 presentados en pesos y en forma comparativa

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INDICE

	Memoria
	Estados de Situación Financiera Consolidados
	Estados de Resultados Integrales Consolidados
	Estado de Cambios en el Patrimonio
	Estados de Flujo de Efectivo Consolidados
	Notas a los Estados Financieros Consolidados
1	- INFORMACIÓN GENERAL Y MARCO REGULATORIO
1.1	- Información general
1.2	- Marco regulatorio de los sectores petrolero, eléctrico, gas y GLP
2	- BASES DE PREPARACIÓN Y PRESENTACIÓN
2.1	- Normas contables profesionales aplicadas
2.2	- Bases de presentación
2.3	- Normas contables
2.4	- Consolidación
2.5	- Consideración de los efectos de la inflación y conversión de moneda extranjera
2.6	- Propiedad, planta y equipo
2.7	- Instrumentos Financieros
2.8	- Repuestos y materiales e Inventarios
2.9	- Cuentas por cobrar comerciales y otras cuentas por cobrar
2.10	- Efectivo y equivalentes de efectivo
2.11	- Cuentas del patrimonio
2.12	- Cuentas por pagar comerciales, remuneraciones y cargas sociales y otras deudas
2.13	- Deudas financieras
2.14	- Impuestos a las ganancias y ganancia mínima presunta
2.15	- Provisiones y otros cargos
2.16	- Reconocimiento de ingresos
2.17	- Información por segmentos
2.18	- Saldos de créditos y deudas con partes relacionadas
3	- ADMINISTRACION DE RIESGOS FINANCIEROS
3.1	Riesgo de mercado
3.2	Riesgo de crédito
3.3	Riesgo de liquidez
3.4	Riesgo de capital
3.5	Estimación del valor razonable
4	- ESTIMACIONES Y JUICIOS CONTABLES
5	- INFORMACION POR SEGMENTOS
6	- PROPIEDAD, PLANTA Y EQUIPO
7	- ACTIVO Y PASIVO NETO POR IMPUESTO DIFERIDO
8	- ACTIVOS Y PASIVOS FINANCIEROS POR CATEGORÍA
9	- CALIDAD CREDITICIA DE LOS ACTIVOS FINANCIEROS
10	- REPUESTOS Y MATERIALES
11	- INVENTARIOS
12	- OTRAS CUENTAS POR COBRAR
13	- CUENTAS POR COBRAR COMERCIALES
14	- INVERSIONES FINANCIERAS A VALOR RAZONABLE
15	- EFECTIVO Y EQUIVALENTES DE EFECTIVO
16	- CAPITAL SOCIAL Y PRIMA DE EMISION
17	- RESERVAS
18	- RESULTADOS NO ASIGNADOS
19	- CUENTAS POR PAGAR COMERCIALES
20	- DEUDAS FINANCIERAS
21	- REMUNERACIONES Y CARGAS SOCIALES
22	- CARGAS FISCALES
23	- OTRAS DEUDAS
24	- PROVISIONES Y OTROS CARGOS

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25 - VENTAS
26 - OTROS (EGRESOS) INGRESOS OPERATIVOS NETOS
27 - RESULTADOS FINANCIEROS
28 - IMPUESTO A LAS GANANCIAS
29 - RESULTADO POR ACCIÓN
30 - COMPROMISOS
31 - PARTES RELACIONADAS Y PERSONAL CLAVE DE LA DIRECCIÓN DE LA SOCIEDAD
32 - GARANTIAS Y BIENES DE DISPONIBILIDAD RESTRINGIDA
33 - AREAS DE EXPLORACION EN RIO NEGRO
RESERVAS DE GAS Y PETROLEO (NO CUBIERTO POR EL INFORME DE LOS AUDITORES
34 INDEPENDIENTES)
35 - NEGOCIO DE HYCHICO – FINANCIACIÓN – PRINCIPALES CONTRATOS
36 - PARQUE EOLICO DIADEMA II
37 - ADQUISICION DE NEGOCIOS
38 - PARTICIPACION EN CONSORCIOS – RESUMEN DE LA SITUACION FINANCIERA
39 - CONTRATO DE MUTUO ONEROSO ENTRE CAPEX Y E G WIND
SUPERAVIT DE REVALUACION DE PROPIEDAD, PLANTA Y EQUIPO – RESTRICCION A LA
40 DISTRIBUCION DE RESULTADOS

ANEXO A – PROPIEDAD, PLANTA Y EQUIPO ANEXO C – INVERSIONES

ANEXO D – OTRAS INVERSIONES

ANEXO E – PROVISIONES

ANEXO F – COSTO DE VENTAS ANEXO G – ACTIVOS Y PASIVOS EN MONEDA EXTRANJERA

ANEXO H – INFORMACION REQUERIDA POR EL ART. 64, INC. B) DE LA LEY Nº 19550

RESEÑA INFORMATIVA

INFORME DE LOS AUDITORES INDEPENDIENTES

INFORME DE LA COMISION FISCALIZADORA SOBRE ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS

NOMENCLATURA

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Monedas

Monedas
Términos $ € GBP US$	Definición
	Peso Euro Libra esterlina Dólar estadounidense

Glosario de términos

Términos
bbl
BTU
CC
CNV
CSJN
CT ADC
FACPCE
GWh
IASB
km
km2
KW
LVFVD
m3
MMBTU
MEM
Mm3
MMm3
MMMm3
MW
NIC
NIIF
Nm3
PED
tn
V/N
WTI

Definición

Barril
British thermal unit
Ciclo combinado
Comisión Nacional de Valores
Corte Suprema de Justicia de la Nación
Central térmica Agua del Cajón
Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas
Gigawats por hora
Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad
Kilómetro
Kilómetro cuadrado
Kilowat
Liquidación de venta con fecha de vencimiento a definir
Metro cúbico
Millones de british thermal unit
Mercado Eléctrico Mayorista
Miles de metros cúbicos
Millones de metros cúbicos
Miles de millones de metros cúbicos
Megawat
Normas Internacionales de Contabilidad
Normas Internacionales de Información Financiera
Metro cúbico normal
Parque Eólico Diadema
Tonelada
Valor nominal
West Texas Intermediate

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COMPOSICION DEL DIRECTORIO Y COMISION FISCALIZADORA

Presidente

Sr. Alejandro Götz

Vicepresidente

Sr. Pablo Alfredo Götz

Directores Titulares

Sr. Rafael Andrés Götz

Sra. Lidia Argentina Guinzburg

Sra. Marilina Manteiga

Directores Suplentes

Sr. Ernesto Grandolini

Sr. René Balestra

Sr. Miguel Fernando Götz

Síndicos Titulares

Sr. Norberto Luis Feoli

Sr. Edgardo Giudicessi Sr. Mario Árraga Penido

Síndicos Suplentes

Sra. Claudia Marina Valongo

Sra. Andrea Mariana Casas Sra. Claudia Angélica Briones

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CAPEX S.A.

ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS

correspondientes al ejercicio finalizado el 30 de abril de 2019 presentados en forma comparativa

Ejercicio económico Nº 31 iniciado el 1º de mayo de 2018

Domicilio legal de la Sociedad: Avenida Córdoba 948/950, piso 5, departamento C, Ciudad Autónoma de Buenos Aires

Actividad principal de la Sociedad: Generación de energía eléctrica

N° de Registro en la Inspección General de Justicia: 1.507.527

Fecha del contrato social: 26 de diciembre de 1988

Fecha de la última inscripción en el Registro Público de Comercio:

De la última modificación al estatuto: 30 de septiembre de 2005

Fecha en que se cumple el plazo de duración de la Sociedad: 26 de diciembre de 2087

Denominación de la sociedad controlante: Compañías Asociadas Petroleras Sociedad Anónima (C.A.P.S.A.) Domicilio legal: Avenida Córdoba 948/950, piso 5, departamento C, Ciudad Autónoma de Buenos Aires Actividad principal: Explotación de hidrocarburos

Participación de la sociedad controlante sobre el patrimonio y los votos: 75,4 %

Composición del Capital (Ver Nota 16)


Clase de acciones	Suscripto, Integrado e Inscripto en el Registro Público de Comercio
179.802.282 acciones ordinarias clase "A" escriturales, de V/N $ 1 cada una, con derecho a 1 voto por acción, las cuales están autorizadas a realizar oferta pública	Miles de $
	179.802

Véase nuestro informe de fecha

5 de julio de 2019

PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019

COMISION FISCALIZADORA

(Socio)

Dr. Norberto Luis Feoli

C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17

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Estados de Situación Financiera Consolidados

Al 30 de abril de 2019 y 2018 Expresado en miles de pesos

ACTIVO ACTIVO NO CORRIENTE Propiedad, planta y equipo Repuestos y materiales Activo neto por impuesto diferido Otras cuentas por cobrar Total del activo no corriente ACTIVO CORRIENTE Repuestos y materiales Inventarios Otras cuentas por cobrar Cuentas por cobrar comerciales Inversiones financieras a valor razonable Efectivo y equivalentes de efectivo Total del activo corriente Total del activo	Nota / Anexo	30.04.2019 30.04.2018
	6 / A 10 7 12 10 11 12 13 14 / C 15	23.441.429 17.740.143 694.981 478.003 12.548 11.026 5.083 38.739
		24.154.041 18.267.911
		202.807 150.624 10.016 6.747 902.587 162.613 1.788.191 1.286.605 - 985.332 8.737.349 6.247.209
		11.640.950 8.839.130

		35.794.991 27.107.041

Las notas 1 a 40 y Anexos A y C a H que se acompañan forman parte integrante de los presentes estados financieros consolidados.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 5 de julio de 2019 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISION FISCALIZADORA

(Socio) C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17 Dr. Nicolás A. Carusoni Contador Público (UM) C.P.C.E.C.A.B.A. T° 252 F° 141

Dr. Norberto Luis Feoli Síndico Titular Contador Público (UBA) C.P.C.E.C.A.B.A. T° 50 F° 212

Dr. Alejandro Götz Presidente

==> picture [67 x 52] intentionally omitted <==

Estados de Situación Financiera Consolidados

Al 30 de abril de 2019 y 2018 Expresado en miles de pesos

PATRIMONIO Y PASIVO PATRIMONIO Capital social Prima de emisión Ajuste de capital y prima de emisión Reserva legal Reserva facultativa Reserva por revaluación de activos Resultados no asignados Total del patrimonio atribuible a los propietarios Participación no controlada Total del patrimonio PASIVO PASIVO NO CORRIENTE Cuentas por pagar comerciales Deudas financieras Pasivo neto por impuesto diferido Cargas fiscales Provisiones y otros cargos Total del pasivo no corriente PASIVO CORRIENTE Cuentas por pagar comerciales Deudas financieras Remuneraciones y cargas sociales Cargas fiscales Otras deudas Total del pasivo corriente Total del pasivo Total del patrimonio y del pasivo	Nota / Anexo	30.04.2019 30.04.2018
	16 16 16 17 17 17 18 19 20 7 22 24 / E 19 20 21 22 23	179.802 179.802 79.686 79.686 3.894.244 3.894.244 66.401 66.401 2.045.343 857.535 1.327.945 562.255 6.245.645 6.024.608
		13.839.066 11.664.531
		86.188 62.413
		13.925.254 11.726.944
		1.227.366 195.041 13.246.576 9.681.364 2.683.957 3.392.592 465.224 - 2.480 3.864
		17.625.603 13.272.861
		2.698.422 1.093.815 504.262 400.975 208.519 151.533 660.015 361.152 172.916 99.761
		4.244.134 2.107.236
		21.869.737 15.380.097
		35.794.991 27.107.041

Las notas 1 a 40 y Anexos A y C a H que se acompañan forman parte integrante de los presentes estados financieros consolidados.

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019

PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019

COMISION FISCALIZADORA

(Socio)

C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17 Dr. Nicolás A. Carusoni Contador Público (UM) C.P.C.E.C.A.B.A. T° 252 F° 141

Dr. Norberto Luis Feoli Síndico Titular Contador Público (UBA) C.P.C.E.C.A.B.A. T° 50 F° 212

Dr. Alejandro Götz Presidente

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Estados de Resultados Integrales Consolidados

Correspondientes a los ejercicios iniciados el 1 de mayo de 2018 y 2017 y finalizados el 30 de abril de 2019 y 2018 Expresado en pesos

Ventas Costo de ventas Resultado bruto Gastos preoperativos Gastos de comercialización Gastos de administración Otros (egresos) / ingresos operativos netos Resultado operativo Ingresos financieros Costos financieros Otros resultados financieros Otros resultados financieros RECPAM Resultado antes de impuesto a las ganancias Impuesto a las ganancias Resultado neto del ejercicio Conceptos que no serán reclasificados a resultados Otros resultados integrales Resultados por revaluación de Propiedad, planta y equipo (neto) Resultado integral del ejercicio Resultado neto del ejercicio atribuible a: Propietarios de la Sociedad Participación no controlante Resultado neto del ejercicio Resultado integral del ejercicio atribuible a: Propietarios de la Sociedad Participación no controlante Resultado integral del ejercicio Resultado neto por acción básico y diluido atribuible a: - los propietarios de la Sociedad Resultado integral por acción básico y diluido atribuible a: - los propietarios de la Sociedad	Nota / Anexo	30.04.2019 30.04.2018
	25 F H H H 26 27 27 E 28 17 29 29	13.711.817 7.292.234 (5.941.102) (2.663.439)
		7.770.715 4.628.795 (10.939) (4.875) (1.899.081) (1.062.447) (544.029) (469.404) (4.362) 634
		5.312.304 3.092.703 5.769.852 2.188.812 (11.346.434) (3.840.040) 373 9.618 1.984.153 647.712
		1.720.248 2.098.805 (326.238) (88.215)
		1.394.010 2.010.590 804.300 568.719
		2.198.310 2.579.309
		1.384.558 2.011.012 9.452 (422)
		1.394.010 2.010.590
		2.174.535 2.573.267 23.775 6.042
		2.198.310 2.579.309
		7,70046 11,18459 12,09405 14,31167

Las notas 1 a 40 y Anexos A y C a H que se acompañan forman parte integrante de los presentes estados financieros consolidados.

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019

PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019

COMISION FISCALIZADORA

(Socio)

C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17 Dr. Nicolás A. Carusoni Contador Público (UM) C.P.C.E.C.A.B.A. T° 252 F° 141

Dr. Norberto Luis Feoli Síndico Titular Contador Público (UBA) C.P.C.E.C.A.B.A. T° 50 F° 212

Dr. Alejandro Götz Presidente

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Estado de Cambios en el Patrimonio

Correspondiente a los ejercicios inciados el 1 de mayo de 2018 y 2017 y finalizados el 30 de abril de 2019 y 2018 Expresado en pesos

Saldos al 30 de abril de 2017 Asamblea General Ordinaria del 9 de agosto de 2017 Aporte de capital de Interenergy Argentina S.A. en Hychico S.A. Resultado integral del ejercicio Saldos al 30 de abril de 2018 Asamblea General Ordinaria del 28 de agosto de 2018 Resultado integral del ejercicio Desafectación de Reserva por revaluación de activos Saldos al 30 de abril de 2019	Atribuible a lospropietarios de la Sociedad Participación no controlada Total del patrimonio Capital Resultados acumulados Ganancias reservadas Otros resultados integrales acumulados Resultados no asignados(2) Subtotal Acciones en circulación Prima de emisión Ajuste de capital y prima de emisión(3) Reserva legal Reserva facultativa (1) Reserva por revaluación de activos(1)	Atribuible a lospropietarios de la Sociedad Participación no controlada Total del patrimonio Capital Resultados acumulados Ganancias reservadas Otros resultados integrales acumulados Resultados no asignados(2) Subtotal Acciones en circulación Prima de emisión Ajuste de capital y prima de emisión(3) Reserva legal Reserva facultativa (1) Reserva por revaluación de activos(1)

	Capital

	Acciones en circulación Prima de emisión Ajuste de capital y prima de emisión(3)
	179.802 79.686 3.894.244 - - - - - - - - -	- - - 4.937.532 9.091.264 54.658 9.145.922 66.401 857.535 - (923.936) - - - - - - - - 1.713 1.713 - - 562.255 2.011.012 2.573.267 6.042 2.579.309
	179.802 79.686 3.894.244 - - - - - - - - -	66.401 857.535 562.255 6.024.608 11.664.531 62.413 11.726.944 - 1.187.808 - (1.187.808) - - - - - 789.977 1.384.558 2.174.535 23.775 2.198.310 - - (24.287) 24.287 - - -
	179.802 79.686 3.894.244	66.401 2.045.343 1.327.945 6.245.645 13.839.066 86.188 13.925.254

(1) Ver Nota 17

(2) Ver Nota 18

(3) El ajuste de Capital es de $ 2.698.363 y el ajuste de la Prima de emisión es de $ 1.195.881

Las notas 1 a 40 y Anexos A y C a H que se acompañan forman parte integrante de los presentes estados financieros consolidados.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 5 de julio de 2019 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISION FISCALIZADORA

(Socio) C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17 Dr. Nicolás A. Carusoni Contador Público (UM)

C.P.C.E.C.A.B.A. T° 252 F° 141

Dr. Norberto Luis Feoli Síndico Titular Dr. Alejandro Götz Contador Público (UBA) Presidente C.P.C.E.C.A.B.A. T° 50 F° 212

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Estados de Flujo de Efectivo Consolidados

Correspondiente a los ejercicios iniciados el 1 de mayo de 2018 y 2017 y finalizados el 30 de abril de 2019 y 2018 Expresado en miles de pesos

Flujo de efectivo de las actividades operativas: Resultado integral del ejercicio Ajustes para arribar al flujo neto de efectivo proveniente de las actividades operativas: Diferencia de cambio generada por el efectivo y equivalentes de efectivo Impuesto a las ganancias Intereses sobre deudas financieras devengados y otros Diferencia de cambio generada por deudas financieras y otros Diferencia de cambio generada por colocaciones en inversiones financieras a costo amortizado no consideradas efectivo o equivalentes de efectivo Diferencia de cambio por cesión de derechos RECPAM Devengamiento de intereses de créditos y deudas Depreciación de Propiedad, planta y equipo Provisión de Propiedad, planta y equipo Baja neta de propiedad, planta y equipo Otros resultados integrales Provisiones para juicios y multas Cambios netos en activos y pasivos operativos: (Aumento) / Disminución de cuentas por cobrar comerciales Disminución de otras cuentas por cobrar Disminución / (Aumento) de inventarios (Aumento) / Disminución de repuestos y materiales Aumento de cuentas por pagar comerciales Aumento de remuneraciones y cargas sociales Disminución de cargas fiscales Aumento / (Disminución) de otras deudas Impuesto a las ganancias pagado Impuesto a la ganancia mínima presunta pagado Flujo neto de efectivo generado por las actividades operativas Flujo de efectivo de las actividades de inversión Pagos efectuados por adquisiciones de propiedad, planta y equipo Evolución de inversiones financieras a costo amortizado no consideradas efectivo o equivalentes de efectivo Pago por adquisiciones de nuevas áreas Aportes en sociedades controladas Flujo neto de efectivo utilizado en las actividades de inversión Flujo de efectivo de las actividades de financiación Intereses pagados Deudas financieras canceladas Deudas financieras obtenidas Flujo neto de efectivo generado por / (utilizado en) las actividades de financiación Aumento neto en el efectivo, equivalentes del efectivo y descubiertos bancarios RECPAM en efectivo y equivalente de efectivo Diferencia de cambio generada por el efectivo y equivalentes de efectivo Efectivo, equivalentes de efectivo y descubiertos bancarios al inicio del ejercicio Efectivo, equivalentes de efectivo y descubiertos bancarios al cierre del ejercicio	Nota / Anexo	30.04.2019 30.04.2018
	28 20 27 6 / A 6 / A 6 / A 17 26 / E 6 / A 20 20 20 15 15	2.198.310 2.579.309 (4.022.560) (1.650.607) 326.238 88.215 1.197.140 701.636 9.475.971 2.792.310 (677.201) (255.185) (21.650) (11.642) (3.671.294) (1.637.221) 28.387 (4.759) 2.005.404 1.467.045 373 441 5.951 8.736 (804.300) (568.719) (1.384) (1.474) (501.586) (1.036) (563.369) 82.628 (3.269) 2.704 (241.583) (93.586) 1.463.876 371.339 56.986 12.088 (607.001) (408.760) 73.155 8.495 (119.987) - - (83.690)
		5.596.607 3.398.267
		(4.206.518) (1.746.140) 1.662.533 214.017 (1.301.663) (715.553) - -
		(3.845.648) (2.247.676)
		(885.932) (473.820) (160.124) (6.112.791) - 9.065.084
		(1.046.056) 2.478.473
		704.903 3.629.064 (2.237.323) (924.192) 4.022.560 1.650.607 6.247.209 1.891.730
		8.737.349 6.247.209

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 5 de julio de 2019

PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISION FISCALIZADORA

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Dr. Norberto Luis Feoli Síndico Titular Contador Público (UBA)

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Dr. Alejandro Götz Presidente

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Operaciones que no generan movimientos de efectivo

Información complementaria Provisión por taponamiento de pozos Deuda comercial por compra de Propiedad, planta y equipo Precio de compra diferido a Enap Sipetrol Capital pendiente de integración	30.04.2019 30.04.2018
	(247.810) (105.635) (750.210) - (145.338) - - 28.509

Las notas 1 a 40 y Anexos A y C a H que se acompañan forman parte integrante de los presentes estados financieros consolidados.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 5 de julio de 2019

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COMISION FISCALIZADORA

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C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17 Dr. Nicolás A. Carusoni Contador Público (UM) C.P.C.E.C.A.B.A. T° 252 F° 141

Dr. Norberto Luis Feoli Síndico Titular Dr. Alejandro Götz Contador Público (UBA) Presidente C.P.C.E.C.A.B.A. T° 50 F° 212

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

Correspondientes al ejercicio finalizado el 30 de abril de 2019 y 2018 Expresadas en miles pesos

NOTA 1 - INFORMACIÓN GENERAL Y MARCO REGULATORIO

1.1 - Información general

Capex S.A. (en adelante, “la Sociedad”) y sus subsidiarias Servicios Buproneu S.A. (SEB), Hychico S.A. (Hychico) y E G WIND S.A. (E G WIND) (juntas, “el Grupo”) tienen como actividad principal la generación de energía eléctrica de fuente térmica y renovable, la producción de petróleo y gas, la prestación de servicios relacionados con el procesamiento y la separación de gases y la producción de hidrógeno y oxígeno.

En enero de 1991, la Sociedad adquirió el 100% de los derechos de concesión sobre el área Agua del Cajón, ubicada en la cuenca neuquina sita en la región sudeste de la provincia del Neuquén, por 25 años con opción a prorrogarla por 10 años más. El 13 de abril de 2009 se suscribió un Acta Acuerdo mediante el cual la provincia del Neuquén le otorgó a la Sociedad la extensión del plazo original hasta el 11 de enero de 2026. Las condiciones del acuerdo implicaron el pago de US$ 17 millones (el cual fue capitalizado en el rubro Propiedad, planta y equipo), el compromiso de ejecutar un plan de trabajo por un monto estimado de US$ 144 millones hasta el final de la concesión, el pago de un canon extraordinario de producción del 3 % y de una renta extraordinaria que oscila entre el 1% y el 3 % sobre el canon extraordinario, dependiendo del comportamiento del precio del petróleo crudo y del gas natural, con relación a una escala de precios de referencia.

En abril de 2017, mediante el Decreto Nº 556/17 el Poder Ejecutivo de la Provincia del Neuquén otorgó a la Sociedad una concesión de explotación no convencional de hidrocarburos por un plazo de 35 años sobre la totalidad del Área Agua del Cajón, por el cual abonó un total de US$ 8,95 millones, el cual fue capitalizado en el rubro Propiedad, planta y equipo. Dicha concesión finalizará en el año 2052 y, como condición para su otorgamiento, la Sociedad se comprometió a llevar adelante un programa piloto de desarrollo con inversiones por US$ 126 millones, a realizarse durante un período de cinco años contados desde el 1º de enero de 2017. Al 30 de abril de 2019 la inversión total realizada fue de US$ 129,3 millones, superando la inversión comprometida dos años antes de lo estipulado.

En virtud del acuerdo firmado con la Provincia del Neuquén, la Sociedad abonará las siguientes regalías: (a) sobre la producción de todos los pozos completados y terminados, excepto aquéllos con producción derivada de reservorios no convencionales de los denominados “shale gas” o “shale oil” o “roca madre”, se pagarán los porcentajes acordados bajo el Acta Acuerdo del 13 de abril de 2009 hasta el 11 de enero de 2026, fecha a partir de la cual se abonará la regalía máxima del 18% establecida en el artículo 59 de la Ley 17.319; y (b) sobre la producción de pozos completados y terminados a partir del otorgamiento de la concesión no convencional que tengan producción proveniente de reservorios no convencionales denominados “shale gas” o “shale oil” o “roca madre”, se pagarán regalías del 12%.

El 31 de octubre del 2017 se produjo el cierre de la transacción por medio de la cual Capex S.A. adquirió de Chevron Argentina S.R.L.: i) el 37,5% de la concesión de explotación hidrocarburífera “Loma Negra”, y (ii) el 18,75% de la concesión hidrocarburífera “La Yesera”, dos áreas de explotación de petróleo y gas ubicadas en la Provincia de Rio Negro. El plazo de vigencia de la concesión del área Loma Negra vence el 24 de diciembre de 2024 y el de La Yesera el 3 de junio de 2027. En ambas concesiones Capex es operador. El precio de adquisición ascendió a Millones de US$ 24,7.

En el mes de agosto de 2018, la Sociedad adquirió de Enap Sipetrol y Petrominera del Chubut S.E. el 95% de la concesión de explotación hidrocarburífera Pampa del Castillo – La Guitarra, un área de explotación de petróleo ubicada en Comodoro Rivadavia, Provincia del Chubut. El plazo de vigencia del área Pampa del Casitllo – La Guitarra vence en octubre de 2026 (ver Nota 37). Capex es operador del área. El precio de adquisición ascendió a millones de US$ 39,3, habiéndose retenido US$ 5 millones en concepto de pasivos ambientales contingentes. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros el monto retenido asciende a US$ 3,8 millones.

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 COMISION FISCALIZADORA

(Socio)

Dr. Norberto Luis Feoli

C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 1 - INFORMACIÓN GENERAL Y MARCO REGULATORIO (Cont.)

El negocio de generación de energía eléctrica de fuente térmica tiene una capacidad nominal total de generación de 672 MW (ISO), formado por un ciclo abierto con una capacidad total nominal de 371 MW y un ciclo combinado con fuego suplementario con una capacidad total nominal de 301 MW.

A efectos de vincular la central térmica con el Sistema Interconectado Nacional (SIN), se construyeron tres líneas de alta tensión en 132kW con un total de 111 km, siendo los puntos de interconexión, Arroyito y Chocón Oeste. Debido a las necesidades operativas del ciclo combinado, se construyó una línea adicional de alta tensión en 500kW, cuyo punto de conexión se encuentra en Chocón Oeste. De esta manera se logra una alta confiabilidad y flexibilidad en el despacho.

La Sociedad procesa el gas producido rico en componentes licuables en una planta de GLP, propiedad de SEB. Del procesamiento del gas rico se obtiene propano, butano y gasolina estabilizada. El propano y el butano son vendidos por la Sociedad en forma separada y la gasolina estabilizada es comercializada junto con su petróleo crudo, mientras que el gas remanente es utilizado como combustible para la generación de energía. Los niveles de eficiencia de esta planta son aproximadamente del 99,6%.

La Sociedad inició a través de Hychico dos proyectos consistentes en la generación de energía eólica y la producción de hidrógeno y oxígeno, por medio del proceso de electrólisis, para lo cual construyó el Parque Eólico Diadema (PED I) con una potencia instalada de 6,3 MW y la Planta de Hidrógeno y Oxígeno en Comodoro Rivadavia. El hidrógeno se emplea como combustible para la generación de energía eléctrica, mediante la mezcla del hidrógeno con gas; el oxígeno se destina al mercado de gases industriales de la región y la energía eólica producida se vende en el MEM.

El 19 de diciembre de 2017 Capex resultó adjudicada dentro del Programa RenovAR Ronda 2 para el desarrollo y construcción (a través de su subsidiaria EG WIND S.A.) del Parque Eólico Diadema II (PED II) de 27,6 MW, ubicado en las proximidades del PED I. La energía generada por el PED II será vendida a CAMMESA bajo un PPA por un período de 20 años desde la fecha de habilitación comercial. A la fecha de emisión de los estados financieros los equipos se encuentran montados y actualmente se están completando las obras electromecánicas y de control. Las pruebas de marcha industrial están previstas para el mes de julio de 2019 garantizando, de este modo, la fecha de entrada en fase comercial acordada con CAMMESA para septiembre de 2019. La inversión total se estima finalizará en aproximadamente US$ 34 millones (sin impuestos).

Las acciones de la Sociedad cotizan en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires.

1.2 - Marco regulatorio de los sectores petrolero, eléctrico, gas y GLP

a) Sector petrolero

Ley Nacional de Hidrocarburos N° 17.319 y 27.007

Propiedad de los yacimientos

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 5 de julio de 2019 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISION FISCALIZADORA (Socio)

Dr. Norberto Luis Feoli

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 1 - INFORMACIÓN GENERAL Y MARCO REGULATORIO (Cont.)

Ley Nacional N° 26.741

Declaración de interés público

Precios en el mercado interno

Derechos de Exportación

Mediante el Decreto 793/2018 de fecha 3 de septiembre de 2018, el Poder Ejecutivo Nacional fija hasta el 31 de diciembre de 2020 un derecho de exportación del 12% a la exportación para consumo de todas las mercaderías comprendidas en las posiciones arancelarias de la Nomenclatura Común del Mercosur (NCM), entre ellas el conjunto de hidrocarburos que comercializa la Sociedad. El derecho establecido no podrá exceder de $4/US$ del valor imponible o del precio oficial FOB.

La Sociedad realizó ventas al exterior de petróleo por $ 2.795 millones al 30 de abril de 2019.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 5 de julio de 2019 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISION FISCALIZADORA (Socio) C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17 Dr. Norberto Luis Feoli

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 1 - INFORMACIÓN GENERAL Y MARCO REGULATORIO (Cont.)

b) Sector eléctrico

b.1) Esquema de remuneración vigente desde marzo de 2019

Res 1/2019 de la Secretaría de Recursos Renovables y Mercado Eléctrico (SRRyME)

El 1 de marzo de 2019 la Secretaría de Recursos Renovables y Mercado Eléctrico publicó la Resolución 1/2019, la cual modificó la Resolución 19/2017 de la ex Secretaría de Energía Eléctrica a partir del 1 de marzo de 2019, y en sentido similar a la norma derogada, la norma publicada dispone:

Establecer como Generadores Habilitados (GH), a todos los Agentes Generadores, Cogeneradores y Autogeneradores del MEM, exceptuando la Generación de las Centrales Hidroeléctricas Binacionales y la Generación Nuclear, exceptuando también a los agentes Generadores, Cogeneradores y Autogeneradores del MEM con unidades generadoras con potencia comprometida en el marco de Contratos Centralizados destinados al Abastecimiento de la demanda del MEM (Contratos de Abastecimiento MEM), cuya energía eléctrica producida sea destinada al cumplimiento de los citados contratos.
Establecer un esquema de disponibilidad garantizada de potencia, de acuerdo con la metodología definida en el Anexo I “ Disponibilidad Garantizada de Potencia ”.
Establecer un esquema de remuneración de la Generación Habilitada Térmica (GHT) de acuerdo con la metodología y remuneración definidas en el Anexo II “ Remuneración de la Generación Habilitada Térmica ”.
Establecer un esquema de remuneración de la Generación Habilitada Hidráulica (GHH) y a partir de otras fuentes de energía (GHR) de acuerdo con la metodología y remuneración definidas en el Anexo III “ Remuneración de la Generación Habilitada Hidroeléctrica y a Partir de Otras Fuentes de Energía ”.
Establecer una metodología de remuneración de las Centrales Hidráulicas Binacionales Yacyretá y Salto Grande, según lo establecido en el Anexo IV “ Remuneración de Centrales Hidráulicas Binacionales ”.

A continuación se detallan las modificaciones incluidas en los Anexos I y II aplicables a la CT ADC:

Disponibilidad Garantizada de Potencia (DIGO)

Los períodos de requerimiento de DIGO son:

a) Periodo Verano: Diciembre – Enero – Febrero
b) Periodo Invierno: Junio – Julio – Agosto
c) Periodo Resto:
Marzo – Abril – Mayo
Septiembre – Octubre – Noviembre

CAMMESA informará las fechas de declaración, las cuales deberán ser al menos 30 días previos del inicio de cada trimestre.

Los valores fijados para tecnologías de características similares a la CT ADC (>150MW) son los siguientes:

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019

PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

(Socio)

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 COMISION FISCALIZADORA

Dr. Norberto Luis Feoli

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 1 - INFORMACIÓN GENERAL Y MARCO REGULATORIO (Cont.)

i) Remuneración por potencia disponible mensual, la cual se afectará según sea el factor de uso del equipamiento de generación
a) Precio mínimo asociado a la Disponibilidad Real de Potencia (DRP)

Tecnología / Escala	[US$/MW-mes]
CCgrande P > 150 MW	3.050

Esta remuneración será el valor base por disponibilidad de potencia a aplicar para aquellos generadores que no declaren DIGO.

b) Precio Base por la Disponibilidad Garantizada Ofrecida (DIGO)

idad Garantizada Ofrecida (DIGO)
Período	[US$/MW – mes]
Dic – Ene – Feb – Jun – Jul - Ago	7.000
Mar – Abr – May – Sep – Oct - Nov	5.500

ii) Remuneración por energía generada y operada

a) Energía Generada: los precios variables no combustibles, por tipo de combustible consumido por la unidad generadora, es el siguiente:

Tecnología/Escala CC –grande P > 150 MW	Gas Natural [US$/MWh]
	4,0

b) Energía Operada: los generadores recibirán una remuneración mensual por este concepto representada por la integración de las potencias horarias en el período, valorizada a 1,4 US$/MWh para cualquier tipo de combustible.

Para aquellas unidades generadoras que hayan declarado la opción de gestión propia de combustibles para su generación que al ser requerida no posea el combustible con el cual fue convocada para el despacho, perderá su orden en el despacho hasta que, en caso de ser necesario, el OED le asigne combustible para su operación. En este último caso sólo se reconocerá como Energía Operada hasta la Energía Generada por la unidad de generación y se aplicará el 50% del precio de valorización de la Energía Operada.

Remuneración de otras Tecnologías de Generación:

La resolución también abarca remuneraciones para otras tecnologías de generación no aplicables a la Sociedad.

La remuneración por energía del generador se define en su nodo.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 5 de julio de 2019 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISION FISCALIZADORA

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Dr. Norberto Luis Feoli

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 1 - INFORMACIÓN GENERAL Y MARCO REGULATORIO (Cont.)

Por último, se faculta a la Subsecretaría de Mercado Eléctrico a dictar normas complementarias o aclaratorias que se requieran para la instrumentación de la presente resolución.

b.2) Esquema de remuneración hasta febrero de 2019

b.2.1) Res SE 19 E/2017 del Ministerio de Energía y Minería

Con fecha 27 de enero de 2017, el Ministerio de Energía y Minería emitió la Resolución Nº 19 – E/2017 (Res SE 19 E/17), la cual dispuso un mecanismo remuneratorio que valorizaba la disponibilidad de las unidades de generación. De esta manera, la autoridad buscó adoptar criterios de remuneración con condiciones económicamente razonables, previsibles y eficientes, mediante compromisos de potencia a mediano plazo, estableciendo la posibilidad de que fueran trasladados a la demanda. Su entrada en vigencia fue a partir del 1 de febrero de 2017.

La Res SE 19 E/17 establecía que un agente generador, cogenerador y autogenerador del MEM, titular de una central de generación térmica convencional podría declarar Ofertas de Disponibilidad Garantizada, para suscribir Compromisos de Disponibilidad Garantizada (CoDiG) por la potencia y energía de las unidades generadoras instaladas, juntamente con las declaraciones estacionales de verano. Las declaraciones de Disponibilidad Garantizada Ofrecida (DIGO) cubrirían lapsos de 3 años, pudiendo diferenciar los valores en distintos períodos estacionales semestrales. Para el año 2017, excepcionalmente, se habilitaron las DIGO para el semestre invernal. Quedaban excluidos de estas ofertas los Agentes Generadores del MEM estatales (incluso aquella parte argentina de entidades binacionales) y los Agentes Generadores que hubieran comprometido energía u/o potencia a través de acuerdos específicos.

El esquema de remuneración estaba denominado en Dólares Estadounidenses.

Asimismo, para aquellos generadores que poseían saldos por los financiamientos del “Programa de mantenimiento de las unidades de generación de energía eléctrica”, previa cancelación de los créditos ya devengados, la Resolución preveía el repago o devolución de los mismos, descontando de la liquidación mensual hasta 1 US$/MWh por MW generado, hasta alcanzar la cancelación de la totalidad del financiamiento.

Por último, determinaba también un esquema remuneratorio específico para aquellas centrales que generaran energía hidroeléctrica y renovables, así como incentivos para aquellas térmicas que tuvieran un incremento de la eficiencia energética y mayores gastos de uso por despacho irregular.

La remuneración a los generadores térmicos habilitados se componía de:

i) Una remuneración por potencia disponible mensual, la cual se subdividía en:

a) un precio mínimo asociado a Potencia Disponible Real,
b) un precio base según cumplimiento de una DIGO y,
c) un precio adicional máximo relacionado con el cumplimiento de una Potencia Asignada, recibiendo esta última un adicional en el precio unitario para hacer frente a situaciones de máximo requerimiento.

Véase nuestro informe de fecha	Véase nuestro informe de fecha
5 dejulio de 2019	5 de julio de2019
PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.	COMISION FISCALIZADORA
(Socio)

Dr. Norberto Luis Feoli

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 1 - INFORMACIÓN GENERAL Y MARCO REGULATORIO (Cont.)

ii) Una remuneración por energía generada y operada, la cual era la suma de la Energía Generada y la Energía Operada, la que podría ser incrementada en función del cumplimiento de los objetivos de eficiencia térmica.

Los valores fijados por la Res SE 19 E /17 para tecnologías de características similares a la CT ADC (>150MW) eran los siguientes:

iii) Remuneración por potencia disponible mensual

a) Precio mínimo de la Potencia

Tecnología / Escala	[US$/MW-mes]
CCgrande P > 150 MW	3.050

b) Precio Base para remunerar la Disponibilidad Garantizada Ofrecida (DIGO)

Período	[US$/MW – mes]
May17 – Oct 17	6.000
Nov 17 en adelante	7.000

c) Precio Adicional

Período	[US$/MW – mes]
May17 – Oct 17	1.000
Nov 17 en adelante	2.000

iv) Remuneración por energía generada y operada

a) Energía Generada: los precios variables no combustibles, por tipo de combustible consumido por la unidad generadora, eran de:

Tecnología/Escala	Gas Natural[US$/MWh]
CC – Grande	5,0

b) Energía Operada: los generadores recibirían una remuneración mensual por este concepto representada por la integración de las potencias horarias en el período, valorizada a 2,0 US$/MWh para cualquier tipo de combustible.

Remuneración de otras Tecnologías de Generación:

La resolución también abarcaba remuneraciones para otras tecnologías de generación que no son aplicables a la Sociedad. A partir de noviembre de 2017 entraron en vigencia las siguientes modificaciones a la Res SE 19/2017, mediante la Nota NO-2017-15482939-APN-SECEE#MEM:

efectuar la declaración de DIGO en cada Programación Estacional;
optar por el método de control de la DIGO, el cual podría ser mensual (con un 7.5% de tolerancia) o semestral;
se estableció que el tipo de cambio que debía tomar CAMMESA para el pago de las liquidaciones era el del día anterior a la fecha de vencimiento del documento comercial.

b.2.2) Programa de mantenimiento de las unidades de generación de energía eléctrica

Desde el mes de junio de 2011, la Sociedad gestionó ante la SEN y CAMMESA, el financiamiento de un plan de mantenimientos mayores y extraordinarios, a realizarse en todas las unidades de la CT ADC, con el objetivo de posibilitar la continuidad de la operación confiable de sus unidades generadoras.

La SEN, mediante su Nota 1873 de fecha 12 de abril de 2013, aprobó la ejecución de las obras propuestas por un monto total de $ 158.470.000 (expresados en moneda histórica, equivalentes a US$ 30.891.000), sujeto a que CAMMESA desarrollara junto con la Sociedad los instrumentos administrativos necesarios a los efectos de que dichos documentos fueran autorizados por la misma SEN.

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 1 - INFORMACIÓN GENERAL Y MARCO REGULATORIO (Cont.)

Con fecha 27 de marzo de 2014 la Sociedad presentó a CAMMESA la propuesta de financiamiento y cesión de créditos en garantía para la realización del mantenimiento de la CT ADC en el marco de la Res SEN 146/02.

Las características principales de esta propuesta fueron:

El monto del financiamiento fue el equivalente en pesos hasta US$ 30.891.000, al que se le descontó lo mencionado en el párrafo siguiente.
La Sociedad se comprometió a utilizar, para realizar el mantenimiento de las unidades de la CT ADC, los créditos impagos que le correspondían por aplicación de los artículos 4° y 5° del “Acuerdo SEN Generadores 2008-2011”.
El financiamiento se efectivizó de acuerdo con la estimación presentada del flujo de fondos, al control del avance de las obras y sujeto a las disponibilidades de fondos de CAMMESA, mediante la entrega de adelantos parciales. Luego de cada adelanto, la Sociedad debió realizar la rendición de los fondos percibidos durante el mes anterior.
Para cada máquina a la cual se le hubiera adelantado fondos para su mantenimiento y sólo una vez realizada la puesta en marcha de cada una de las unidades generadoras a ser reparadas, la Sociedad debía reintegrar el monto del financiamiento recibido en 36 cuotas mensuales iguales y consecutivas.
La cancelación de dicha financiación se realizó en primer término aplicando la Remuneración para Mantenimientos Extraordinarios (creada mediante la Res SEN 529/14 – Remuneración de los Mantenimientos No Recurrentes, y de no ser suficiente, en segundo término se aplicó la Remuneración Adicional Generadores (establecida por la Res SEN 95/13 y modificada por la Res SEN 529/14) correspondiente a cada máquina. Con la entrada en vigencia de la Res SE 19 E/2017 se introdujo el descuento de hasta 1 US$/MWh por MW generado de la liquidación mensual (ver punto b.2.1).
La Sociedad garantiza, para cada mes posterior a la entrada en funcionamiento a posteriori de haberle realizado los trabajos de mantenimiento financiados y hasta la culminación del período de repago, una disponibilidad mínima para cada una de las unidades generadoras a reparar.
En garantía del fiel cumplimiento de todas y cada una de las obligaciones asumidas, la Sociedad cedió y transfirió a favor de CAMMESA el 100% de sus créditos actuales y futuros, devengados y a devengarse a favor de Capex derivados exclusivamente de las remuneraciones por Costos fijos, Costos variables (no combustibles) y Remuneración Adicional Generadores, por hasta un monto máximo de US$ 20 millones a cada momento y hasta el límite del valor de las cuotas impagas.
La Sociedad puede, previa notificación a CAMMESA, cancelar anticipadamente parte o la totalidad del financiamiento. CAMMESA está obligada a aceptar la cancelación anticipada.

Posteriormente, la Sociedad solicitó la ampliación del monto original del financiamiento en US$ 20.000.000 (IVA incluido) para hacer frente al nuevo alcance de las obras originado en:

1) Cambios en el plan original de mantenimiento, y
2) Mayores costos registrados en comparación con los originalmente estimados.

Con fecha 18 de noviembre de 2015, dicha ampliación fue aprobada por la Subsecretaría de Energía Eléctrica y aceptada por CAMMESA mediante la formalización de una Adenda sobre el Acuerdo original, a partir de la cual el monto total del Programa asciende a la suma de US$ 50.891.000.

Desde el inicio del programa y hasta el 30 de noviembre de 2017 la Sociedad recibió por parte de CAMMESA, la totalidad de los fondos del programa por el equivalente de $ 567,5 millones, expresados en moneda histórica. Estos fondos fueron compensados con la Remuneración para Mantenimientos No Recurrentes y con el saldo acumulado en créditos por la “Remuneración Adicional Fideicomiso”, adeudando al 30 de abril de 2019 la suma de $ 66,1 millones, y pagaderos en hasta 48 cuotas a descontar de la remuneración mensual del generador, según la propuesta presentada por la Sociedad. Los mismos se encuentran expuestos en el rubro “Deudas Financieras” (ver Nota 20).

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NOTA 1 - INFORMACIÓN GENERAL Y MARCO REGULATORIO (Cont.)

b.2.3) Decreto 134/15 del PEN

Mediante el Dec 134/15 el Poder Ejecutivo declaró la emergencia del Sector Eléctrico Nacional con vigencia hasta el 31 de diciembre de 2017. A partir de esta declaración, se instruyó al Ministerio de Energía y Minería para que elaborara, pusiera en vigencia, e implementara un programa de acciones que fueran necesarias en relación con los segmentos de generación, transporte y distribución de energía eléctrica de jurisdicción nacional, con el fin de adecuar la calidad y seguridad del suministro eléctrico y garantizar la prestación de los servicios públicos de electricidad en condiciones técnicas y económicas adecuadas. Asimismo, convocó a las provincias para adherir a esta declaración.

b.3) Energías renovables

b.3.1) Resolución Secretaría de Energía 108/11

La Resolución SE N° 108/11 de fecha 29 de marzo de 2011 habilitó la realización de contratos de abastecimiento entre el MEM y las ofertas de disponibilidad de generación y energía asociada a partir de fuentes de energía renovables, presentadas por parte de agentes generadores, cogeneradores o autogeneradores que, a la fecha de publicación de esta resolución, fueran agentes del MEM, o no estuvieren habilitados comercialmente o interconectados.

Estaban habilitados a ser parte de las ofertas de generación, todos aquellos proyectos en los que participara el Estado Nacional, ENARSA o los que el Señor Ministro de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios así lo determinara.

Los contratos de abastecimiento del MEM bajo esta resolución tienen las siguientes características:

Vigencia: hasta quince (15) años, siendo factible una prolongación de este plazo en hasta 18 meses.
Parte vendedora: el agente del MEM cuya oferta haya sido aprobada por la SE.
Parte compradora: el MEM en su conjunto, representado por CAMMESA.
La remuneración a percibir por la parte vendedora y a pagar por la parte compradora se determinará en base a los costos aceptados por la SE.
Todas aquellas ofertas que pretendan celebrar contratos con el MEM deberán presentar ante la SE los proyectos de inversión respectivos, con la siguiente información:
Las unidades a ser habilitadas y que asumirán el compromiso.
Disponibilidad garantizada de las unidades habilitadas que asumirán el compromiso.
Duración ofertada del contrato de abastecimiento al MEM.
Período de vigencia de la oferta.
La disponibilidad de potencia comprometida para todo el período.
La oferta deberá contener una desagregación de todos los costos fijos y variables, así como los correspondientes al financiamiento utilizado para la instalación de la nueva capacidad ofertada.
La documentación respaldatoria que permita acreditar la desagregación de costos presentada.

Se estableció que la potencia que resulte asignada y la energía suministrada en cumplimiento de cada contrato de abastecimiento al MEM, recibirá una remuneración mensual, calculada en base a la anualidad de los costos de instalación a considerar, y los costos fijos y variables requeridos para la adecuada operación del equipamiento comprometido. Los referidos costos podrán ser revisados por la SE cuando alguno de sus componentes presente variaciones significativas, de manera de garantizar que dicho costo siempre se encuentre cubierto por la remuneración asignada al correspondiente contrato de abastecimiento al MEM.

A su vez, se estableció que, en tanto sea de aplicación la Resolución SE N° 406/03, las obligaciones derivadas del contrato tendrán una prioridad de cancelación igual a las establecidas en el numeral e) del art. 4 de esa resolución. En caso de que se modifique el orden de prioridad a aplicar, la prioridad de cancelación no podrá ser inferior a la correspondiente al reconocimiento de los costos operativos de los generadores térmicos.

Hychico ha efectuado un contrato de abastecimiento con el MEM teniendo en cuenta esta normativa (Nota 35).

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NOTA 1 - INFORMACIÓN GENERAL Y MARCO REGULATORIO (Cont.)

Si bien la Resolución 108/11 se encuentra derogada en virtud de la Resolución 202 – E/2016, esta última norma estableció que se mantendrán en vigencia los contratos firmados en virtud de la Resolución 108 conforme fueron establecidos oportunamente.

b.3.2) Ley XVII N° 95 – Beneficios impositivos energías renovables

Con fecha 19 de octubre de 2015, el Titular de la Agencia Provincial de Promoción de Energías Renovables de la Provincia del Chubut resolvió otorgar a Hychico para su PED, en el marco de la Ley XVII N° 95, los beneficios previstos en el artículo 7° apartado B inciso 3, eximiendo en el 100% el pago del Impuesto sobre los Ingresos Brutos durante los primeros cinco (5) años a partir de su otorgamiento y por el 50% a partir del sexto año y hasta el décimo inclusive. Bajo el mismo marco legal y de acuerdo con lo previsto en el artículo 8°, otorgó “estabilidad fiscal” en el ámbito provincial por un plazo de 15 años, entendiendo por ésta la imposibilidad de afectar a la actividad con una carga tributaria total mayor, como consecuencia de aumentos en la misma.

b.3.3) LEY 27.191 – Modificaciones al régimen de fomento de energías renovables

El 25 de septiembre de 2015 el Congreso Nacional sancionó la Ley 27.191, que fue publicada en el Boletín Oficial el 21 de octubre de 2015. La mencionada Ley introdujo modificaciones al Régimen de Fomento Nacional para el Uso de Fuentes Renovables creado por la Ley 26.190, para lo cual, en líneas generales, y con el objetivo de lograr alcanzar una contribución de energía renovable en la matriz de consumo nacional del 8% al 31 de diciembre de 2017 y del 20% al 31 de diciembre de 2025 incorporó los siguientes puntos: (i) amplió la definición de energías renovables; (ii) eliminó el límite de 10 años para el régimen de beneficios fiscales; (iii) fijó incentivos fiscales no excluyentes como: devolución anticipada de IVA, amortización acelerada de impuesto a las ganancias, exclusión de la base de los bienes afectados por las actividades promovidas del impuesto a la ganancia mínima presunta, exención de derechos de importación, compensación de quebrantos con ganancias (de los actuales 5 años pasa a 10 años), exención del impuesto a la distribución de dividendos siendo el beneficiario persona física (sólo en caso de reinversión del mismo), y certificados fiscales por el 20% del valor de los componentes nacionales; (iv) creó el Fondo Fiduciario para Desarrollo de Energías Renovables que, entre otras cosas, otorgará préstamos y garantías a los proyectos de inversión y (v) dispuso que todos los usuarios de energía eléctrica tendrán que contribuir cumpliendo con los objetivos de consumo de energías renovables establecidos por la ley, para lo cual se estableció un cronograma gradual y obligaciones especiales para los Grandes Usuarios de más de 300kW. Finalmente la ley ratificó que la generación eólica debe ser tratada como generación hidráulica de pasada; por lo tanto ésta despachará en virtud de la disponibilidad de viento real con la que contase.

Adicionalmente, en el mes de mayo de 2016 el Ministerio de Energía y Minería emitió las Res 71/2016 y 72/2016 mediante las cuales dio inicio la primera ronda del Proceso de Convocatoria Abierta para la contratación en el MEM de energía eléctrica de fuentes renovables de generación (“Programa RenovAr”) para dar cumplimiento a las Leyes 26190 y 27191. Con fecha 5 de septiembre de 2016 Hychico, conjuntamente con Plenium Energy S.A. (sociedad vinculada), presentó una oferta en el marco de dicho programa, la cual, finalmente, no fue adjudicada.

b.3.4) Decreto 531/2016 – Reglamenta la Ley 26.190 y la Ley 27.191

El día 31 de marzo de 2016 se publicó en el Boletín Oficial el Decreto 531/2016 que aprobó la reglamentación de la Ley 26.190, modificada por el Capítulo I de la Ley 27.191 y del Capítulo II de la Ley 27.191 referente a la Segunda Etapa del Régimen de Fomento Nacional para el Uso de Fuentes Renovables de Energía destinada a la Producción de Energía Eléctrica. Asimismo aprobó la reglamentación de los Capítulos de la Ley 27.191 correspondientes al Fondo Fiduciario para el Desarrollo de Energía Renovables (III), la Contribución de los Usuarios de Energía Eléctrica al Cumplimiento de los Objetivos del Régimen de Fomento (IV), los Incrementos Fiscales (V), el régimen de importaciones (VI), el acceso y utilización de fuentes renovables de energía (VII), energía eléctrica proveniente de recursos renovables intermitentes (VIII) y las cláusulas complementarias (IX) que establecen que la autoridad de aplicación deberá difundir ampliamente las ofertas de generación eléctrica a partir de fuentes renovables de energía y que invita a la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y a las Provincias a adherir a la ley y a dictar sus propias normas destinadas a promover la producción de energía eléctrica a partir de fuentes renovables de energía.

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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NOTA 1 - INFORMACIÓN GENERAL Y MARCO REGULATORIO (Cont.)

b.3.5) Res SE E-275/2017 del Ministerio de Energía y Minería

El 17 de agosto de 2017 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución E-275/2017 del Ministerio de Energía y Minería, la cual convocó a los interesados a ofertar en el proceso de convocatoria abierta nacional e internacional para la contratación en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) de energía eléctrica de fuentes renovables de generación – el Programa RENOVAR (Ronda 2)-, con el fin de celebrar contratos del mercado a término (denominados contratos de abastecimiento de energía eléctrica renovable), con CAMMESA, en representación de los Distribuidores y Grandes Usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista – hasta su reasignación en cabeza de los agentes distribuidores y/o Grandes Usuarios del MEM, de conformidad con el Pliego de Bases y Condiciones del Programa. Hychico participó de la convocatoria con el proyecto Parque Eólico Diadema II (ver Nota 36).

b.3.6) Res E-281/2017 – Ministerio de Energía y Minería

El 22 de agosto de 2017 se publicó la Res 281/2017 que estableció el Régimen del Mercado a Término de Energía Eléctrica de Fuente Renovable en el marco de lo establecido por la Ley 27.191 y el Decreto reglamentario 531/2016. Este Régimen tiene por objeto establecer las condiciones de cumplimiento de acuerdo con lo fijado en el artículo 9º de la Ley 27.191 por parte de los Grandes Usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista y las Grandes Demandas que sean Clientes de los Agentes Distribuidores del MEM, o de los Prestadores del Servicio Público de Distribución en tanto sus demandas de potencia sean iguales o mayores a trescientos kilovatios (300KV) medios demandados, a través de la contratación individual en el Mercado a Término de energía eléctrica proveniente de fuentes renovables o por autogeneración de fuentes renovables, de conformidad con lo previsto en el artículo 9 de la Ley 27.191 y el artículo 9 del Anexo II del Decreto 531. Específicamente se estableció que la obligación para los sujetos individualizados en el mencionado artículo de la Ley podría cumplirse por cualquiera de las siguientes formas: a) por contratación individual de energía eléctrica proveniente de fuentes renovables, b) por autogeneración o por cogeneración de fuentes renovables o c) por participación en el mecanismo de compras conjuntas desarrollado por CAMMESA. El art. 9, en su inciso 2, apartado (i) del Anexo II, del decreto reglamentario prevé que los contratos de abastecimiento de energía eléctrica proveniente de fuentes renovables celebrados en el marco de la Ley 27.191, por los sujetos comprendidos en su artículo 9, serán libremente negociados entre las partes, teniendo en cuenta las características de los proyectos de inversión y el cumplimiento de las obligaciones establecidas en la ley y en el decreto reglamentario, los deberes de información y requisitos de administración establecidos en los Procedimientos de CAMMESA y en la normativa complementaria que dicte la autoridad de aplicación.

c) Sector gas natural

 Ley Nacional de Hidrocarburos N° 17.319 - Ley 26.741 “Soberanía Hidrocarburífera Nacional” y Decreto N° 1277/12

Ver punto a) Sector petrolero

 Programa Gas Plus

 Res 41/16 del Ministerio de Energía y Minería

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 1 - INFORMACIÓN GENERAL Y MARCO REGULATORIO (Cont.)

Resolución 46-E / 2017 – Programa de Estímulo a las Inversiones en Desarrollos de Producción de Gas Natural proveniente de Reservorios No Convencionales

El Programa tendrá vigencia desde su publicación en el Boletín Oficial y hasta el 31 de diciembre de 2021.

Podrán adherir al presente Programa las empresas que tengan derecho a producción de gas no convencional proveniente de concesiones ubicadas en la Cuenca Neuquina, las que deberán estar inscriptas en el Registro Nacional de Empresas Petroleras. Estas deberán además contar con un plan de inversión específico aprobado por la autoridad de aplicación provincial y con la conformidad de la Secretaria de Recursos Hidrocarburíferos para ser incluidas en el Programa.

Resolución 419-E / 2017 – Programa de Estímulo a las Inversiones en Desarrollos de Producción de Gas Natural proveniente de Reservorios No Convencionales

Con fecha 1 de noviembre de 2017 se dictó la Res 419-E / 2017 que modifica la Res 46-E / 2017, estableciendo un nuevo Anexo I que modifica las bases y condiciones del Programa.

Definiciones:

Gas No Convencional: gas proveniente de reservorios de gas natural caracterizados por la presencia de areniscas o arcillas muy compactas de baja permeabilidad y porosidad (Tight Gas o Shale Gas).
Concesiones Incluidas: Son aquellas concesiones que producen Gas No Convencional, ubicadas en la cuenca Neuquina.
Producción Inicial: Producción de Gas No Convencional media mensual para el período julio 2016 / junio 2017. 4. Producción Incluida:
a. Para aquellas concesiones cuya Producción Inicial sea menor a 500.000 m3/d, la totalidad de la producción mensual de Gas No Convencional.
b. Para aquéllas cuya Producción Inicial sea mayor o igual a 500.000 m3/d, es la totalidad de la producción mensual de Gas No Convencional, descontando la Producción Inicial.

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019

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Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 COMISION FISCALIZADORA

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NOTA 1 - INFORMACIÓN GENERAL Y MARCO REGULATORIO (Cont.)

Precio Mínimo: o 2018: 7,50 US$/MMbtu. o 2019: 7,00 US$/MMbtu. o 2020: 6,50 US$/MMbtu.
2021: 6,00 US$/MMbtu.
Precio Efectivo: Precio promedio mensual ponderado por el volumen total de ventas de gas natural en Argentina (será publicado por la SE).
Compensación Unitaria: Resultado de Restar el Precio Efectivo del Precio Mínimo (cuando dicha diferencia sea mayor a cero).
Pagos provisorios: pago del 85% de la compensación (calculada con las proyecciones de las empresas), para el mes anterior.

Se deberá presentar esquema de medición y producción independiente.
El pago de la primera compensación será el correspondiente al mes posterior al que la empresa haya presentado la solicitud o el mes de enero de 2018, el que fuese posterior.
Comienzo Anticipado Plan Gas II:
Las empresas participantes del Plan Gas II (Res. 60/13) podrán recibir compensaciones a partir del mes siguiente al que realicen la presentación.
Para el año 2017 se utilizará el precio mínimo del año 2018.
El precio efectivo, para el año 2017, será el precio de la inyección excedente que corresponda.
Pagos:
Se abonará el 88% a la empresa y el 12% a la Provincia correspondiente.
Orden de pago en pesos, con tipo de cambio del último día hábil del mes al que corresponden los volúmenes.
Pago provisorio Inicial: o La Secretaría de Recursos Hidrocarburíferos emitirá una orden de pago antes del último día hábil del mes siguiente al de la inclusión de la empresa.
Dentro de los 20 días del mes posterior al que se emita la orden de pago se deberá presentar una declaración jurada, certificada por auditores independientes de la Producción Incluida.
Control de los volúmenes de Producción:
Volúmenes correspondientes a los puntos de ingreso al Sistema de Transporte de Gas Natural: la Secretaría de Recursos Hidrocarburíferos enviará al ENARGAS los volúmenes de producción incluida presentados por las empresas y éste verificará los volúmenes de inyección.
Puntos previos a los puntos de ingreso al Sistema de Transporte de Gas Natural: la Secretaría de Recursos Hidrocarburíferos verificará los resultados de las mediciones de los volúmenes pertenecientes a cada Punto de Medición de Gas instalado conforme Resolución 318/2010.

Con fecha 31 de enero de 2018, la Sociedad presentó ante la SubsecretarÍa de Exploración y Producción dependiente del Ministerio de Energía y Minería una solicitud de adhesión para la Concesión Agua del Cajón al Programa antes mencionado. Dicha presentación incluye la aprobación, de parte de la Autoridad de Aplicación Provincial (Ministerio Energía y de Recursos Naturales del Neuquén – Resolución 12 del 29 de enero de 2018), de un plan de inversión por millones de US$ 101,5 hasta el año 2021, el cual posibilitaría el desarrollo de la producción de gas natural proveniente de reservorios no convencionales. Con fecha 6 de junio de 2018 la SE notificó a Capex que la Concesión Agua del Cajón se incluyó en el Programa.

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 1 - INFORMACIÓN GENERAL Y MARCO REGULATORIO (Cont.)

Adicionalmente, en la misma fecha y de idéntica forma para este Programa, Capex solicitó ante el Ministerio de Energía y Minería la adhesión de la Concesión Loma Negra ubicada en la Provincia de Rio Negro, en la cual la Sociedad posee una participación del 37,5% y es operador de la misma. Al igual que con la anterior, se incluyó la aprobación por parte de la Autoridad de Aplicación Provincial (Secretaría de Energía de Rio Negro – Resolución 13 del 30 de enero de 2018) de un plan de inversión por millones de US$ 74,5 correspondientes a la totalidad del área de concesión “Loma Negra”. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros la Sociedad no ha recibido la aprobación de esta solicitud por parte del Ministerio de Energía y Minería de la Nación.

La Sociedad ha presentado las declaraciones juradas por la producción de gas natural proveniente de reservorios no convencionales del área Agua del Cajón correspondientes a los períodos enero 2018 – marzo 2019 y las pólizas de caución, a fin de solicitar el pago del programa de estímulo. El Ministerio de Energía autorizó el pago provisorio equivalente al 85% de las compensaciones económicas solicitadas por el período enero – diciembre 2018 por un monto aproximado de $ 363,8 millones (expresado en moneda histórica). La Sociedad ha registrado en el rubro Ventas el total del incentivo que cumple con las condiciones establecidas en la Resolución 419 E/2017, cuyo importe ascendió a $ 775,2 millones correspondiente a la producción de los meses enero 2018 a marzo 2019 (ver Notas 2.16 y 25).

Resolución 46/2018 – Precio de referencia del gas para la generación de energía eléctrica

NO-2018-40206154-APN-SSEE#MEN – Adquisiciones de gas natural para ser utilizado en la generación de electricidad. Subsecretaría de Energía Eléctrica del Ministerio de Energía

CAMMESA deberá realizar adquisiciones de gas natural bajo cantidades firmes e interrumpibles a través del Mercado Electrónico de Gas (MEG) en función de las necesidades del sistema y considerando las Cantidades Máximas Diarias de los contratos firmes vigentes para el período.
Las adquisiciones deberán ser abiertas a productores y comercializadores de gas natural, para cada una de las cuencas productivas y hasta las cantidades requeridas.
El plazo de los acuerdos a suscribir es el correspondiente a entregas entre el 01/09/2018 y el 31/12/2018.
El valor máximo a aceptar deberá ser de hasta el precio establecido en la Res MEN 46/2018.
Los volúmenes a adquirir en cada cuenca serán los requeridos para cubrir las necesidades de abastecimiento.
La convocatoria deberá ser competitiva y transparente y sus resultados publicados.

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 1 - INFORMACIÓN GENERAL Y MARCO REGULATORIO (Cont.)

Resolución 70/2018 SEN – Adquisición de Gas

Nota Secretaría de Energía NO-2018-66680075-APN-SGE#MHA – Precios máximos (PIST) a considerar para cada cuenca en US$/MMBTu.

El 19 de diciembre de 2018, la Secretaría de Energía emitió la nota NO-2018-66680075-APN-SGE#MHA, la cual instruye a CAMMESA a aplicar, para el período enero a diciembre 2019, los nuevos precios de referencia de gas natural con destino a la generación de electricidad. Para la cuenca neuquina el precio máximo establecido es de 3,70 US$/MMbtu para los meses de Ene-Feb-Mar-Abr-May-Sep-Oct-Nov-Dic y de 4,95 US$/MMbtu para los meses de Jun-Jul-Ago.

Nota Secretaría de Energía NO-2019-07973690-APN-SGE#MHA –Valorización Costos de Generación con Combustible Propio. RESOL-2018-70-APN-SGE#MHA.

d) Sector GLP

 Ley 26.020 y Res SEN 168/05

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 5 de julio de 2019 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISION FISCALIZADORA

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 1 - INFORMACIÓN GENERAL Y MARCO REGULATORIO (Cont.)

 Res SEN 1070/08 y 1071/08

La SEN, a través de las Res SEN 1070/08 y 1071/08, ratificó (i) un Acuerdo Complementario al Acuerdo con Productores de Gas celebrado con ciertos productores de gas, y (ii) un Acuerdo de Estabilidad del precio del GLP, celebrado con ciertos fraccionadores, productores de GLP, y otros actores del mercado, ninguno de los cuales fue suscripto por la Sociedad (ver Nota 25.2 a.1)). Posteriormente se firmaron adendas a dichos acuerdos, las cuales fueron ratificadas por resoluciones de la SEN.

 Res ENARGAS 1982, 1988 y 1991/11

A fines del mes de noviembre de 2011 el ENARGAS dictó las Res 1982, 1988 y 1991/11 en virtud de las cuales, entre otras cuestiones: (i) se ajustaron los valores unitarios del cargo creado por el Decreto PEN 2067/08 aumentándolos aproximadamente un 1000% y (ii) se dispuso aplicar dicho cargo en forma completa a determinados usuarios no residenciales de gas natural de acuerdo con la actividad principal o secundaria que éstos realicen, lo cual incluye a las plantas de tratamiento de gas natural ubicadas fuera de la medición regulada, tal el caso de la planta Agua del Cajón, propiedad de Servicios Buproneu S.A., en la cual la Sociedad procesa su gas natural.

La Sociedad considera que dicho cargo tarifario resulta inconstitucional ya que el mismo tiene una clara naturaleza tributaria y no había sido creado por una Ley del Congreso Nacional. En virtud de ello, la Sociedad ha interpuesto acciones legales y obtenido una medida cautelar según se explica en la Nota 24.2 a.2).

 Res SEN 77/12

En marzo 2012 se publicó la Res SEN 77/12, en virtud de la cual, entre otras cuestiones, se prorroga el acuerdo de estabilidad del precio de GLP (butano), se dispone que las empresas productoras no firmantes deberán cumplir los parámetros de abastecimiento que determine la SEN y vender GLP (butano) a las empresas fraccionadoras a precios y con compensaciones iguales a las establecidas para las productoras firmantes del mencionado acuerdo y que las empresas que incumplan dichos parámetros y disposiciones quedarán (i) inhabilitadas para exportar, (ii) no podrán efectuar operaciones de compra y venta de GLP en el mercado interno con ninguno de los sujetos activos de la industria y (iii) serán pasibles de multas por falta de entrega del producto en los términos determinados por la Autoridad de Aplicación o por ventas que superen los precios establecidos en el mencionado acuerdo o en dicha resolución. La Sociedad ha iniciado acciones administrativas y judiciales contra las disposiciones de esta resolución (ver Nota 25.2 a.3)) y, a raíz de ello, ha obtenido una medida cautelar que suspende los efectos de esta norma y de las inhabilitaciones dispuestas contra la Sociedad por la SEN en base a esta norma. Con posterioridad la SEN dictó las Resoluciones 429/13 y 532/14 que aprobaron las sucesivas prórrogas al acuerdo de estabilidad de precio de GLP y, en líneas generales, reiteraron las disposiciones de la Res SEN 77/12. La Sociedad, en su condición de empresa no firmante del acuerdo de precio de GLP, eventualmente iniciará acciones administrativas y judiciales contra las normas referidas en caso de resultar necesario.

 Decreto 470/2015 y la Res SEN 49/2015

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 1 - INFORMACIÓN GENERAL Y MARCO REGULATORIO (Cont.)

Los precios máximos de referencia a facturar por los productores dentro del Programa “Hogares con Garrafas (HOGAR)”, se actualizan regularmente. Los nuevos precios máximos de referencia al 30/04/19 quedaron establecidos en $/tn 9.154 para el butano y $/tn 9.042 para el propano.

 Acuerdos de Abastecimiento de Gas Propano Indiluido

Los mismos contemplaron, hasta diciembre de 2015, la percepción directa de parte del receptor del volumen del acuerdo la suma de $ 300/tn (expresado en moneda histórica). La diferencia entre este valor y el precio denominado “Export Parity Local” publicado por la SEN se cobra a través de un certificado de crédito fiscal y/o efectivo de parte de la autoridad de aplicación.

Las entregas realizadas entre el 1 de mayo de 2015 y el 31 de diciembre de 2015 no fueron cobradas por medio de certificado fiscal, sino por medio de la emisión de instrumentos de deuda pública (BONAR 2020 US$). La Sociedad debió adherirse como Empresa Beneficiaria de dicho programa, creado por medio del Decreto 704/2016, publicado en el Boletín Oficial el 20 de mayo de 2016.

Los precios percibidos por las empresas se actualizaron en octubre de 2016 (Res 212/2016), marzo de 2017 (Res 74-E/2017) y en noviembre de 2017 (474-E/2017) determinándose para entonces precios de $/tn 1.941 para usuarios residenciales (expresado en moneda histórica).

2.1 – Normas contables profesionales aplicadas

La Comisión Nacional de Valores (“CNV”), a través de las Resoluciones Generales Nº 562/09 y 576/10, ha establecido la aplicación de las Resoluciones Técnicas Nº 26 y 29 de la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas (FACPCE), que adoptan las NIIF, “Normas Internacionales de Información Financiera” (IFRS por sus siglas en inglés), emitidas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (IASB, por sus siglas en inglés), para las entidades incluidas en el régimen de oferta pública de la Ley N°17.811, ya sea por su capital o por sus obligaciones negociables, o que hayan solicitado autorización para estar incluidas en el citado régimen.

2.2 – Bases de presentación

Los presentes estados financieros correspondiente al ejercicio finalizado el 30 de abril de 2019 han sido preparados de acuerdo con las Normas Internacionales de Información Financiera según las emitió el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad.

Los estados financieros consolidados contienen todas las exposiciones significativas requeridas por las NIIF.

La presentación en el estado de situación financiera distingue entre activos y pasivos, corrientes y no corrientes. Los activos y pasivos corrientes son aquellos que se espera recuperar o cancelar dentro de los doce meses siguientes al cierre del ejercicio sobre el que se informa. Adicionalmente, el Grupo informa los flujos de efectivo de las actividades operativas usando el método indirecto. El año fiscal comienza el 1 de mayo y finaliza el 30 de abril de cada año. Los resultados económicos y financieros son presentados sobre la base del año fiscal.

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 COMISION FISCALIZADORA

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 2 - BASES DE PREPARACIÓN Y PRESENTACIÓN

Los presentes estados financieros están expresados en miles de pesos sin centavos, excepto que se indique en forma expresa alguna situación diferente. Los mismos han sido preparados en moneda homogénea al cierre del ejercicio, modificado por la medición de ciertos activos y pasivos financieros y no financieros a valor razonable.

La información incluida en los estados financieros es expresada en la moneda funcional y de presentación de la Sociedad, la cual es la moneda del entorno económico principal en el que opera la entidad. La moneda funcional es el peso argentino, la cual es coincidente con la moneda de presentación de los estados financieros

La preparación de estos estados financieros de acuerdo con las NIIF requiere que se realicen estimaciones y evaluaciones que afectan el monto de los activos y pasivos registrados y de los activos y pasivos contingentes revelados a la fecha de emisión de los presentes estados financieros, como así también los ingresos y egresos registrados en el ejercicio. Las áreas que involucran un mayor grado de juicio o complejidad o las áreas en las que los supuestos y estimaciones son significativos para los estados financieros se describen en la Nota 4.

Los presentes estados financieros fueron aprobados para su emisión por el Directorio de la Sociedad con fecha 5 de julio de 2019.

Reexpresión de estados financieros

Los estados financieros han sido expresados en términos de la unidad de medida corriente al 30 de abril de 2019 de acuerdo con NIC 29 “Información financiera en economías hiperinflacionarias”.

Información comparativa

Los saldos al 30 de abril de 2018 que se exponen en los presentes estados financieros individuales a efectos comparativos, surgen de los estados financieros a dicha fecha expresados en términos de la unidad de medida corriente al 30 de abril de 2019 de acuerdo con NIC 29 “Información financiera en economías hiperinflacionarias”. Ciertas reclasificaciones no significativas han sido efectuadas sobre las cifras correspondientes a los estados financieros presentados en forma comparativa a efectos de mantener la consistencia en la exposición con las cifras del presente ejercicio.

2.3 - Normas contables

2.3.1 - Normas nuevas y modificadas adoptadas por el Grupo

A continuación se realiza una breve descripción de las normas e interpretaciones nuevas y/o modificadas adoptadas por la Sociedad y su impacto sobre los presentes estados financieros.

- NIIF 15 "Ingresos de actividades ordinarias procedentes de contratos con clientes"

Emitida en el mes de mayo de 2014 y posteriormente en el mes de septiembre de 2015, se modificó la entrada en vigencia para los ejercicios anuales iniciados a partir del 1 de enero 2018. Trata los principios para el reconocimiento de ingresos y establece los requerimientos de información sobre la naturaleza, monto, calendario e incertidumbre de ingresos y flujos de efectivo que surgen de contratos con clientes. El principio básico implica reconocer ingresos que representen la transferencia de bienes o servicios comprometidos con clientes a cambio de un importe que refleje la contraprestación a la cual la entidad espera tener derecho.

La gerencia ha evaluado los efectos de la aplicación de NIIF 15 en los estados financieros del Grupo en relación con los contratos vigentes al 1 de mayo de 2019. Como resultado de la evaluación, la Sociedad no ha identificado diferencias relacionadas con las obligaciones de desempeño, ni con la metodología de asignación de precios, que podrían afectar la oportunidad del reconocimiento de los ingresos en el futuro.

Por último, no se han detectado activos o pasivos contractuales que deban presentarse por separado de acuerdo con NIIF 15.

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 2 - BASES DE PREPARACIÓN Y PRESENTACIÓN (Cont.)

- NIIF 9 “Instrumentos financieros”

La modificación fue emitida en el mes de julio de 2014. La misma incluye en un solo lugar todas las fases del proyecto de la IASB para reemplazar la NIC 39 “Instrumentos financieros: reconocimiento y medición”. Dichas fases son la clasificación y medición de los instrumentos, desvalorización y contabilización de cobertura. Esta versión adiciona un nuevo modelo de desvalorización basado en pérdidas esperadas y algunas modificaciones menores a la clasificación y medición de los activos financieros. La nueva norma reemplaza todas las anteriores versiones de la NIIF 9 y es efectiva para períodos que comiencen a partir del 1 de enero de 2018.

El Grupo ha aplicado la NIIF 9 modificada de forma retroactiva a partir del 1 de mayo de 2018, con los recursos prácticos permitidos y no haciéndolo para los periodos comparativos.

El Grupo ha revisado los activos financieros que actualmente mide y clasifica a valor razonable con cambios en resultados o al costo amortizado y ha concluido que cumplen las condiciones para mantener su clasificación; en consecuencia, las modificaciones de NIIF 9 no afectan la clasificación y medición de los activos financieros.

En cuanto al nuevo modelo de contabilidad de cobertura que, en líneas generales, permite acrecentar las relaciones de cobertura elegibles, de forma opcional, para representar el efecto de las actividades de gestión de los riesgos relacionados, el Grupo no ha optado por designar ninguna relación de cobertura a la fecha de emisión de los presentes estados financieros, ni espera efectuar ninguna designación; en consecuencia, no generó modificaciones por aplicación de NIIF 9.

Con respecto al nuevo modelo de deterioro de valor basado en pérdidas crediticias esperadas (PCE) en lugar de pérdidas crediticias incurridas, en función de las evaluaciones realizadas a la fecha de emisión de los presentes estados financieros, el Grupo no generó un incremento en la provisión por deterioro de créditos comerciales.

El Grupo ha adoptado la primera fase de la NIIF 9 a la fecha de transición y se encuentra analizando los posibles impactos de la primera, segunda y tercera fases modificadas, sobre la medición de la clasificación y la exposición de los instrumentos financieros.

- CINIIF 22 “Transacciones en moneda extranjera y Contraprestaciones anticipadas”

Fue emitida en diciembre de 2016. La interpretación aborda la determinación de la “fecha de transacción” que determina el tipo de cambio a utilizar en el reconocimiento de un activo, gasto o ingreso relacionados con una entidad que haya recibido o pagado un adelanto en moneda extranjera. La fecha de transacción es la fecha en que se reconoce el activo o pasivo no monetario derivado de la recepción o pago del anticipo. Es aplicable a períodos anuales iniciados a partir del 1 de enero de 2018. La aplicación no ha generado impactos en los resultados de las operaciones y la situación financiera del Grupo.

2.3.2 - Nuevas normas, modificaciones e interpretaciones publicadas que todavía no han entrado en vigor para ejercicios financieros que comenzaron el 1 de mayo de 2018 y no han sido adoptadas anticipadamente

A la fecha de emisión de los presentes Estados Financieros han sido emitidas las siguientes normas que no han sido adoptadas debido a que su aplicación no es exigida al cierre del ejercicio iniciado el 1 de mayo de 2018:

- NIIF 16 “Arrendamientos”

Fue emitida en el mes de enero de 2016 y sustituye a la guía actual de la NIC 17. Define un arrendamiento como un contrato, o una parte de un contrato, que transmite el derecho a controlar el uso de un activo (activo subyacente) por un periodo de tiempo a cambio de una contraprestación. Bajo esta norma, el arrendatario debe reconocer un pasivo por arrendamiento que refleje el valor presente de los pagos en el futuro y un activo por el derecho de uso. Este es un cambio significativo con respecto a la NIC 17 en la que se requería que los arrendatarios hicieran una distinción entre un arrendamiento financiero (expuesto en el estado de situación financiera) y un arrendamiento operativo (sin impacto en el estado de situación financiera). La NIIF 16 contiene una exención opcional para los arrendatarios, en caso de arrendamientos de corto plazo y para arrendamientos de activos subyacentes de bajo valor. La NIIF 16 es efectiva para los ejercicios que comiencen a partir del 1 de enero de 2019. La Sociedad se encuentra analizando el impacto de la aplicación de dicha norma; no obstante, estima que la aplicación de la misma no impactará significativamente en los resultados de las operaciones o en la situación financiera de la Sociedad.

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NOTA 2 - BASES DE PREPARACIÓN Y PRESENTACIÓN (Cont.)

- CINIIF 23 “Posiciones impositivas inciertas de Impuesto a las ganancias”

Fue emitida en junio 2017. Clarifica la aplicación de NIC 12 con respecto a la existencia de posiciones fiscales inciertas en la determinación del impuesto a las ganancias. De acuerdo con la interpretación, una entidad debe reflejar el impacto de la posición fiscal incierta usando el método que mejor predice la resolución de la misma, ya sea a través del método de probabilidad o el método del valor esperado. Adicionalmente, la entidad debe asumir que la autoridad fiscal examinará las posiciones inciertas y tiene pleno conocimiento de toda la información relevante relacionada al evaluar el tratamiento fiscal en la determinación del impuesto a las ganancias. La interpretación es aplicable a los ejercicios anuales iniciados a partir del 1° de enero de 2019, permitiendo la adopción anticipada. La Sociedad se encuentra analizando el impacto de la aplicación de la CINIIF 23; no obstante, estima que la aplicación de la misma no impactará significativamente en los resultados de las operaciones o en la situación financiera de la Sociedad.

- IAS 28 “Inversiones en asociadas y negocios conjuntos”

Fue modificada en octubre de 2017. Clarifica que se aplica NIIF 9 a otros instrumentos financieros en una asociada o negocio conjunto a los que no se aplica el método de la participación. Es aplicable a períodos anuales iniciados a partir del 1 de enero de 2019, permitiendo la adopción anticipada. La Sociedad se encuentra analizando el impacto de su aplicación; no obstante, estima que no impactará en los resultados de las operaciones o en la situación financiera de la Sociedad.

- NIIF 17 “Contratos de seguros”

Emitida en mayo 2017. Reemplaza a la NIIF 4 introducida como norma provisional en 2004 con la dispensa de llevar a cabo la contabilidad de los contratos de seguros utilizando las normas de contabilidad nacionales, resultando en múltiples enfoques de aplicación. La NIIF 17 establece los principios para el reconocimiento, medición, presentación e información a revelar relacionada con contratos de seguros y es aplicable a los ejercicios anuales iniciados a partir del 1 de enero de 2021, permitiendo la adopción anticipada para entidades que aplican NIIF 9 y NIIF 15. La Sociedad se encuentra analizando el impacto de la aplicación de la NIIF 17; no obstante, estima que la aplicación de la misma no impactará significativamente en los resultados de las operaciones o en la situación financiera de la Sociedad.

- NIIF 9 “Instrumentos financieros”:

Guía de aplicación modificada en octubre de 2017, en relación con la clasificación de activos financieros en caso de términos contractuales que cambian el calendario o importe de los flujos de efectivo contractuales para determinar si los flujos que podrían surgir debido a esa condición son sólo pagos del principal e intereses. Es aplicable a períodos anuales iniciados a partir del 1 de enero de 2019, permitiendo la adopción anticipada. La Sociedad estima que su aplicación no impactará en los resultados de las operaciones o en la situación financiera de la Sociedad.

2.4 - Consolidación

Los estados financieros consolidados incluyen los estados financieros de la Sociedad y de las entidades controladas por ésta. Las subsidiarias son todas las entidades sobre las cuales la Sociedad tiene el poder y el derecho de decidir las políticas operativas y financieras, a fin de obtener retornos variables de sus actividades, y con capacidad de afectar dichos retornos. Las subsidiarias son íntegramente consolidadas desde la fecha en la cual el control es transferido a la Sociedad y son desconsolidadas desde la fecha en que este control cesa.

Los principales ajustes de consolidación son los siguientes:

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 2 - BASES DE PREPARACIÓN Y PRESENTACIÓN (Cont.)

eliminación de saldos de cuentas de activos y pasivos recíprocos entre la sociedad controlante y las controladas, de manera tal que los estados financieros expongan únicamente los saldos que se mantienen con terceros;
eliminación de operaciones entre la sociedad controlante y las controladas, de manera tal que los estados financieros expongan únicamente aquellas operaciones concertadas con terceros;
eliminación de las participaciones en el patrimonio y en los resultados integrales de cada ejercicio de las sociedades controladas en su conjunto.

Las políticas contables de las subsidiarias se han modificado en los casos en que ha sido necesario para asegurar la uniformidad con las políticas adoptadas por la Sociedad.

Las subsidiarias de la Sociedad al 30 de abril de 2019 y 2018 son las que se detallan a continuación. El Capital Social de las mismas está conformado por acciones ordinarias.

Nombre de la entidad	País	% de tenencia directa e indirecta de acciones y votos	% de tenencia del interés no controlante	Actividad principal
Servicios Buproneu S.A. (SEB)	Argentina	95%	5%	Prestación de servicios relacionados con el procesamiento yla separaciónde gases
Hychico S.A. (Hychico)	Argentina	84,9816%	15,0184%	Producción de energía eléctrica a partir de fuentes renovables,hidrógeno y oxígeno
E G WIND S.A.	Argentina	99,25%	0,75%	Generación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables

a) SEB

SEB es una subsidiaria directa en la cual la Sociedad posee una participación del 95% del capital y de los votos al 30 de abril de 2019 y 2018. El principal activo de SEB es una planta separadora de gases, ubicada en Plottier, provincia del Neuquén. Con dicha planta SEB provee a la Sociedad el servicio de procesamiento de gas, a través de un contrato firmado por ambas sociedades en noviembre de 1999 y modificado posteriormente en varias ocasiones.

b) Hychico

Hychico es una subsidiaria directa en la cual la Sociedad posee una participación del 48,5496% del capital y de los votos al 30 de abril de 2019 y 2018, respectivamente y adicionalmente posee el 36,4320% de manera indirecta al 30 de abril de 2019 y 2018, respectivamente. Hychico se dedica al desarrollo de proyectos energéticos sobre la base de energías renovables y actualmente se encuentra operando en Comodoro Rivadavia, provincia del Chubut, (i) el Parque Eólico Diadema cuya potencia total instalada es de 6.300 KW (el “Parque Eólico”) y (ii) la Planta de producción de hidrógeno y oxígeno (la “Planta”) a través del proceso de electrólisis, utilizando el hidrógeno como combustible para la generación de energía eléctrica.

c) E G WIND

E G WIND es una subsidiaria directa en la cual la Sociedad posee una participación del 95% del capital y de los votos al 30 de abril de 2019 y 2018 y adicionalmente posee el 4,25% de manera indirecta a la misma fecha. Con fecha 17 de noviembre de 2017 la Sociedad adquirió el 95% de las acciones de E G WIND S.A. a Hychico S.A. y Plenium S.A., abonando $ 25.000 y asumiendo los derechos y obligaciones, activos, autorizaciones y permisos. E G WIND se dedica a la generación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables y se encuentra construyendo el Parque Eólico Diadema II (ver Nota 36).

2.4.2 Combinaciones de negocios

Las adquisiciones de negocios se contabilizan mediante la aplicación del método de adquisición. La contraprestación de la adquisición es medida a su valor razonable, calculando a la fecha de adquisición la suma del valor razonable de los activos transferidos, los pasivos incurridos o asumidos y los instrumentos de patrimonio emitidos por la Sociedad y entregados a cambio del control del negocio adquirido. Los costos relacionados con la adquisición son imputados a resultados al momento de ser incurridos. Los activos identificables adquiridos y los pasivos asumidos en la combinación de negocios son reconocidos a su valor razonable a la fecha de adquisición (ver Nota 37).

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 2 - BASES DE PREPARACIÓN Y PRESENTACIÓN (Cont.)

Si como resultado de la evaluación, el monto de la contraprestación de la adquisición excede el monto neto de los activos identificables adquiridos y el pasivo asumido a la fecha de la adquisición, más el monto de la participación no controladora en la adquirida y más el valor razonable que mantenía la Sociedad en su poder (si hubiera) de la participación en el patrimonio de la sociedad adquirida, se registra un valor llave.

Si, por lo contrario, como resultado de la evaluación, el monto neto de los activos identificables adquiridos y el pasivo asumido excede la suma de la contraprestación de la adquisición, más el monto de la participación no controladora en la adquirida y más el valor razonable que mantenía la Sociedad en su poder (si hubiera) de la participación en el patrimonio de la sociedad adquirida, dicho exceso es contabilizado inmediatamente en resultados como una ganancia por la compra del negocio. La participación no controlante en la sociedad adquirida se valúa a su valor razonable a la fecha de adquisición o al valor proporcional sobre los activos netos adquiridos.

La Sociedad cuenta con hasta 12 meses a partir de la fecha de adquisición para finalizar la contabilización de las combinaciones de negocios. En el caso en que la contabilización de la combinación de negocios no esté completa al cierre del ejercicio, la Sociedad revelará este hecho e informará los montos provisionales.

2.4.3 Participaciones en acuerdos conjuntos

Una operación conjunta es la que se da entre dos o más partes cuando las mismas tienen control conjunto: éste es el reparto del control contractualmente decidido en un acuerdo, que existe sólo cuando las decisiones sobre las actividades relevantes requieren el consentimiento unánime de las partes que comparten el control.

Bajo NIIF 11, las inversiones en operaciones conjuntas deben clasificarse entre operaciones conjuntas y negocios conjuntos, dependiendo de los derechos contractuales y obligaciones asumidas. La Sociedad ha analizado la naturaleza de sus operaciones conjuntas y ha determinado que las mismas califican como tales. En consecuencia, la Sociedad reconoce en sus estados financieros los derechos sobre activos, las obligaciones sobre pasivos, ingresos de actividades ordinarias y gastos relativos a su participación en las operaciones conjuntas en las diferentes operaciones conjuntas de exploración y producción de hidrocarburos.

Las inversiones en operaciones conjuntas se registran inicialmente al costo y posteriormente se valúan de acuerdo con el método de la participación. La participación de la Sociedad en los activos, pasivos y resultados de las operaciones conjuntas en las que participa se consolida siguiendo el método de la consolidación proporcional por poseer la Sociedad control conjunto de la actividad de dichas operaciones.

En Nota 38 se expone la situación financiera resumida de las operaciones conjuntas.

Recuperabilidad de las participaciones

La valuación de las participaciones en operaciones conjuntas, cada una de las cuales se considera una unidad generadora de efectivo (UGE), se analiza si a cada fecha de cierre existe evidencia objetiva de que una inversión en una sociedad no es recuperable. Si éste fuera el caso, la Sociedad determina el monto de la desvalorización como la diferencia entre el valor libro de la inversión y el valor presente estimado de los flujos de fondos futuros proyectados. Al 30 de abril de 2019 y 2018, el valor libro de la participación en los acuerdos conjuntos no excede el valor presente del flujo de fondos proyectados.

2.5 - Consideración de los efectos de la inflación y conversión de moneda extranjera

2.5.1 – Efectos de la variación de la inflación

La Norma Internacional de Contabilidad Nº 29 “Información financiera en economías hiperinflacionarias” (“NIC 29”) requiere que los estados financieros de una entidad, cuya moneda funcional sea la de una economía de alta inflación, se expresen en términos de la unidad de medida corriente a la fecha de cierre del ejercicio o período sobre el que se informa, independientemente de si están basados en el método del costo histórico o en el método del costo corriente. Para ello, en términos generales, se debe computar en las partidas no monetarias la inflación producida desde la fecha de adquisición o desde la fecha de revaluación según corresponda. Dichos requerimientos también comprenden a la información comparativa de los estados financieros.

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 2 - BASES DE PREPARACIÓN Y PRESENTACIÓN (Cont.)

A los efectos de concluir sobre si una economía es categorizada como de alta inflación en los términos de la NIC 29, la norma detalla una serie de factores a considerar, entre los que se incluye una tasa acumulada de inflación en tres años que se aproxime o exceda el 100%. Es por esta razón que, de acuerdo con la NIC 29, la economía argentina debe ser considerada como de alta inflación a partir del 1° de julio de 2018.

A su vez, la Ley N° 27.468 (B.O. 04/12/2018) modificó el artículo 10° de la Ley N° 23.928 y sus modificatorias, estableciendo que la derogación de todas las normas legales o reglamentarias que establecen o autorizan la indexación por precios, actualización monetaria, variación de costos o cualquier otra forma de repotenciación de las deudas, impuestos, precios o tarifas de los bienes, obras o servicios, no comprende a los estados financieros, respecto de los cuales continuará siendo de aplicación lo dispuesto en el artículo 62 in fine de la Ley General de Sociedades N° 19.550 (T.O. 1984) y sus modificatorias. Asimismo, el mencionado cuerpo legal dispuso la derogación del Decreto Nº 1269/2002 del 16 de julio de 2002 y sus modificatorios y delegó en el Poder Ejecutivo Nacional (PEN), a través de sus organismos de contralor, establecer la fecha a partir de la cual surtirán efecto las disposiciones citadas en relación con los estados financieros que les sean presentados. Por lo tanto, mediante su Resolución General 777/2018 (B.O. 28/12/2018), la CNV dispuso que las entidades emisoras sujetas a su fiscalización deberán aplicar a los estados financieros anuales, por períodos intermedios y especiales, que cierren a partir del 31 de diciembre de 2018 inclusive, el método de reexpresión de estados financieros en moneda homogénea conforme lo establecido por la NIC 29.

De acuerdo con la NIC 29, los estados financieros de una entidad que informa en la moneda de una economía de alta inflación deben reportarse en términos de la unidad de medida vigente a la fecha de los estados financieros. Todos los montos del estado de situación financiera que no se indican en términos de la unidad de medida actual a la fecha de los estados financieros deben actualizarse aplicando un índice de precios general. Todos los componentes del estado de resultados deben indicarse en términos de la unidad de medida actualizada a la fecha de los estados financieros, aplicando el cambio en el índice general de precios que se haya producido desde la fecha en que los ingresos y gastos fueron reconocidos originalmente en los estados financieros.

El ajuste por inflación en los saldos iniciales se calculó considerando los índices establecidos por la FACPCE con base en los índices de precios publicados por el Instituto Nacional de Estadística y Censos (INDEC).

Los principales procedimientos para el ajuste por inflación mencionado anteriormente son los siguientes:

Los activos y pasivos monetarios que se contabilizan a moneda de cierre del balance no son reexpresados porque ya están expresados en términos de la unidad monetaria actual a la fecha de los estados financieros
Activos y pasivos no monetarios que se contabilizan a costo a la fecha del balance, y los componentes del patrimonio, se reexpresan aplicando los coeficientes de ajuste correspondientes
Los ingresos y gastos (incluyendo los intereses y diferencias de cambio) del estado de resultados, se reexpresan desde la fecha de su registración contable, salvo aquellas partidas del resultado que reflejan o incluyen en su determinación el consumo de activos medidos en moneda de poder adquisitivo de una fecha anterior a la registración del consumo, las que se reexpresan tomando como base la fecha de origen del activo con el que está relacionada la partida (por ejemplo, depreciación y otros consumos de activos valuados a costo histórico).
El efecto de la inflación en la posición monetaria neta del Grupo se incluye en el estado de resultados, en “Otros resultados financieros RECPAM”.
Las cifras comparativas se han ajustado por inflación siguiendo el mismo procedimiento explicado en los puntos precedentes.
En la aplicación inicial del ajuste por inflación, las cuentas del patrimonio fueron reexpresadas de la siguiente manera:
El capital y la prima de emisión fueron reexpresados desde la fecha de suscripción o desde la fecha del último ajuste por inflación contable, lo que haya sucedido después. El monto resultante fue incorporado en la cuenta “Ajuste de capital y Prima de emisión” y
Los otros resultados integrales fueron reexpresados desde cada fecha de imputación contable.
Las otras reservas de resultados no fueron reexpresadas en la aplicación inicial.

El ajuste por inflación se calculó considerando los índices establecidos por la FACPCE con base en los índices de precios publicados por el INDEC.

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 2 - BASES DE PREPARACIÓN Y PRESENTACIÓN (Cont.)

2.5.2 - Saldos y transacciones

Las transacciones en moneda extranjera se convierten a la moneda funcional utilizando el tipo de cambio aplicable a la fecha de la transacción (o valuación, si se trata de transacciones que deben ser re-medidas).

Las ganancias y pérdidas de cambio resultantes de la cancelación de dichas operaciones o de la medición al cierre del ejercicio de los activos y pasivos monetarios denominados en moneda extranjera se reconocen en el estado de resultados integrales, excepto por coberturas de flujo de efectivo o de inversión neta que califiquen para su exposición como otros resultados integrales.

Las diferencias de cambio generadas se presentan en la línea “Ingresos financieros” (si fueron generadas por rubros del activo) y “Costos financieros” (si fueron generadas por rubros del pasivo) del estado de resultados integrales.

Los tipos de cambio utilizados son: tipo comprador divisa para activos monetarios, tipo vendedor divisa para pasivos monetarios, cada uno de ellos vigentes al cierre del ejercicio según Banco Nación, y tipo de cambio puntual para las transacciones en moneda extranjera.

2.6 - Propiedad, planta y equipo

I. Actividades de exploración de petróleo y gas:

El Grupo aplica la NIIF 6 “Exploración y evaluación de recursos minerales” para contabilizar sus actividades de exploración y evaluación (“E y E”) de petróleo y gas.

En función de ello y de acuerdo con lo permitido por la NIIF 6, el Grupo capitaliza los gastos de E y E tales como estudios topográficos, geológicos, geofísicos y sísmicos, costos de perforación de pozos exploratorios y evaluación de reservas de petróleo y gas, como activos de exploración y evaluación como una categoría especial dentro del rubro Propiedad, planta y equipo, hasta que se demuestre la viabilidad técnica y comercial para la extracción de recursos minerales.

Esto implica que los costos de exploración, medidos en moneda homogénea, son capitalizados temporariamente hasta que se efectúa la evaluación y determinación de la existencia de reservas probadas suficientes que justifiquen su desarrollo comercial y por ende, su integración como pozos productivos, asumiendo que los desembolsos requeridos son efectuados y el Grupo está realizando un progreso suficiente en la evaluación de reservas y la viabilidad económica y operativa del proyecto.

Ocasionalmente, al momento de finalizar la perforación de un pozo exploratorio se puede determinar la existencia de reservas que aún no pueden ser clasificadas como reservas probadas. En esas situaciones, el costo del pozo exploratorio se mantiene activado si el mismo ha descubierto un volumen de reservas que justifique el desarrollo del mismo como pozo productivo y si el Grupo está logrando un progreso sustancial en la evaluación de las reservas y de la viabilidad económica y operativa del proyecto. Si alguna de estas condiciones no se cumple, el costo del mismo es imputado a resultados.

Adicionalmente a lo mencionado previamente, la actividad exploratoria implica en muchos casos la perforación de múltiples pozos, a través de varios años, con el objetivo de evaluar completamente los proyectos. Esto último tiene como consecuencia, entre otras causas, la posibilidad de que existan pozos exploratorios que se mantienen en evaluación por períodos prolongados, a la espera de la conclusión de los pozos y actividades exploratorias adicionales necesarias para poder evaluar y cuantificar las reservas relacionadas con cada proyecto.

Si las actividades de exploración y evaluación no determinan reservas comprobadas que justifiquen su desarrollo comercial, los montos activados relacionados son cargados a resultados. Consecuentemente, los costos de pozos exploratorios y los costos relacionados de los estudios mencionados en el segundo párrafo de esta nota son imputados a resultados.

Los activos de exploración y evaluación para los que se han identificado reservas probadas son testeados por desvalorización y reclasificados a la sección “Actividades de explotación de petróleo y gas”.

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 2 - BASES DE PREPARACIÓN Y PRESENTACIÓN (Cont.)

Cuando existen eventos o circunstancias que indiquen una potencial desvalorización, se efectúa una prueba de desvalorización al nivel de flujo de fondos identificables. Los eventos y circunstancias incluyen: evaluación de datos sísmicos, requerimientos de abandonar áreas sin renovación de derechos de exploración, resultados no exitosos de perforaciones, incumplimiento de compromisos de exploración, falta de inversiones planificadas y condiciones de mercado políticas y económicas desfavorables. Se reconoce una desvalorización por el monto que excede el valor contable comparado con su valor de recupero, el cual es el mayor entre el valor de uso y el valor razonable menos su costo de venta (ver Nota 33).

II. Actividades de explotación de petróleo y gas:

Los costos de explotación, medidos en moneda homogénea, son aquéllos incurridos para obtener acceso a las reservas probadas y para proveer instalaciones para la extracción, recolección y almacenamiento de petróleo y gas. En este concepto se incluyen los pagos por los derechos de concesiones (ver Nota 1.1).

Los costos de explotación incurridos para la perforación de pozos de desarrollo (exitosos y secos) y en la construcción o instalación de equipos e instalaciones para la producción se activan y se clasifican como “Obras en curso” hasta que se finalicen. Una vez que comienzan a producir, son reclasificados dentro de “Pozos de petróleo y gas” y “Bienes asociados a la producción de petróleo y gas” y comienzan a depreciarse. Los costos relacionados con la producción de petróleo y gas son cargados a resultados.

Los costos por reparaciones que incrementan el total de reservas comercialmente recuperables se activan en el valor residual de los pozos relacionados y son depreciados utilizando el método de unidades de producción.

Los costos de mantenimiento que sólo restablecen la producción a su nivel original se imputan en resultados en el período en el que se incurre en ellos.

Los activos clasificados como “Activos de explotación" son revisados por desvalorización cuando existen eventos o circunstancias que indiquen que el valor contable puede no ser recuperable. Se reconoce una desvalorización por el monto que excede el valor contable comparado con su valor recuperable (valor de uso). A los efectos de la prueba de desvalorización, los activos se agrupan al nivel mínimo por los cuales existen flujos de efectivo identificables (UGEs).

Los costos por los futuros abandonos y desmantelamientos de campos (medioambientales, de seguridad, etc.) se capitalizan por su valor actual cuando se registra inicialmente el activo en los estados contables, y se registran dentro de la línea “Pozos de petróleo y gas”. Esta capitalización se realiza con contrapartida en la provisión correspondiente.

Al 30 de abril de 2012 el Grupo hizo uso de la excepción prevista en la NIIF 1 “Adopción por primera vez de las normas internacionales de información financiera”, en cuanto a la utilización del costo atribuido para ciertos bienes del rubro propiedad, planta y equipo, empleando para tal fin el valor razonable a la fecha de transición, por el método de valor de mercado a nuevo depreciado para ciertos pozos de petróleo y gas y ciertos bienes asociados a la producción de petróleo y gas.

III. Otros activos tangibles:

Los rodados, muebles y útiles y bienes de administración se valúan a su costo histórico reexpresado, neto de depreciaciones acumuladas y pérdidas por desvalorización, de corresponder. El costo histórico reexpresado incluye los importes directamente atribuibles a la adquisición de dichos bienes.

Revaluación de la CT ADC, Edificios y Terrenos, Planta de GLP y Planta PED

En el ejercicio cerrado el 30 de abril de 2015 la Sociedad modificó su política contable de valuación del rubro Propiedad, planta y equipo para los activos CT ADC y Edificios y Terrenos, la Planta de GLP (propiedad de SEB) y el PED (propiedad de Hychico) la cual fue aplicada a todos los elementos que pertenecen a la misma clase de activos. Anteriormente, la Sociedad valuaba estos activos según el modelo del costo histórico, haciendo uso, al 30 de abril de 2012, de la excepción prevista en la NIIF 1 “Adopción por primera vez de las normas internacionales de información financiera”, en cuanto a la utilización del costo atribuido por el método de valor de mercado a la fecha de transición para los Terrenos de Neuquén, los cuales no se deprecian.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 5 de julio de 2019 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISION FISCALIZADORA

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 2 - BASES DE PREPARACIÓN Y PRESENTACIÓN (Cont.)

A partir del 31 de julio de 2014, la Sociedad valúa la CT ADC y los Edificios y Terrenos, la planta de GLP (propiedad de SEB) y el PED (propiedad de Hychico) por el modelo de revaluación, ya que considera que este modelo refleja de manera más fiable el valor de estos activos. Asimismo, ha determinado que cada uno de estos grupos de activos constituye una categoría de activo según la NIIF 13, considerando la naturaleza, características y riesgos inherentes.

El modelo de revaluación mide el activo por su valor razonable menos la depreciación acumulada y el importe acumulado de las pérdidas por deterioro del valor, si existieran.

De acuerdo con lo establecido en la NIC 8, este cambio de política contable queda eximido de la aplicación retroactiva.

Para la aplicación de dicho modelo la Sociedad utiliza los servicios de expertos independientes. La participación de los mismos fue aprobada por el Directorio en base a atributos como el conocimiento del mercado, la reputación y la independencia. Asimismo, el Directorio es quien decide, luego de discusiones con los expertos, los métodos de valoración y, en caso de corresponder, los datos de entrada que se utilizarán en cada caso. Al 30 de abril de 2019 Capex ha actualizado los valores razonables de los bienes revaluados.

Para la determinación del valor razonable de los Edificios y Terrenos, al tratarse de bienes para los cuales existe un mercado activo en condiciones similares, se ha utilizado el valor tasado de venta en dicho mercado mediante un agente inmobiliario de la zona. Dicho método de valuación se clasifica según la NIIF 13 como jerarquía del valor razonable Nivel 2.

Para la determinación del valor razonable de la Planta de GLP, el PED y CT ADC se ha utilizado el método de costo de reposición depreciado, determinando los componentes que forman las plantas y obteniendo los valores a nuevo de proveedores reconocidos en la industria y de publicaciones especializadas, adicionando los costos de fletes, seguros, montaje y otros gastos generales, y computando el factor de estado y el de obsolescencia funcional.

Adicionalmente, se aplicó un coeficiente de depreciación por obsolescencia económica a la CT ADC del 11,9 % al 30 de abril de 2019 y a la planta de GLP del 19,2 % al 30 de abril de 2018, respectivamente, basado en que han existido factores externos, como ser el incremento de costos directos e indirectos y una disminución de los precios de venta, que causaron una pérdida de valor de los activos.

Al 30 de abril de 2019 la Sociedad y expertos independientes efectuaron una actualización de los valores razonables de la Planta de GLP, PED y la CT ADC. Las diferencias que han surgido respecto de la revaluación practicada al 31 de octubre de 2018, fueron registradas a dicha fecha.

Dicho método de valuación ha sido clasificado según la NIIF 13 como jerarquía del valor razonable Nivel 3.

Los principales factores que podrían afectar, en períodos futuros, los valores de los activos revaluados son: i) la vida útil estimada, ii) el deterioro por obsolescencia funcional y iii) una fluctuación en los costos de los componentes. Capex estima que cualquier análisis de sensibilidad que considere modificaciones relevantes en los factores mencionados podría conducir a cambios significativos.

El Directorio determina las políticas y procedimientos a seguir para las mediciones recurrentes del valor razonable de los activos revaluados. Asimismo, a cada fecha de cierre del ejercicio sobre el que se informa, analiza las variaciones significativas en los valores razonables de los activos medidos en base al modelo de revaluación, o de la existencia de cambios y, por lo tanto, la necesidad de registrar una nueva revaluación. Aplicar el modelo de revaluación a los activos mencionados implica que las revaluaciones se efectúen con la frecuencia suficiente, al menos una vez al año, para asegurarse de que el valor razonable del activo revaluado no difiera significativamente de su importe en libros.

El Directorio aprobó las revaluaciones efectuadas a las distintas clases de activos. La última revaluación efectuada fue con fecha 30 de abril de 2019.

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019

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NOTA 2 - BASES DE PREPARACIÓN Y PRESENTACIÓN (Cont.)

Al 30 de abril de 2019 Capex ha efectuado la comparación entre los valores recuperables de sus activos revaluados con sus valores contables, medidos en base al modelo de revaluación, concluyendo que estos últimos no superan su valor recuperable.

Los incrementos por revaluaciones se reconocen en el Estado de resultados integrales en el rubro Otros resultados integrales y se acumulan en la Reserva por revaluación de activos del Estado de cambios en el patrimonio, salvo en la medida en que dicho incremento revierta una disminución de revaluación del mismo activo reconocida previamente en los resultados, en cuyo caso el incremento se reconoce en los resultados. Una disminución por revaluación se reconoce en los resultados, salvo en la medida en que dicha disminución compense un incremento de revaluación del mismo activo reconocido previamente en la Reserva por revaluación de activos. Al momento de la venta del activo revaluado, cualquier Reserva por revaluación de activos relacionada con ese activo se transfiere a los Resultados no asignados (ver Nota 17.b). Ver en Nota 18.c) los conceptos establecidos por la CNV para la reserva de revaluación de activos.

Las depreciaciones de los activos revaluados se reconocen en el resultado del ejercicio. Al cierre del ejercicio se registra una desafectación de la Reserva por revaluación de activos a los Resultados no asignados, por la diferencia entre la depreciación basada en el importe en libros revaluado del activo y la depreciación basada en el costo original del mismo.

No existieron transferencias entre el nivel 1, 2 y 3 en los ejercicios finalizados el 30 de abril de 2019 y 2018.

Al 30 de abril de 2019 técnicos de Capex junto con expertos independientes efectuaron una revisión de la vida útil asignada a los bienes revaluados sin encontrar variaciones significativas a las determinadas al 31 de octubre de 2018.

Sobre la base de las estimaciones de flujos de fondos futuros realizadas por Hychico, basadas en los elementos de juicio disponibles, se han desvalorizado en su totalidad los bienes relacionados con la Planta de Hidrógeno y Oxígeno en $ 161.017 y $ 161.390, al 30 de abril de 2019 y 2018, respectivamente.

Los otros activos tangibles se corrigen por desvalorización cuando hayan surgido hechos o circunstancias que indiquen que su valor contable puede no ser recuperado. Las pérdidas por desvalorización se reconocen por el exceso del valor contable sobre su valor recuperable, el cual es el mayor entre el valor de uso y el valor razonable menos su costo de venta. A los efectos de la prueba de desvalorización, los activos se agrupan al nivel mínimo por los cuales existen flujos de efectivo identificables (UGEs). Los otros activos tangibles que han sufrido desvalorización en períodos anteriores se revisan para determinar su posible reversión al cierre de cada ejercicio.

IV. Otras políticas contables aplicables a Propiedad, planta y equipo:

Las pérdidas y ganancias por la venta de activos se calculan comparando los ingresos obtenidos con el valor residual contable y se reconocen en resultados dentro de “Otros (egresos) / ingresos operativos netos”.

Los costos por endeudamiento, ya sean genéricos o específicos atribuibles a la adquisición, construcción o producción de activos que necesariamente requieren tiempo sustancial para estar en condiciones de ser utilizados o vendidos se adicionan al costo de dichos activos hasta el momento en que estén sustancialmente listos para ser utilizados o vendidos.

Las ganancias por inversiones temporarias de fondos generados en préstamos específicos aún pendientes de uso se deducen del total de los costos de financiación potencialmente capitalizables.

Los materiales comienzan a amortizarse cuando son incorporados a los activos tangibles de acuerdo con sus vidas útiles.

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019

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NOTA 2 - BASES DE PREPARACIÓN Y PRESENTACIÓN (Cont.)

V. Depreciaciones

Los métodos de depreciación durante la vida útil estimada de los activos son:

i) Las áreas adquiridas y otros estudios de explotación se deprecian en función de la producción acumulada y de las reservas totales, expresadas en unidades equivalentes de metros cúbicos de petróleo, con el límite del vencimiento de la concesión desde la fecha de su otorgamiento (ver Nota 1.1). Los cambios en las estimaciones de reservas se tienen en cuenta en el cálculo de las depreciaciones con carácter prospectivo.
ii) Los pozos y bienes destinados a la extracción de petróleo y gas se deprecian en función de la producción acumulada y de las reservas comprobadas desarrolladas relacionadas con los mismos, expresadas en unidades equivalentes de metros cúbicos de petróleo, con el límite del vencimiento de la concesión desde la fecha de su otorgamiento (ver Nota 1.1). Los cambios en las estimaciones de reservas se tienen en cuenta en el cálculo de las depreciaciones con carácter prospectivo.
v) El gasoducto de abastecimiento se deprecian aplicando alícuotas lineales en función de su vida útil estimada en 20 años.
vi) La CT ADC se deprecia en función de los GW generados y los GW remanentes a producir en función de la vida útil estimada de cada unidad de generación.
vii) Para los bienes cuya capacidad de servicio no se relaciona en forma directa con la producción se aplican alícuotas lineales estimadas en función de las características de cada bien.

Los métodos de depreciación descriptos para cada tipo de activo se utilizan para alocar la diferencia entre el costo y el valor residual durante las vidas útiles estimadas.

A continuación se indican las vidas útiles estimadas para los principales activos:

Administración central y administración planta

Edificios: 50 años

Muebles y útiles: 5 años

Bienes de administración: 5 años

Bienes para la producción de petróleo y gas
Areas adquiridas y otros estudios: reservas totales Pozos de petróleo y gas: reservas comprobadas desarrolladas Bienes asociados a la producción: reservas comprobadas desarrolladas Rodados: 5 años

Gasoducto de abastecimiento: 20 años

Central de Energía Eléctrica

CT ADC ciclo abierto: GWh remanentes a producir a partir del 1 de mayo de 2019 CT ADC ciclo combinado: GWh remanentes a producir a partir del 1 de mayo de 2019 Gasoducto: 20 años

General: GWh remanentes a producir a partir del 1 de mayo de 2019

Planta de GLP: 9 años y 3 meses a partir del 1 de mayo de 2019
Planta de hidrógeno y oxígeno: 20 años
Parque Eólico Diadema: 12 años y 9 meses años a partir del 1 de mayo de 2019

Anualmente se revisan las tasas de depreciación y se compara si la vida útil actual restante difiere de la estimada previamente. El efecto de estos cambios es registrado como un resultado del ejercicio en el que se determinen.

Al 30 de abril de 2019 y 2018, el valor residual contable de Propiedad, planta y equipo no excede el valor presente del flujo de fondos futuros proyectado.

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019

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NOTA 2 - BASES DE PREPARACIÓN Y PRESENTACIÓN (Cont.)

2.7 - Instrumentos Financieros

2.7.1 - Reconocimiento y Medición de activos financieros

Las compras y ventas habituales de activos financieros se reconocen en la fecha de transacción, es decir, la fecha en la que el Grupo se compromete a adquirir o vender el activo. Los activos financieros se dan de baja en el estado financiero cuando los derechos a recibir flujos de efectivo de los activos financieros han vencido o se han transferido y el Grupo ha traspasado sustancialmente todos los riesgos y ventajas derivados de su titularidad.

Los activos financieros que no se valúan a valor razonable con cambios en resultados se reconocen inicialmente por el valor razonable más los costos de la transacción. Los activos financieros valuados a valor razonable con cambios en resultados se reconocen inicialmente por su valor razonable, y los costos de la transacción se cargan a resultados.

Las ganancias o pérdidas procedentes de cambios en el valor razonable de activos valuados a valor razonable, y que no son parte de una relación de cobertura, se presentan en la cuenta de resultados dentro de Otros ingresos / (egresos) operativos netos, en el ejercicio en que se originan.

Las ganancias o pérdidas procedentes de activos financieros medidos a costo amortizado y que no son parte de una relación de cobertura se reconocen en resultados cuando el activo financiero se da de baja o es desvalorizado, a través del proceso de amortización, utilizando el método de la tasa de interés efectiva.

2.7.2 - Clasificación

El Grupo clasifica sus instrumentos financieros en las siguientes categorías: activos financieros a costo amortizado, activos financieros a valor razonable, pasivos financieros a valor razonable con cambios en los resultados y pasivos financieros a costo amortizado. La clasificación depende del modelo de negocio del Grupo para gestionar sus instrumentos financieros, y las características contractuales de los flujos de efectivo de dichos instrumentos.

Los activos y pasivos financieros se compensan sólo en la medida en que exista un derecho exigible legal.

2.7.2.1 - Activos financieros

Los activos financieros del Grupo se valúan a costo amortizado si se cumplen las dos condiciones siguientes:

i) se mantienen dentro del modelo de negocio con el objetivo de obtener los flujos de efectivo contractuales, y

ii) las condiciones contractuales del activo financiero dan lugar, en fechas especificadas, a flujos de efectivo que son únicamente cobros de capital e intereses sobre el importe del capital pendiente.

Si alguna de las condiciones detalladas anteriormente no se cumple, los activos financieros son medidos a valor razonable con cambios en resultado.

Se han incluido dentro de esta categoría los valores a depositar, plazos fijos, fondos comunes de inversión, cauciones bursátiles, cuentas por cobrar comerciales y otras cuentas por cobrar.

2.7.2.2 - Pasivos financieros

El Grupo ha determinado que todos los pasivos financieros se midan a costo amortizado usando el método de interés efectivo, las modificaciones en la valuación se reconocen en el estado de resultados integrales.

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NOTA 2 - BASES DE PREPARACIÓN Y PRESENTACIÓN (Cont.)

2.7.3 - Desvalorización de activos financieros

El Grupo analiza, al cierre de cada ejercicio, si existe evidencia objetiva de que un activo financiero o grupo de activos financieros está desvalorizado. La pérdida por desvalorización de activos financieros se reconoce cuando existe evidencia objetiva de desvalorización como resultado de uno o más eventos ocurridos con posterioridad al reconocimiento inicial del activo financiero y dicho evento tiene un impacto en los flujos de efectivo para dicho activo financiero o grupo de activos financieros que puede ser estimado confiablemente.

Algunos ejemplos de evidencia objetiva incluyen aquellos casos en que ciertos deudores del Grupo tienen dificultades financieras, falta de pago o incumplimientos en el pago de cuentas a cobrar, probabilidad de que dichos deudores entren en concurso preventivo o quiebra, como así también la experiencia sobre el comportamiento y características de la cartera colectiva.

La pérdida resultante, determinada como la diferencia entre el valor contable del activo y el valor actual de los flujos estimados de efectivo, se reconoce en resultados. Si en un período subsecuente el monto de desvalorización disminuye y el mismo puede relacionarse con un evento ocurrido con posterioridad a la medición se recupera dicha desvalorización.

El importe de la provisión es la diferencia entre el importe en libros del activo y el valor actual de los flujos futuros de efectivo estimados, descontados al tipo de interés efectivo. El valor de libros del activo se reduce por medio de la cuenta de provisión y el monto de la pérdida se reconoce con cargo al estado de resultados integrales.

2.8 - Repuestos y materiales e Inventarios

- Repuestos y materiales

Los repuestos y materiales mantenidos para ser usados en el yacimiento y en la planta de generación de energía eléctrica se valúan a su costo de adquisición medidos en moneda homogénea menos la provisión por obsolescencia. El costo se determina por el método del precio promedio ponderado (“PPP”).

La apertura de los repuestos y materiales se divide en tres: los corrientes, los no corrientes (tienen una rotación mayor a un año) que no se deprecian y los críticos, que se deprecian y se encuentran contabilizados junto con la Central de Energía Eléctrica y la Planta de GLP, en el rubro Propiedad, planta y equipo (Nota 2.6.III).

Incluye los anticipos que han sido valuados en función de la suma de dinero entregada.

- Inventarios (Existencias)

Las existencias de petróleo, propano, butano y gasolina se valúan a su costo de producción o a su valor neto de realización, el menor de los dos. El costo se determina por el método del precio promedio ponderado (“PPP”). El valor neto de realización es el precio de venta estimado en el curso normal del negocio, menos los costos variables de venta aplicables.

El Grupo realiza una evaluación del valor neto realizable de los repuestos y materiales e inventarios al final del ejercicio, registrando con cargo a resultados la oportuna corrección de valor cuando las mismas se encuentran sobrevaloradas. Cuando las circunstancias que previamente causaron la corrección de valor dejaran de existir, o cuando existiera clara evidencia de incremento en el valor neto realizable debido a un cambio en las circunstancias económicas, se procede a revertir el importe de la misma.

2.9 - Cuentas por cobrar comerciales y otras cuentas por cobrar

Las cuentas por cobrar comerciales y las otras cuentas por cobrar se reconocen inicialmente por su valor razonable y posteriormente por su costo amortizado de acuerdo con el método de la tasa efectiva de interés, menos la provisión por pérdidas por desvalorización del valor.

El interés implícito se desagrega y reconoce como ingreso financiero a medida que se van devengando los intereses.

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NOTA 2 - BASES DE PREPARACIÓN Y PRESENTACIÓN (Cont.)

Se presentan dentro del activo corriente si su cobro es exigible en un plazo menor o igual a un año.

2.10 - Efectivo y equivalentes de efectivo

El efectivo y equivalentes de efectivo incluyen el efectivo en caja, los depósitos a la vista en entidades de crédito, otras inversiones a corto plazo de gran liquidez, bajo riesgo y con un vencimiento original de tres meses o menos, y los descubiertos bancarios. En el estado de situación financiera, los descubiertos bancarios se clasifican como deuda financiera en el pasivo corriente.

2.11 - Cuentas del patrimonio

La contabilización de los movimientos del mencionado rubro se efectúa de acuerdo con las decisiones de asambleas, normas legales o reglamentarias.

Capital

- Acciones en circulación

Las acciones en circulación representan el capital emitido, el cual está formado por los aportes efectuados por los accionistas. Está representado por acciones ordinarias, nominativas no endosables, de valor nominal $ 1 por acción.

- Prima de emisión

Comprende el sobreprecio pagado por las acciones emitidas con relación a su valor nominal.

- Ajuste de Capital y prima de emisión

La diferencia entre el capital social y prima de emisión expresados en moneda homogénea y el capital y prima de emisión nominal histórico han sido expuestas en la cuenta "Ajuste de capital y Prima de emisión" integrante del patrimonio.

Resultados acumulados

- Reserva legal

De acuerdo con las disposiciones de la Ley 19.550 de sociedades comerciales, el 5% de la utilidad neta que surja del estado de resultados integrales del ejercicio más / menos los ajustes a ejercicios anteriores, las transferencias de otros resultados integrales a resultados no asignados y las pérdidas acumuladas de ejercicios anteriores, deberá destinarse a la reserva legal, hasta que la misma alcance el 20% del capital social.

- Reserva facultativa

La reserva facultativa representa los resultados acumulados destinados para la distribución de futuros dividendos y/o inversiones y/o cancelación de deuda y/o absorción de pérdidas.

- Reserva por revaluación de activos

La Reserva por revaluación de activos resulta de la diferencia entre el valor de costo reexpresado amortizado de ciertos activos del rubro Propiedad, planta y equipo y el valor razonable de los mismos (ver Nota 17).

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 2 - BASES DE PREPARACIÓN Y PRESENTACIÓN (Cont.)

- Resultados no asignados

Los resultados no asignados comprenden las ganancias o pérdidas acumuladas sin asignación específica, que siendo positivas pueden ser distribuibles mediante la decisión de la asamblea de accionistas, en tanto no estén sujetas a restricciones legales. Estos resultados comprenden el resultado de ejercicios anteriores que no fueron distribuidos, los importes transferidos de otros resultados integrales y los ajustes de ejercicios anteriores por aplicación de las normas contables. Asimismo, al 30 de abril de 2019 incluye la Reserva por revaluación de activos por la Res. 777/18 de la CNV (ver Nota 40).

En caso de que existan resultados no asignados negativos a ser absorbidos al cierre del ejercicio a considerar por la Asamblea de Accionistas, deberá respetarse el siguiente orden de afectación de saldos:

Ganancias reservadas
a. Reservas facultativas
b. Reserva legal
Ajuste de capital y prima de emisión (Nota 16)
Primas de emisión
Capital social

- Distribución de dividendos

La distribución de dividendos a los accionistas de la Sociedad es reconocida como un pasivo en los estados financieros en el período en el cual los dividendos son aprobados por la asamblea de accionistas (ver Nota 18)

- Participación no controlada

La participación no controlada representa la participación de terceros ajenos a los propietarios de la Sociedad sobre el patrimonio.

2.12 - Cuentas por pagar comerciales, remuneraciones y cargas sociales y otras deudas

Las cuentas por pagar representan las obligaciones de pago por bienes y servicios adquiridos a proveedores en el curso normal de los negocios. Las remuneraciones y cargas sociales representan las obligaciones relacionadas con el personal de la Sociedad. Las otras deudas representan las obligaciones en concepto de regalías y aportes irrevocables a pagar.

Se reconocen inicialmente a su valor razonable y se miden posteriormente a su costo amortizado utilizando el método de la tasa de interés efectiva.

Se presentan dentro del pasivo corriente si su pago es exigible en un plazo menor o igual a un año.

2.13 - Deudas financieras

Las deudas financieras se reconocen inicialmente a su valor razonable, neto de los costos directamente atribuibles a su obtención. Posteriormente, se valúan a su costo amortizado utilizando el método de la tasa de interés efectiva.

Se presentan dentro del pasivo corriente si su pago es exigible en un plazo menor o igual a un año.

2.14 - Impuestos a las ganancias y ganancia mínima presunta

2.14.1. Impuesto a las ganancias corriente y diferido

El cargo por impuestos del ejercicio comprende los impuestos corrientes y diferidos. Los impuestos se reconocen en el resultado, excepto en la medida en que éstos se refieran a partidas reconocidas en otros resultados integrales o directamente en el patrimonio. En este caso, el impuesto a las ganancias también se reconoce en otros resultados integrales o directamente en patrimonio, respectivamente

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 5 de julio de 2019 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISION FISCALIZADORA

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 2 - BASES DE PREPARACIÓN Y PRESENTACIÓN (Cont.)

El impuesto a las ganancias corriente se calcula en base a las leyes aprobadas o próximas a aprobarse a la fecha de los estados financieros. La gerencia evalúa periódicamente las posiciones tomadas en las declaraciones de impuestos respecto de las situaciones en las que la regulación fiscal aplicable está sujeta a interpretación, y, en caso necesario, establece provisiones en función de las cantidades que se espera pagar a las autoridades fiscales.

El impuesto diferido se reconoce de acuerdo con el método de pasivo, por las diferencias temporarias que surgen entre las bases fiscales de los activos y pasivos y sus importes en libros en los estados financieros. Sin embargo, el impuesto diferido no se contabiliza si surge del reconocimiento inicial de un activo o pasivo en una transacción, distinta de una combinación de negocios, que, en el momento de la transacción, no afecta ni al resultado contable ni a la ganancia o pérdida fiscal.

Los activos y pasivos por impuestos diferidos se compensan si, y sólo si, existe un derecho legalmente reconocido de compensar los importes reconocidos y cuando los activos y pasivos por impuestos diferidos se derivan del impuesto sobre las ganancias correspondientes a la misma autoridad fiscal, que recaen sobre la misma entidad fiscal o diferentes entidades fiscales, que pretenden liquidar los activos y pasivos fiscales corrientes por su importe neto.

Reforma Tributaria en Argentina

El 29 de diciembre de 2017 el Poder Ejecutivo Nacional promulgó la Ley 27430 – Impuesto a las Ganancias. Esta ley introdujo varios cambios en el tratamiento del impuesto a las ganancias entre los cuales se encuentran:

Alícuota de Impuesto a las ganancias: La alícuota del Impuesto a las Ganancias para las sociedades argentinas se reducirá gradualmente desde el 35% al 30% para los ejercicios fiscales que comiencen a partir del 1 de enero de 2018 hasta el 31 de diciembre de 2019 y al 25% para los ejercicios fiscales que comiencen a partir del 1 de enero de 2020, inclusive.

Ajuste por inflación impositivo: A los fines de determinar la ganancia neta imponible, se deberá deducir o incorporar al resultado impositivo del ejercicio que se liquida, el ajuste por inflación determinado de acuerdo con los artículos 95 a 98 de la ley del impuesto a las ganancias. Esto será aplicable en el ejercicio fiscal en el cual se verifique un porcentaje de variación del Índice de Precios al Consumidor Nivel General (“IPC”) acumulado en los 36 meses anteriores al cierre del ejercicio que se liquida, superior al 100%. Estas disposiciones tienen vigencia para los ejercicios que se inicien a partir del 1 de enero de 2018. Respecto del primero; segundo y tercer ejercicio a partir de su vigencia, será aplicable en caso que la variación del índice, calculada desde el inicio y hasta el cierre de cada uno de esos ejercicios, supere el 55%, 30% y 15% para el primero, segundo y tercer año de aplicación, respectivamente. El ajuste por inflación correspondiente al ejercicio que se liquide incidirá como un ajuste positivo o negativo, según corresponda, y deberá imputarse un tercio en ese período fiscal y los dos tercios restantes, en partes iguales, en los dos ejercicios fiscales inmediatos siguientes.

La variación del IPC para el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2019 fue del 55,8%, por lo cual la Sociedad para determinar la ganancia imponible correspondiente al presente ejercicio, incluyó dicho ajuste.

Impuesto a los dividendos: Se introduce un impuesto sobre los dividendos o utilidades distribuidas, entre otros, por sociedades argentinas o establecimientos permanentes a: personas humanas, sucesiones indivisas o beneficiarios del exterior, con las siguientes consideraciones: (i) los dividendos derivados de las utilidades generadas durante los ejercicios fiscales que se inicien a partir del 1 de enero 2018 y hasta el 31 de diciembre de 2019 están sujetos a una retención del 7%; y (ii) los dividendos originados por las ganancias obtenidas por ejercicios iniciados a partir del 1 de enero de 2020 en adelante estarán sujetos a una retención del 13%.

Los dividendos originados por beneficios obtenidos hasta el ejercicio anterior al iniciado a partir del 1 de enero de 2018 seguirán sujetos, para todos los beneficiarios de los mismos, a la retención del 35% sobre el monto que exceda las ganancias acumuladas distribuibles libres de impuestos (período de transición del impuesto de igualación).

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 COMISION FISCALIZADORA

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NOTA 2 - BASES DE PREPARACIÓN Y PRESENTACIÓN (Cont.)

Revalúo impositivo opcional: La normativa establece en el Título X, Capítulo I que, a opción de las sociedades, se podrá realizar un revalúo impositivo de los bienes situados en el país y que se encuentran afectados a la generación de ganancias gravadas al 31 de diciembre de 2017, aplicando un factor de revalúo al costo de adquisición o construcción, en función de la fecha efectiva de cada inversión, y continuar luego con la actualización de los bienes revaluados sobre la base de las variaciones porcentuales del IPC que suministre el Instituto Nacional de Estadística y Censos conforme a las tablas que a esos efectos elabore la AFIP. En el caso de optar por el revalúo impositivo, se deberá tributar un impuesto especial, el cual resultará de aplicar al monto del revalúo las alícuotas que correspondan según el tipo de bien que se trate (8% para los bienes inmuebles que no posean el carácter de bienes de cambio, del 15% para los bienes inmuebles que posean el carácter de bienes de cambio, y del 10 % para bienes muebles y el resto de los bienes). El revalúo impositivo deberá aplicarse a todos los bienes que integren la misma categoría. La ganancia generada por el importe del revalúo está exenta del impuesto a las ganancias y no computará a los efectos de la retención del primer artículo agregado a continuación del articulo 69 (Impuesto de Igualación) y el impuesto especial sobre el importe del revalúo no será deducible del impuesto a las ganancias. Asimismo el importe del revalúo neto de las amortizaciones acumuladas no formará parte de la base imponible de los bienes para el cálculo del impuesto a la ganancia mínima presunta.

El 31 de mayo de 2019 Capex e Hychico han ejercido la opción de realizar el revalúo fiscal de sus bienes, ascendiendo el impuesto especial determinado a un total de $ 276.847 y $ 12.123, respectivamente (expresados en moneda histórica), los cuales se exponen en la línea Impuesto a las Ganancias del Estado de Resultados. Ambas sociedades optaron por abonar el impuesto especial mediante un pago a cuenta del 20% y el monto restante mediante un plan de pagos de cuatro cuotas mensuales con una tasa de interés del 1,5% mensual.

Actualización de adquisiciones e inversiones efectuadas en los ejercicios fiscales que se inicien a partir del 1° de enero de 2018: Para las adquisiciones o inversiones efectuadas en los ejercicios fiscales que se inicien a partir del 1 de enero de 2018, procederán las siguientes actualizaciones, practicadas sobre la base de las variaciones porcentuales del IPC que suministre el Instituto Nacional de Estadística y Censos conforme a las tablas que a esos efectos elabore la AFIP:

1) En la enajenación de bienes muebles amortizables, inmuebles que no tengan el carácter de bienes de cambio, bienes intangibles, acciones, cuotas o participaciones sociales (incluidas las cuotas partes de fondos comunes de inversión), el costo computable en la determinación de la ganancia bruta se actualizará por el índice mencionado, desde la fecha de adquisición o inversión hasta la fecha de enajenación, y se disminuirá, en su caso, por las amortizaciones que hubiera correspondido aplicar, calculadas sobre el valor actualizado.
2) Las amortizaciones deducibles correspondientes a edificios y demás construcciones sobre inmuebles afectados a actividades o inversiones, distintos de bienes de cambio, y las correspondientes a otros bienes empleados para producir ganancias gravadas, se calcularán aplicando a las cuotas de amortización ordinaria el índice de actualización mencionado, referido a la fecha de adquisición o construcción que indique la tabla elaborada por la AFIP.

El 27 de diciembre de 2018 se publicó en el Boletín Oficial el Dec. 1170/18 que incorpora las adecuaciones a la reglamentación aprobada por el Decreto Reglamentario de la Ley de Impuesto a las Ganancias Nro. 1344/98 y sus modificatorios, así como también ajusta su texto de conformidad con los cambios efectuados por el Código Civil y Comercial de la Nación y demás normas como las leyes 27.260, 27.346 y 27.430.

2.14.2. Impuesto a la ganancia mínima presunta

El Grupo determina el impuesto a la ganancia mínima presunta aplicando la tasa vigente del 1% sobre los activos computables al cierre de cada ejercicio. Este impuesto es complementario del impuesto a las ganancias. La obligación fiscal de cada sociedad en cada ejercicio coincidirá con el mayor de ambos impuestos. Sin embargo, si el impuesto a la ganancia mínima presunta excediera en un ejercicio fiscal al impuesto a las ganancias, dicho exceso podrá computarse como pago a cuenta del impuesto a las ganancias que pudiera producirse en cualquiera de los diez ejercicios siguientes.

En Hychico, al 30 de abril de 2019 el impuesto a la ganancia mínima presunta superó al impuesto a las ganancias, motivo por el cual se ha reconocido el mismo como crédito. Al 30 de abril de 2019 y 2018 los saldos ascienden a $ 5.083 y $ 17.173, respectivamente, debido a que se estima la recuperabilidad de dichos créditos (ver Nota 12). En Capex y SEB, al 30 de abril de 2019, el impuesto a las ganancias superó al impuesto a la ganancia mínima presunta, motivo por el cual no se ha provisionado el mismo. La sanción de la ley 27.260, art. 76, deroga la aplicación del impuesto a la ganancia mínima presunta para los ejercicios iniciados a partir del 1 de enero de 2019.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 5 de julio de 2019 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISION FISCALIZADORA

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NOTA 2 - BASES DE PREPARACIÓN Y PRESENTACIÓN (Cont.)

En E G WIND y mediante la Instrucción General N° 2/2017 (directiva interna a través de la cual la AFIP indica a todas sus dependencias las pautas a seguir en sus procedimientos), el Organismo instruyó a sus áreas jurídicas respetar el criterio sentado por la Corte Suprema de Justicia de la Nación, reconociendo que no existe ganancia mínima presunta cuando haya pérdidas en los balances contables correspondientes al período pertinente y se registren, también, quebrantos en la declaración jurada del impuesto a las Ganancias de dicho período fiscal. En atención a la citada instrucción, E G WIND no ha determinado impuesto a la ganancia mínima presunta al cierre del presente ejercicio.

2.15 - Provisiones y otros cargos

Las provisiones se reconocen cuando:

el Grupo tiene una obligación presente, legal o implícita, como resultado de un hecho pasado,
es probable que una salida de recursos sea necesaria para cancelar tal obligación, y
puede hacerse una estimación confiable del importe de la obligación.

Las provisiones se miden al valor actual de los desembolsos que se espera que sean necesarios para liquidar la obligación teniendo en cuenta la mejor información disponible en la fecha de preparación de los estados financieros y son reestimadas en cada cierre. La tasa de descuento utilizada para determinar el valor actual refleja las evaluaciones actuales del mercado, en la fecha de medición, del valor temporal del dinero, así como el riesgo específico relacionado con el pasivo en particular.

La provisión para juicios se constituyó en base al análisis de las probables indemnizaciones que el Grupo estima deberá soportar, de acuerdo con la opinión de sus asesores legales internos y externos.

Para el cálculo de la provisión por abandono de pozos, la Sociedad consideró el plan de abandono de los mismos hasta el final de la concesión y los valuó al costo estimado de abandono, descontado a la tasa que refleje los riesgos específicos del pasivo y el valor tiempo del dinero.

2.16 - Reconocimiento de ingresos

Los ingresos por ventas son medidos al valor razonable de la contraprestación recibida o a recibir, y representan los montos a cobrar por venta de bienes y/o servicios.

Los ingresos procedentes de las ventas de bienes y/o servicios se registran en el momento en que los riesgos y beneficios inherentes a la propiedad han sido transferidos o que la prestación se haya efectuado. Las ventas no facturadas al cierre del ejercicio se reconocen en base a estimaciones realizadas por la gerencia, tomando como base los resultados históricos, considerando el tipo de cliente, el tipo de transacción y las circunstancias específicas de cada acuerdo.

Los ingresos provenientes de la actividad de generación de energía eléctrica se reconocen a partir de la energía y potencia efectivamente entregadas al mercado spot.

Los ingresos provenientes de las ventas de crudo, gas natural, butano, propano y oxígeno se reconocen con la transferencia del dominio, de acuerdo con los términos de los contratos relacionados, lo cual se sustancia cuando el cliente toma la propiedad del producto, asumiendo riesgos y beneficios.

Los ingresos provenientes de prestación de servicios se reconocen una vez que la prestación se haya efectuado.

Los ingresos mencionados se reconocen al cumplirse todas y cada una de las siguientes condiciones:

La entidad transfirió al comprador los riesgos y ventajas de tipo significativo;
El importe de los ingresos se midió confiablemente;
Es probable que la entidad reciba los beneficios económicos asociados a la transacción;
Los costos incurridos o a incurrir, en relación con la transacción, fueron medidos confiablemente.

Los ingresos provenientes de transacciones entre empresas del grupo y entre los segmentos de negocio generan ingresos, costos y resultados que son eliminados en el proceso de consolidación.

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019

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Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 COMISION FISCALIZADORA

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 2 - BASES DE PREPARACIÓN Y PRESENTACIÓN (Cont.)

Los ingresos por intereses se reconocen utilizando el método del tipo de interés efectivo. Los mismos se registran sobre una base temporaria, con referencia al capital pendiente y a la tasa efectiva aplicable. Estos ingresos son reconocidos siempre que sea probable que la entidad reciba los beneficios económicos asociados con la transacción y pudiendo el importe de la transacción ser medido de manera fiable.

- NIC 20 – Contabilización de las subvenciones del Gobierno e información a revelar sobre ayudas gubernamentales

Los incentivos a la producción de gas natural proveniente de reservorios no convencionales, dictadas por el Ministerio de Energía y Minería mediante la Resolución 419E/2017 (ver Notas 1.2.c y 25), se encuadran dentro del alcance de la NIC 20 “Contabilización de las subvenciones del Gobierno e información a revelar sobre ayudas gubernamentales” debido a que consisten en compensaciones económicas relacionadas con los ingresos, para las empresas comprometidas a realizar inversiones en desarrollos de producción de gas natural proveniente de reservorios no convencionales. Dicho incentivo ha sido incluido en el rubro “Ventas” del Estado de Resultados Integrales.

El mencionado incentivo es reconocido en el resultado del periodo sobre una base sistemática a lo largo del periodo donde las condiciones necesarias para su reconocimiento se encuentren materializadas. El reconocimiento de dicho ingreso es efectuado a su valor razonable cuando exista una seguridad razonable de que se recibirá el incentivo y se cumplan las condiciones establecidas.

Los ingresos provenientes de prestación de servicios se reconocen una vez que la prestación se haya efectuado.

2.17 - Información por segmentos

El Directorio ha determinado los segmentos operativos basándose en los informes que revisa y que utiliza para la toma de decisiones estratégicas (ver Nota 5).

La información por segmentos se presenta de manera consistente con los informes internos. El Directorio de la Sociedad junto con las principales gerencias son los responsables de asignar los recursos y evaluar el rendimiento de los segmentos operativos.

2.18- Saldos de créditos y deudas con partes relacionadas

Los créditos y deudas con la sociedad controlante, y con otras partes relacionadas generados por diversas transacciones han sido valuados de acuerdo con las condiciones pactadas entre las partes involucradas (ver Nota 31).

Se han incluido como partes relacionadas a las personas y sociedades comprendidas en el Decreto 677/01 y reglamentaciones de la CNV.

NOTA 3 - ADMINISTRACION DE RIESGOS FINANCIEROS

3.1. Riesgo de mercado

El riesgo de mercado es la pérdida potencial ante movimientos adversos en las variables de mercado. La Sociedad está expuesta a diversos tipos de riesgos de mercado: de tipo de cambio, de tipo de interés y de precio.

Para cada uno de los riesgos de mercado descriptos a continuación se incluye un análisis de sensibilidad de los principales riesgos inherentes a los instrumentos financieros, mostrando cómo podría verse afectado el resultado y el patrimonio de acuerdo con lo requerido por la NIIF 7 Instrumentos financieros: información a revelar.

El análisis de sensibilidad utiliza variaciones de los factores de riesgo representativos de su comportamiento histórico. Las estimaciones realizadas son representativas tanto de variaciones favorables como desfavorables. El impacto en resultados y/o patrimonio se estima en función de los instrumentos financieros poseídos por la Sociedad al cierre de cada ejercicio.

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 3 - ADMINISTRACION DE RIESGOS FINANCIEROS (Cont.)

3.1.a. Riesgo de tipo de cambio

El riesgo de tipo de cambio surge cuando las transacciones comerciales futuras o los activos o pasivos reconocidos están denominados en una moneda que no es la moneda funcional de la entidad.

Los resultados y el patrimonio del Grupo están expuestos a las variaciones en los tipos de cambio de las monedas en las que opera. El Grupo posee aproximadamente el 100% de sus pasivos financieros denominados en dólares estadounidenses, con lo cual la divisa que genera la mayor exposición es el dólar estadounidense. Es para destacar que los ingresos de la Sociedad son 100% en dólares.

El vencimiento del 96,3 % del capital de la deuda en dólares se produce en mayo de 2024, por lo cual, más allá de estar expuestos sus resultados económicos a la variación del tipo de cambio incluyendo el capital del pasivo, desde el punto de vista financiero, el riesgo de tipo de cambio en el corto plazo está acotado al monto de intereses a pagar, el cual se encuentra parcialmente mitigado por los activos financieros expuestos en la misma moneda.

Al 30 de abril de 2019 y 2018, el Grupo no posee instrumentos financieros derivados a modo de cobertura contra las fluctuaciones del tipo de cambio. Sin embargo, es importante considerar que el precio de los hidrocarburos (petróleo y gas) están denominados en dólares estadounidenses los que representaron aproximadamente un 68% y un 59% de los ingresos del Grupo durante los ejercicios económicos finalizados el 30 de abril del 2019 y 2018, respectivamente,. En el caso de la energía, desde la sanción de la Res. 19 E/2017 (modificada por Res 1/19) con vigencia a partir del 1 de febrero de 2017 la remuneración está fijada en dólares y sus ingresos representaron aproximadamente un 27% y 35%, respectivamente, de las ventas totales de la Sociedad al 30 de abril de 2019 y 2018 (incluyendo la energía eólica). En el caso del precio del propano y butano, su valor está establecido en pesos pero relacionado a una paridad de exportación en dólares estadounidenses, y sus ingresos representaron aproximadamente un 4% y 6%, de las ventas totales del Grupo al 30 de abril de 2019 y 2018, respectivamente (ver nota 5).

La siguiente tabla presenta la exposición del Grupo al riesgo de tipo de cambio por los activos y pasivos financieros denominados en una moneda distinta a la moneda funcional del Grupo:

	al 30/04/2019 $	al 30/04/2018 $
Posición neta Activo /(Pasivo) en US$	(140.058)	(153.509)
Dólar estadounidense	43,95 (comprador) y 44,15 (vendedor)	20,44 (comprador) y 20,54(vendedor)
Total	(6.227.990)	(4.940.417)

La sensibilidad del resultado integral y del patrimonio al 30 de abril de 2019 y 2018, como consecuencia de un posible aumento o disminución del 10% del tipo de cambio sobre los activos y pasivos financieros denominados en dólares estadounidenses hubiera supuesto una disminución o aumento en el resultado integral y en el patrimonio de $ 435.959 y $ 345.829, respectivamente (ver Nota 39.d)).

3.1.b. Riesgo de tipo de interés

Las variaciones en los tipos de interés pueden afectar al ingreso o gasto por intereses de los activos y pasivos financieros referenciados a un tipo de interés variable. El endeudamiento a tasas variables expone a la Sociedad al riesgo de tasa de interés sobre sus flujos de efectivo, debido a la posible volatilidad que las mismas pueden llegar a evidenciar. El endeudamiento a tasas fijas expone a la Sociedad al riesgo de tasa de interés sobre el valor razonable de sus pasivos, dado que dependiendo de la volatilidad de las tasas de interés a un determinado momento, pueden llegar a generarse desarbitrajes que hagan que las tasas fijas pudieran llegar a ser más altas que las tasas variables a ese momento. En las condiciones actuales del mercado financiero de constante aumento de las tasas de interés, este riesgo se encuentra mitigado.

Al 30 de abril de 2019 y 2018 el Grupo tiene aproximadamente el 96 % (a una tasa del 6,875%) de sus pasivos financieros a tasa fija, respectivamente, lo que minimiza su exposición a las variaciones de tasa de interés.

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NOTA 3 - ADMINISTRACION DE RIESGOS FINANCIEROS (Cont.)

3.1.c. Riesgo de precio

La Sociedad no se encuentra significativamente expuesta al riesgo del precio de hidrocarburos fundamentalmente porque, entre otras, las políticas regulatorias, económicas y gubernamentales determinan que los precios locales deben lograr la expansión de la actividad de explotación y ampliación de reservas de hidrocarburos. Dentro de este marco, el precio del petróleo se fija en negociaciones entre refinadores y productores dentro de la dinámica del mercado interno y de exportación, que tiene como marco la transferencia de estos valores al precio final de los combustibles líquidos. Con respecto al precio del gas, el mismo sigue una política gubernamental, fijando distintos valores máximos para cada uno de los segmentos de mercado priorizando el desarrollo de la industria y las posibilidades de pago de cada segmento, inclusive generando planes de estímulo a la producción.

Por su parte, el precio de GLP se basa en una publicación mensual de la SEN que establece los precios en pesos en función de la paridad de exportación. No obstante, sin bien tratan de eliminarse paulatinamente, existen programas de subsidios al consumo que podrían afectar a algunos productores.

En general los precios de venta en el mercado local se ven afectados ante variaciones significativas en los precios internacionales de los hidrocarburos y el precio que paga el consumidor en el mercado interno.

Respecto de la generación de energía eléctrica, la remuneración que reciben los generadores no está relacionada con la demanda de la misma. La remuneración es fijada por la Autoridad de Aplicación que depende del Gobierno Nacional, la cual se encuentra fijada en dólares desde febrero de 2017.

Al 30 de abril de 2019 y 2018, la Sociedad no posee productos derivados o coberturas sobre los precios de hidrocarburos.

Al 30 de abril de 2019 y 2018, un aumento o disminución del 10% en los precios de la energía eléctrica y los hidrocarburos hubiera supuesto un aumento o disminución en el resultado integral y en el patrimonio de $ 758.850 y $ 444.787, respectivamente.

3.2 Riesgo de crédito

El riesgo de crédito se define como la posibilidad de que un tercero no cumpla con sus obligaciones contractuales, originando con ello pérdidas para el Grupo. El riesgo de crédito en el Grupo se mide y controla por cliente o tercero individual.

Las provisiones por insolvencia se determinan atendiendo a los siguientes criterios:

La antigüedad de los créditos
La existencia de situaciones concursales
El análisis de la capacidad del cliente para devolver el crédito concedido

La exposición del Grupo al riesgo de crédito es atribuible principalmente a los créditos comerciales por operaciones de venta de energía, petróleo, gas y GLP; de todos modos el Grupo no ha tenido que registrar provisiones por incobrabilidad en los últimos años.

En los últimos cuatro años CAMMESA abona sus liquidaciones en el plazo previsto de pago, sin registrarse demoras significativas. Los generadores de energía que venden en el mercado spot tienen poca capacidad de gestión para asegurar las cobranzas de sus créditos. Desde la aplicación de la Res SEN 95/13 y sus modificaciones, el riesgo crediticio de las operaciones de venta de energía pasó a ser exclusivamente con CAMMESA, ante la suspensión transitoria de la incorporación de nuevos contratos en el MAT del MEM.

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NOTA 3 - ADMINISTRACION DE RIESGOS FINANCIEROS (Cont.)

3.3 Riesgo de liquidez

La Gerencia de Administración y Finanzas supervisa las proyecciones de los negocios actuales y futuros con el objetivo de:

(i) estructurar sus pasivos financieros de forma tal que en el corto y mediano plazo el vencimiento de los mismos no interfiera en el flujo corriente de los negocios, dadas las condiciones de cada momento en los mercados de crédito a los que tiene acceso, y
(ii) mantener sus posiciones activas en instrumentos con adecuada liquidez y riesgo acotado.

Dentro de esa estrategia, la Sociedad estructuró en el pasado casi la totalidad de sus pasivos sobre la base de la emisión en marzo 2011 de Obligaciones Negociables Serie 1 a un plazo de 7 años con una cuota de amortización de capital a su vencimiento en marzo 2018. Siguiendo la misma estrategia, en mayo de 2017 la Sociedad emitió la Clase 2 de Obligaciones Negociables a un plazo de 7 años con vencimiento de su capital en una cuota en mayo de 2024, de forma tal de refinanciar la Serie 1 de forma anticipada a su vencimiento. Los covenants que rigen esta deuda continúan siendo de incurrencia y no de mantenimiento. Esto significa que los acreedores no pueden solicitar el prepago si la Sociedad no alcanza uno o algunos de los covenants financieros, sino que la misma tiene que cumplir con ciertas restricciones financieras pre-establecidas (ver Nota 20).

La Gerencia de Administración y Finanzas del Grupo invierte los excedentes de efectivo en cuentas que generan resultados, tales como depósitos a plazo, fondos comunes de inversión y valores negociables, escogiendo instrumentos de muy alta liquidez y bajo riesgo.

El cuadro a continuación analiza las erogaciones por los pasivos comerciales y financieros agrupados sobre la base de los plazos pendientes contractuales y sin descontar, contados a la fecha de los estados financieros, hasta la fecha de su vencimiento y considerando los tipos de cambio vigentes al 30 de abril de 2019 y 2018.

Al 30 de abril de 2019	Sinplazo		Menos 3 meses	Entre 3 meses yun año	Entre 1 y 2 años	Entre 2 y 5 años	Más de 5 años
Deudas financieras	-		471.832	540.221	945.914	2.767.101	13.700.297
Cuentasporpagar comerciales	128.051		2.536.939	30.615	5.276	826.681	-

Al 30 de abril de 2018	Menos 3 mese	s	Entre 3 meses yun año	Entre 1 y 2 años	Entre 2 y 5 años	Más de 5 años
Deudas financieras	352.067		922.023	1.023.975	3.694.418	9.930.099
Cuentasporpagar comerciales	1.037.989		17.693	4.404	190.637	-

3.4 Riesgo de capital

Los objetivos del Grupo al administrar el capital es salvaguardar la capacidad del mismo para continuar con la gestión de sus operaciones.

El Grupo monitorea su estructura de capital sobre la base de la relación entre el capital de la deuda financiera neta sobre el EBITDA generado por el Grupo medido en dólares estadounidenses. Este ratio se calcula dividiendo el capital de la deuda financiera neta por el EBITDA. El capital de la deuda financiera neta se calcula como el total del capital adeudado menos el capital de las inversiones financieras y el efectivo y equivalentes de efectivo.

Los ratios arrojan los siguientes valores:

a) al 30 de abril de 2019: 0,514 y b) al 30 de abril de 2018: 0,518.

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 3 - ADMINISTRACION DE RIESGOS FINANCIEROS (Cont.)

3.5 Estimación del valor razonable

El Grupo clasifica las mediciones a valor razonable de los instrumentos financieros utilizando una jerarquía de valor razonable, la cual refleja la relevancia de las variables utilizadas para llevar a cabo dichas mediciones. La jerarquía de valor razonable tiene los siguientes niveles:

Nivel 1: precios de cotización (no ajustados) en mercados activos para activos o pasivos idénticos.
Nivel 2: datos distintos a precios de cotización incluidos en el nivel 1 que sean observables para el activo o pasivo, ya sea directamente (es decir, precios) o indirectamente (es decir, que se deriven de precios).
Nivel 3: datos sobre el activo o el pasivo que no están basados en datos observables en el mercado (es decir, información no observable).

Los siguientes cuadros presentan los activos y pasivos financieros del Grupo medidos a valor razonable al 30 de abril de 2019 y 2018.

2019 y 2018.
	30.04.2019		30.04.2018
	Nivel 1	Total	Nivel 1	Total
Activos
*Activos financieros a valor razonable con cambios en* *resultados*
Bonar 2020	-	-	213.990	213.990
LETES 2018	-	-	771.342	771.342
Fondos comunes de inversión	2.073.896	2.073.896	5.312.597	5.312.597

El valor de los instrumentos financieros negociados en mercados activos se basa en los precios de cotización de los mercados a la fecha del estado de situación financiera. Un mercado se entiende como activo si los precios de cotización están regularmente disponibles a través de una bolsa, intermediario financiero, institución sectorial, u organismo regulador, y esos precios reflejan transacciones actuales y regulares de mercado entre partes que actúan en condiciones de independencia mutua. El precio de cotización de mercado usado para los activos financieros mantenidos por la Sociedad es el precio de oferta actual. Estos instrumentos se incluyen en el nivel 1.

El valor razonable de los instrumentos financieros que no se negocian en mercados activos se determina usando técnicas de valuación. Estas técnicas de valuación maximizan el uso de información observable de mercado en los casos en que esté disponible y confía lo menos posible en estimaciones específicas de la Sociedad. Si todas las variables significativas para establecer el valor razonable de un instrumento financiero son observables, el instrumento se incluye en el nivel 2.

Si una o más variables utilizadas para establecer el valor razonable no son observables en el mercado, el instrumento financiero se incluye en el nivel 3.

No existieron transferencias entre los niveles 1, 2 y 3 por los instrumentos financieros valuados a valor razonable en el ejercicio.

NOTA 4 - ESTIMACIONES Y JUICIOS CONTABLES

Las estimaciones y juicios se evalúan continuamente y se basan en la experiencia histórica y otros factores, incluidas las expectativas de hechos futuros que se consideran razonables en las circunstancias.

Estimaciones y juicios contables importantes

El Grupo hace estimaciones y formula hipótesis en relación con el futuro. Las estimaciones contables resultantes, por definición, raramente igualarán a los correspondientes resultados reales. A continuación se explican las estimaciones y juicios que tienen un riesgo significativo de dar lugar a un ajuste material en los importes en libros de los activos y pasivos dentro del ejercicio financiero siguiente. Los principios contables y las áreas que requieren una mayor cantidad de juicios y estimaciones en la preparación de los estados financieros son:

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5 dejulio de 2019	5 de julio de2019
PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.	COMISION FISCALIZADORA
(Socio)
C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17	Dr. Norberto Luis Feoli

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 4 - ESTIMACIONES Y JUICIOS CONTABLES (Cont.)

(i) las reservas de petróleo y gas;
(ii) provisiones por litigios y otras contingencias,
(iii) impuesto a las ganancias e impuesto diferido,
(iv) el test de desvalorización del valor de los activos y
(v) el valor razonable de los activos revaluados.

(i) Reservas de petróleo y gas

Por reservas se entiende a los volúmenes de petróleo y gas (expresado en m[3] equivalentes de petróleo) que originan o están asociados a algún ingreso económico, en las áreas donde la compañía opera y sobre las cuales se posee derechos para su exploración y explotación.

La estimación de las reservas de crudo y gas son una parte integral del proceso de toma de decisiones del Grupo. El volumen de las reservas de crudo y gas se tiene en cuenta para el cálculo de la depreciación utilizando los ratios de unidad de producción, así como para la evaluación de la recuperabilidad de las inversiones en activos de Exploración y Explotación (ver Notas 2.6 y 34).

Las estimaciones de reservas fueron preparadas por personal técnico del Grupo, y se basan en las condiciones tecnológicas y económicas vigentes al 31 de diciembre de 2018, considerando la evaluación económica y teniendo como horizonte el vencimiento de la concesión, a efectos de determinar el término de su recuperabilidad.

Estas estimaciones de reservas son ajustadas toda vez que cambios en los aspectos considerados para la evaluación de las mismas así lo justifiquen o, al menos, una vez al año. Dichas estimaciones de reservas han sido auditadas por un auditor independiente.

Existen numerosos factores que generan incertidumbre con respecto a la estimación de las reservas probadas, a la estimación de perfiles de producción futura, costos de desarrollo y precios, incluyendo diversos factores que escapan al control del productor. El procedimiento de cálculo de las reservas es un proceso subjetivo de estimación de petróleo crudo y gas natural a ser recuperado del subsuelo, que involucra cierto grado de incertidumbre. La estimación de reservas se prepara en función de la calidad de la información de geología e ingeniería disponible a esa fecha y de su interpretación.

Ver detalle de reservas en la Nota 34.

(ii) Provisiones por litigios y otras contingencias

Se realizan provisiones para ciertas contingencias civiles, impositivas, comerciales y laborales que ocasionalmente se generan en el curso ordinario de los negocios. Con el propósito de determinar el nivel apropiado de provisiones relacionadas con estas contingencias, basados en el consejo de nuestros asesores legales internos y externos, la Gerencia de la Sociedad determina la probabilidad de cualquier sentencia o resolución adversa relacionada con estas cuestiones, así como el rango de pérdidas probables que pudieran resultar de las potenciales resoluciones. De corresponder, se hace una determinación del monto de provisiones requeridas para estas contingencias, luego de un análisis en detalle de cada caso en particular (ver Nota 24).

(iii) Impuesto a las ganancias

Cada sociedad del Grupo registra el impuesto a las ganancias empleando el método del pasivo por impuesto diferido. En consecuencia, se reconocen activos y pasivos impositivos diferidos para reflejar las consecuencias impositivas futuras atribuibles a las diferencias entre los montos registrados en los estados contables de los activos y pasivos existentes y sus respectivas bases imponibles. Los activos y pasivos impositivos diferidos se valúan por aplicación de las alícuotas impositivas sancionadas que se espera sean de aplicación a la ganancia imponible durante los ejercicios en los cuales se espera registrar o liquidar esas diferencias temporarias. El efecto que pueda tener sobre los activos y pasivos impositivos diferidos cualquier modificación en las alícuotas del impuesto se reconoce en el estado de resultados integrales por el ejercicio que incluya la fecha de sanción de la modificación de la alícuota (ver Nota 7).

Los activos por impuestos diferidos se reconocen sólo en la medida en que sea probable que la Sociedad disponga de beneficios fiscales futuros contra los que se puedan compensar las diferencias temporarias. Los activos por quebrantos impositivos se mantienen activados en la medida que sean recuperables antes del plazo de prescripción.

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 4 - ESTIMACIONES Y JUICIOS CONTABLES (Cont.)

(iv) Test de desvalorización del valor de Propiedad, planta y equipo

El Grupo evalúa periódicamente la recuperabilidad de la Propiedad, planta y equipo, que incluyen los activos de exploración y explotación, en función de lo mencionado en Nota 2.6, cuando existen eventos o circunstancias que indiquen un potencial indicio de desvalorización. El valor en libros de los elementos de Propiedad, planta y equipo es considerado desvalorizado por la Sociedad, cuando el valor de uso, calculado mediante la estimación de los flujos de efectivo esperados de dichos activos, descontados e identificables por separado, o su valor neto de realización, es inferior a su valor en libros. Este análisis se efectúa al nivel más bajo por los cuales existen flujos de efectivo identificables (UGEs).

Al evaluar si existe algún indicio de que una unidad generadora de efectivo (UGE) podría verse afectada, se analizan fuentes externas e internas, considerando circunstancias y hechos específicos, que por lo general incluyen la tasa de descuento utilizada en las proyecciones de flujos de fondos de cada una de las UGEs y la condición del negocio en términos de factores económicos y de mercado, tales como precio de la tarifa, inflación, tipo de cambio, costos, datos sísmicos, requerimientos de abandono de áreas sin renovación de derechos de exploración, demás egresos de fondos y el marco regulatorio de la industria en la que opera el Grupo y la cotización de las acciones de Capex en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires (la cual, actualmente, debido a la poca liquidez de dichos valores no constituye un parámetro representativo para esta evaluación).

Una pérdida por desvalorización previamente reconocida se revierte cuando existe un cambio posterior en las estimaciones utilizadas para computar el valor recuperable del bien. En ese caso, el nuevo valor no puede superar el valor que hubiera tenido a la nueva fecha de medición si no se hubiese reconocido la desvalorización. Tanto el cargo de desvalorización como su reversión son reconocidos como resultados.

La determinación de los valores de uso requiere la utilización de estimaciones y se basa en las proyecciones de flujos de efectivo confeccionados a partir de presupuestos económicos y financieros aprobados por la Dirección. Los flujos de efectivo que superan los períodos presupuestados son extrapolados usando tasas de crecimiento estimadas, las cuales no exceden a la tasa de crecimiento promedio de largo plazo de cada uno de los negocios involucrados.

Al momento de la estimación de los flujos de efectivo futuros, se requiere juicio crítico por parte de la Gerencia. Los flujos de efectivo reales y los valores pueden variar significativamente de los flujos de efectivo futuros previstos y los valores relacionados obtenidos mediante técnicas de descuento. A efectos de contemplar el riesgo de estimación contenido en dichos cálculos, el Grupo considera distintos escenarios de probabilidad de ocurrencia ponderados.

La estimación de los valores netos de realización, en caso de ser necesario su cálculo, es realizada a través de valuaciones preparadas por tasadores independientes.

Metodología para la estimación del valor recuperable:

Criterio general del Grupo: la metodología utilizada en la estimación del importe recuperable de los bienes de Propiedad, planta y equipo consiste principalmente en el cálculo del valor de uso, a partir de los flujos de fondos esperados futuros derivados de la explotación de tales activos, descontados con una tasa que refleja el costo medio ponderado del capital empleado, conforme a lo establecido en las normas contables.

Al evaluar el valor de uso, se utilizan proyecciones de flujos de caja basados en las mejores estimaciones disponibles de ingresos y gastos de las UGEs empleando previsiones sectoriales, resultados pasados y expectativas futuras de evolución del negocio y de desarrollo del mercado. Entre los aspectos más sensibles que se incluyen en las proyecciones utilizadas en todas las UGEs, destacan los precios de energía, hidrocarburos, la regulación vigente, la estimación de incrementos de costos y los costos de personal.

La valoración de los activos de Exploración y Explotación utiliza proyecciones de flujos de efectivo que abarcan la vida económicamente productiva de los yacimientos de petróleo y gas, estando limitados por la finalización de las concesiones, permisos, acuerdos o contratos de explotación. Los flujos de efectivo estimados están basados, entre otras cuestiones, en niveles de producción, precios de “commodities”, costos de producción, demanda y oferta de los mercados, condiciones contractuales y otros factores y en el caso de activos de exploración también se tienen en cuenta las estimaciones de inversiones futuras necesarias relacionadas con las reservas de petróleo y gas no desarrolladas.

Véase nuestro informe de fecha	Véase nuestro informe de fecha
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NOTA 4 - ESTIMACIONES Y JUICIOS CONTABLES (Cont.)

Los flujos de efectivo de los distintos negocios se estiman, entre otras cuestiones, a partir de la evolución prevista de ventas, márgenes de contribución unitarios y costos fijos, acordes con las expectativas consideradas en los planes estratégicos específicos de cada negocio con el límite de la vida útil de cada bien. No obstante, no se tienen en consideración aquellas entradas y salidas de efectivo correspondientes a reestructuraciones futuras o mejoras en el desempeño o ampliaciones del activo.

(v) Valor razonable de los activos revaluados

Para el grupo de activos del rubro Propiedad, planta y equipo (la CT ADC, Edificios y Terrenos propiedad de Capex), la Planta de GLP (propiedad de SEB) y el PED (propiedad de Hychico) cuya política de valuación es el modelo de revaluación, el Grupo realiza estimaciones respecto del valor razonable de los mismos de acuerdo con lo indicado en la Nota 2.6.III.

NOTA 5 – INFORMACION POR SEGMENTOS

El Directorio ha determinado los segmentos operativos basándose en los informes que revisa y que se utilizan para la toma de decisiones estratégicas.

La información por segmentos se presenta de manera consistente con los informes internos. El Directorio de la Sociedad junto con los gerentes de primera línea son los responsables de asignar los recursos y evaluar el rendimiento de los segmentos operativos.

La información de gestión que se utiliza en la toma de decisiones se elabora en forma mensual y contiene la siguiente apertura de segmentos del Grupo:

1) la exploración, producción y comercialización de petróleo y gas (“Petróleo y gas”),
2) la generación de energía eléctrica (“Energía ADC”),
3) la producción y venta de líquidos derivados del gas (“GLP”),
4) la generación de energía eléctrica eólica (“Energía PED”),
5) la generación de energía eléctrica con hidrógeno (“Energía HIDRÓGENO”) y
6) la producción y venta de oxígeno (“Oxígeno”).

Dentro de esta apertura por segmentos, los ingresos recibidos de CAMMESA al 30 de abril de 2019, los cuales ascienden a $ 7.718,2 millones, se distribuyen en:

1) Ingresos de gas por $ 4.127,2 millones: los pagos recibidos de CAMMESA en concepto de Reconocimiento de Combustibles, cuya remuneración está fijada en dólares y asociada a la evolución del precio del gas para centrales de generación, y
2) Ingresos de energía eléctrica por $ 3.591 millones: la remuneración especifica por generación.

A continuación se expone la información por segmentos al 30 de abril de 2019 y 2018:

(Socio)

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 5 – INFORMACION POR SEGMENTOS (Cont.)

	30.04.2019	30.04.2019	30.04.2019	30.04.2019
Petróleo y gas	Energía ADC	GLP	Energía PED	Energía HIDRÓGENO	Oxígeno	Total
5.241.514 4.145.022	7.718.174 590.852 143.961 11.931 (4.127.195) (17.827) - -				5.385 -	13.711.817 -
9.386.536 68,46% (4.624.377)	3.590.979 573.025 143.961 11.931 26,19% 4,18% 1,05% 0,08% (1.119.406) (113.985) (33.234) (34.950)				5.385 0,04% (15.150)	13.711.817 100% (5.941.102)
4.762.159 61,28% - (1.594.261) (338.940) (1.838)	2.471.573 459.040 110.727 (23.019) 31,80% 5,91% 1,42% -0,30% - - (10.939) - (280.479) (20.104) (1.147) (1.853) (160.315) (37.969) (1.842) (2.977) (2.674) (218) (26) 275				(9.765) -0,11% - (1.237) (1.986) 119	7.770.715 100% (10.939) (1.899.081) (544.029) (4.362)
2.827.120 (1.176.327) (4.380)	2.028.105 400.749 96.773 (27.574) (753.101) (28.913) (23.585) (11.521) (6.449) (494) - -				(12.869) (634) -	5.312.304 5.769.852 (11.346.434) 373 1.984.153
						1.720.248 (326.238)
						1.394.010 804.300
						2.198.310
						(1.994.081) (11.323)
(1.180.707)	(759.550) (29.407) (23.585) (11.521)				(634)	(2.005.404)

	30.04.2018
Petróleo y gas	Energía ADC	GLP	Energía PED	Energía HIDRÓGENO	Oxígeno	Total
1.419.822 3.036.294	5.265.627 472.780 119.047 10.661 (2.861.400) (174.894) - -				4.297 -	7.292.234 -
4.456.116 61,11% (1.375.209)	2.404.227 297.886 119.047 10.661 32,97% 4,08% 1,63% 0,15% (1.116.639) (107.979) (30.501) (23.934)				4.297 0,06% (9.177)	7.292.234 100% -2.663.439
3.080.907 66,56% - (758.808) (276.049) 3.594	1.287.588 189.907 88.546 (13.273) 27,82% 4,10% 1,91% -0,29% - - (4.875) - (267.770) (31.451) (836) (2.618) (138.255) (49.233) (3.179) (1.762) (1.145) (230) (1.409) (126)				(4.880) -0,10% - (964) (926) (50)	4.628.795 100% -4.875 -1.062.447 -469.404 634
2.049.644 (709.942) (1.646)	880.418 108.993 78.247 (17.779) (686.557) (33.722) (25.179) (2.684) (6.106) (548) - -				(6.820) (661) -	3.092.703 2.188.812 -3.840.040 9.618 647.712
						2.098.805 -88.215
						2.010.590 568.719
						2.579.309
						(1.458.745) (8.300)
(711.588)	(692.663) (34.270) (25.179) (2.684)				(661)	(1.467.045)

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 COMISION FISCALIZADORA

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 5 – INFORMACION POR SEGMENTOS (Cont.)

El Grupo no es titular de activos que no sean instrumentos financieros fuera del país al 30 de abril de 2019 y 2018.

NOTA 6 - PROPIEDAD, PLANTA Y EQUIPO

Valor residual al inicio del ejercicio Altas Revalúo Bajas y Provisiones Depreciaciones Valor residual al cierre del ejercicio	30.04.2019 30.04.2018
	17.740.143 15.707.108 6.623.962 2.905.973 1.089.052 586.398 (6.324) 7.709 (2.005.404) (1.467.045)
	23.441.429 17.740.143

Del cargo por depreciaciones de los ejercicios al 30 de abril de 2019 y 2018, $ 1.994.081 y $ 1.458.745, respectivamente, se imputaron a Costos de producción $ 11.323 y $ 8.300, respectivamente, a gastos de administración.

A continuación se detalla el revalúo por grupo de bienes:

Valor residual a valor de costo al 30.04.2018	Altas / Bajas del ejercicio – neto	Depreciación del ejercicio a valor de costo	Valor residual a valor de costo al 30.04.2019
3.942.698 153.957 (458.990) 3.637.665 245.835 24.264 (1.531) 268.568 271.537 - (26.491) 245.046 266.907 4.843 (19.333) 252.417 8.034.267 6.434.574 (1.198.205) 13.270.636
12.761.244 6.617.638 (1.704.550) 17.674.332

Valor residual de revalúo al 30.04.2018	Altas / Bajas del ejercicio - revalúo	Depreciación del ejercicio – revalúo	Valor residual de revalúo al 30.04.2019	Neto resultante al 30.04.2019
4.586.087 717.346 (294.111) 5.009.322 334.013 139.307 (71) 473.249 1.405 156.632 (2.421) 155.616 57.394 75.767 (4.251) 128.910 - - - -				8.646.987 741.817 400.662 381.327 13.270.636
4.978.899 1.089.052 (300.854) 5.767.097				23.441.429

NOTA 7 – ACTIVO Y PASIVO NETO POR IMPUESTO DIFERIDO

La posición neta del impuesto diferido es la siguiente:

osición neta del impuesto diferido es la siguiente:
Activos por impuesto diferido Activo por impuesto diferido que se recuperará después de 12 meses Activo por impuesto diferido que se recuperará dentro de 12 meses Pasivos por impuesto diferido: Pasivo por impuesto diferido que se recuperará después de 12 meses Pasivo por impuesto diferido que se recuperará dentro de 12 meses Pasivo neto por impuesto diferido(1)	30.04.2019 30.04.2018
	44.691 24.728 1.929 1.929 (1.879.059) (2.569.253) (838.970) (838.970)
	(2.671.409) (3.381.566)

(1) Este importe se expone en los estados financieros consolidados, de la siguiente forma: en el activo neto por impuesto diferido $ 12.548 y $ 11.026, al 30 de abril de 2019 y 2018, respectivamente y en el pasivo neto por impuesto diferido $ 2.683.957 y $ 3.392.592, al 30 de abril de 2019 y 2018, respectivamente.

El movimiento de los activos y pasivos por impuesto diferido, sin considerar la compensación de saldos, es el siguiente:

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 7 – ACTIVO Y PASIVO NETO POR IMPUESTO DIFERIDO (Cont.)

Activos diferidos:

Saldo al 30 de abril de 2018 Cargo a resultados Cargo a resultados por cambio de alícuota de impuesto a las ganancias Cargo a Otros Resultados Integrales Cargo a Otros Resultados Integrales por cambio de alícuota de impuesto a las ganancias Saldo al 30 de abril de 2019	Quebrantos Cuentas por pagar comerciales Total
	11.013 15.644 26.657 26.601 1.932 28.533 (8.260) (310) (8.570) - - - - - -
	29.354 17.266 46.620

- Pasivos diferidos:

Saldo al 30 de abril de 2018 Cargo a resultados Cargo a resultados por cambio de alícuota de impuesto a las ganancias Cargo a Otros Resultados Integrales Cargo a Otros Resultados Integrales por cambio de alícuota de impuesto a las ganancias Saldo al 30 de abril de 2019	Inversiones financieras a costo amortizado Propiedad, planta y equipo Otras cuentas por cobrar Deudas financieras Repuestos y materiales, provisiones y otros Total
	(173.482) (3.160.040) (65) (21.006) (53.630) (3.408.223) 109.731 905.105 (79.119) - 45.553 981.270 - (6.322) - - - (6.322) - (326.718) - - - (326.718) - 41.964 - - - 41.964
	(63.751) (2.546.011) (79.184) (21.006) (8.077) (2.718.029)

Los quebrantos impositivos vigentes al 30 de abril de 2019 de E G Wind por $ 23.755 podrán ser aplicados contra futuros ingresos gravados originados dentro de los diez años desde su generación; los mismos empiezan a prescribir a partir del ejercicio a cerrar el 30 de abril de 2028.

NOTA 8 – ACTIVOS Y PASIVOS FINANCIEROS POR CATEGORÍA

	30.04.2019 30.04.2018
ACTIVOS
Activos financieros a costo amortizado
Cuentas por cobrar comerciales y otras cuentas por cobrar	2.582.668 1.463.541 6.478.965 879.610 184.488 55.002
Inversiones financieras a costo amortizado
Caja y bancos
Total	9.246.121 2.398.153
Activos financieros a valor razonable
Inversionesfinancieras avalor razonable	2.073.896 6.297.929
Total	2.073.896 6.297.929
	17.676.626 11.371.195
PASIVOS
Pasivosfinancieros a costo amortizado
Total	17.676.626 11.371.195

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 9 – CALIDAD CREDITICIA DE LOS ACTIVOS FINANCIEROS

La calidad crediticia de los activos financieros que todavía no han vencido y que tampoco han sido desvalorizados se puede evaluar en función de la calificación crediticia (“rating”) otorgada por los bancos para el caso del efectivo y equivalente de efectivo. En el caso de las cuentas a cobrar comerciales la clasificación es en función de índices históricos.

La calidad crediticia de las partidas de efectivo y depósitos a corto plazo es la siguiente:

30.04.2019 30.04.2018 Efectivo en banco y depósitos a corto plazo Calidad crediticiamínimo“A” 8.737.349 7.232.538 Total 8.737.349 7.232.538 La calidad crediticia de las cuentas a cobrar comerciales es la siguiente: 30.04.2019 30.04.2018 Sin plazo (expuesto en activo corriente) - - De plazo vencido De 0 a 3 meses 45.283 14.076 De 9 a 12 meses - - De plazo a vencer De 0 a 3meses 1.742.908 1.272.529 Total 1.788.191 1.286.605		30.04.2019 30.04.2018
	Efectivo en banco y depósitos a corto plazo
	Calidad crediticiamínimo“A”	8.737.349 7.232.538
	Total	8.737.349 7.232.538
		30.04.2019 30.04.2018
	Sin plazo (expuesto en activo corriente)	- - 45.283 14.076 - - 1.742.908 1.272.529
	De plazo vencido
	De 0 a 3 meses
	De 9 a 12 meses
	De plazo a vencer
	De 0 a 3meses
	Total	1.788.191 1.286.605

Adicionalmente, en lo que respecta a los créditos con CAMMESA ver Nota 3.2.

NOTA 10 – REPUESTOS Y MATERIALES

TA 10 – REPUESTOS Y MATERIALES
	30.04.2019 30.04.2018
No corriente
En moneda nacional
Repuestos y materiales de consumo	672.895 453.538 22.086 24.465
En moneda extranjera (Anexo G)
Anticiposvarios
Total	694.981 478.003
Corriente
En moneda nacional
Repuestos y materiales de consumo	197.285 144.507 5.522 6.117
En moneda extranjera (Anexo G)
Anticiposvarios
Total	202.807 150.624

NOTA 11 – INVENTARIOS

TA 11 – INVENTARIOS
	30.04.2019 30.04.2018
Petróleo	7.728 3.098 2.288 3.649
Propano y butano
Total	10.016 6.747

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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NOTA 12 – OTRAS CUENTAS POR COBRAR

TA 12 – OTRAS CUENTAS POR COBRAR
	30.04.2019 30.04.2018
No corriente
En moneda nacional
Impuesto a los ingresos brutos	- 1.613
Impuesto a la ganancia mínima presunta	5.083 17.173
Otros créditos impositivos	- 62
En moneda extranjera (Anexo G)
Acreencias conCAMMESA	- 19.891
Total	5.083 38.739
Corriente
En moneda nacional
Anticipos varios	23.891 15.447
Impuesto a los ingresos brutos	24.074 10.158
Impuesto al valor agregado	276.167 19.539
Impuesto a las ganancias y ganancia mínima presunta	4.123 4.260
Otros créditos impositivos	89.119 14.258
Seguros a devengar	45.708 33.188
Gastos a devengar	2.389 1.943
Cesión de derechos CAMMESA	3.392 2.015
Créditos Soc. Art. 33 – Ley 19.550 (Nota 31.b)	2.230 1.292
Acuerdo de abastecimiento de gas propano para redes a cobrar
	63.159 20.423
Fondo fiduciario de gas a recuperar	22.633 -
Programa estímulo gas no convencional	279.256 -
Diversos	8.316 2.144
En moneda extranjera (Anexo G)
Anticipos varios	27.197 11.761
Créditos Soc. Art. 33 – Ley 19.550 (Nota 31.b)	- 214 30.933 25.971
Acreencias conCAMMESA
Total	902.587 162.613

El valor razonable de otras cuentas por cobrar no difiere significativamente del valor en libros.

Según el plazo estimado de cobro, los mismos se agrupan como sigue:

	30.04.2019	30.04.2018
Sin plazo (expuesto en el activo corriente)	348.630	39.233
De plazo a vencer
De 0 a 3 meses	521.500	58.432
De 3 a 6 meses	10.819	39.862
De 6 a 9 meses	10.819	15.258
De 9 a 12 meses	10.819	9.826
De 1 a 2 años	-	21.568
Más de 2 años	5.083	17.173
	907.670	201.352

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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NOTA 13 - CUENTAS POR COBRAR COMERCIALES

TA 13 - CUENTAS POR COBRAR COMERCIALES
	30.04.2019 30.04.2018
No corriente
En moneda nacional
Deudores incobrables	2.627 4.093 (2.627) (4.093)
Menos: Provisióndeudoresincobrables (AnexoE)
Total	- -
Corriente
En moneda nacional
Por venta de energía y otros	53.709 55.735
Créditos Soc. Art. 33 – Ley 19.550 (Nota 31.b))	20.378 25.942
En moneda extranjera (Anexo G)
Por venta de petróleo y otros	883.484 165.790
Por venta de energía	824.825 1.034.794
Créditos Soc. Art. 33 – Ley 19.550 (Nota 31.b))	5.795 4.344
Total	1.788.191 1.286.605

Al 30 de abril de 2019 y 2018, el monto de cuentas por cobrar comerciales por $ 1.788.191 y $ 1.286.605, respectivamente, cumplen en su integridad con sus términos contractuales y su valor razonable no difiere significativamente del valor de libros.

El análisis de antigüedad de saldos de estas cuentas por cobrar es el siguiente:

	30.04.2019 30.04.2018
Sin plazo (expuesto en el activo corriente)	- -
De plazo vencido
De 0 a 3 meses	45.283 14.076
De plazo a vencer
De 0 a 3meses	1.742.908 1.272.529
Total	1.788.191 1.286.605

Al 30 de abril de 2019 y 2018 el monto de la provisión para cuentas por cobrar comerciales asciende a $ 2.627 y $ 4.093, respectivamente.

Los movimientos de la provisión (Anexo E) para cuentas por cobrar comerciales incobrables son los siguientes:

	30.04.2019 30.04.2018
Saldo al inicio delejercicio	(2.627) (4.093)
Saldo al cierre del ejercicio	(2.627) (4.093)

Las cuentas por cobrar provisionadas corresponden a ciertos clientes que están atravesando una situación económica específica. Los importes que se cargan a la cuenta de provisión se suelen dar de baja contablemente cuando no hay ninguna expectativa de recibir efectivo adicional.

NOTA 14 – INVERSIONES FINANCIERAS A VALOR RAZONABLE

Corriente En moneda extranjera (Anexo G) Inversiones financieras a valor razonable (Anexo C) Total	30.04.2019 30.04.2018 - 985.332 - 985.332

El importe en libros de las inversiones financieras a costo amortizado se aproxima a su valor razonable.

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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NOTA 14 – INVERSIONES FINANCIERAS A VALOR RAZONABLE (Cont.)

Según el plazo estimado de cobro, los mismos se agrupan como sigue:

gún el plazo estimado de cobro, los mismos se agrupan como	sigue:
	30.04.2019 30.04.2018
De plazo a vencer
De 0 a 3meses	- 985.332
Total	- 985.322
TA 15 - EFECTIVO Y EQUIVALENTES DE EFECTIVO
	30.04.2019 30.04.2018
Corriente
En moneda nacional
Caja	80 101 38.602 23.632 735.493 2.762.001 324 7.179 145.482 24.090 6.478.965 879.610 1.338.403 2.550.596
Bancos
Inversiones financieras a valor razonable (Anexo D)
En moneda extranjera (Anexo G)
Caja
Bancos
Inversiones financieras a costo amortizado (Anexo D)
Inversionesfinancieras avalor razonable (AnexoD)
Total	8.737.349 6.247.209
fectos del estado de flujos de efectivo se incluyen el efectivo y equivalentes de efectivo:
	30.04.2019 30.04.2018
Caja y bancos	184.488 55.002
Inversiones financieras a valor razonable	2.073.896 5.312.597
Inversionesfinancieras a costo amortizado	6.478.965 879.610
Total	8.737.349 6.247.209

NOTA 15 - EFECTIVO Y EQUIVALENTES DE EFECTIVO

A efectos del estado de flujos de efectivo se incluyen el efectivo y equivalentes de efectivo:

NOTA 16 - CAPITAL SOCIAL Y PRIMA DE EMISION

Cantidad de acciones Saldos al 30 de abril de 2018 179.802.282 Saldos al 30 de abril de 2019 179.802.282	Valor nominal por acción Capital suscripto Prima de emisión Ajuste de capital y prima de emisión
	$ $ $ $
	1 179.802 79.686 3.894.244 1 179.802 79.686 3.894.244

El Capital Social de $ 179.802 (expresado en moneda histórica) está representado por 179.802.282 acciones ordinarias clase "A" escriturales, de V/N $ 1 cada una, con derecho a 1 voto por acción, las cuales están autorizadas a realizar oferta pública.

El Ajuste del Capital social y Prima de emisión no es distribuible en efectivo ni en bienes, pero se permite su capitalización mediante la emisión de acciones liberadas. Asimismo, esta partida es aplicable para cubrir pérdidas acumuladas, de acuerdo con el orden de absorción que se indica en Nota 2.11.

Todas las acciones emitidas han sido suscriptas e integradas.

El estado del capital al 30 de abril de 2019 y 2018 es el siguiente:

Capital	Valor nominal (cifras enteras)	Aprobado por	Aprobado por
		Fecha	Instrumento/Órgano
Suscripto, integrado e inscripto Suscripto, integrado e inscripto Suscripto, integrado e inscripto Suscripto, integrado e inscripto Suscripto, integrado e inscripto Suscripto, integrado e inscripto Suscripto,integrado einscripto	$	17.01.94 18.03.94 18.08.99 11.07.00 21.09.05 28.08.07	Acta constitutiva Asamblea General Extraordinaria Asamblea General Extraordinaria Asamblea General Ordinaria Asamblea General Ordinaria Asamblea General Ordinaria Asamblea GeneralOrdinaria
	2.000.000 18.000.000 16.363.636 4.520.859 7.062.780 11.986.819 119.868.188
Capital suscripto e integrado	179.802.282

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 17 - RESERVAS

a) Evolución de reservas

Saldos al 30 de abril de 2017 Asamblea General Ordinaria del 9 de agosto de 2017 Resultado integral del ejercicio Saldos al 30 de abril de 2018 Asamblea General Ordinaria del 28 de agosto de 2018 Resultado integral del ejercicio Desafectación de Reserva por revaluación de activos (punto b) Saldos al 30 de abril de 2019	Reserva legal Reserva facultativa(1) Reserva por revaluación de activos (ver punto b)
	- - - 66.401 857.535 - - - 562.255
	66.401 857.535 562.255 - 1.187.808 - - - 789.977 - - (24.287)
	66.401 2.045.343 1.327.945

(1) Para la distribución de dividendos, inversiones y/o cancelación de deuda y/o absorción de pérdidas. Las sumas incluidas bajo este concepto fueron constituidas por las Asambleas de Accionistas que aprobaron los correspondientes estados financieros anuales.

b) Composición y evolución de la reserva por revaluación de activos y de los otros resultados integrales

La evolución y composición de la Reserva por revaluación de activos / Otros resultados integrales:

Saldo al 30 de abril de 2017 Incremento por revaluación Impuesto diferido Resultado por cambio de la alícuota del impuesto a las ganancias Total Otros resultados integrales Saldo al 30 de abril de 2018 Incremento por revaluación Impuesto diferido Resultado por cambio de la alícuota del impuesto a las ganancias Total Otros resultados integrales Desafectación por depreciación del ejercicio(1) Desafectación por impuesto diferido (1) Subtotal Desafectación de la Reserva por revaluación de activos(1) Saldo al 30 de abril de 2019	CT ADC	Planta GLP	PED	Edificio y Terreno Neuquén	Total	Atribuible a la Sociedad	Atribuible a la Participación minoritaria
	- - - - - - -
	461.440 - 57.393 67.536 586.369 577.750 8.619 (161.504) - (20.088) (23.637) (205.229) (202.212) (3.017) 161.028 - 5.740 20.811 187.579 186.717 862
	460.964 - 43.045 64.710 568.719 562.255 6.464
	460.964 - 43.045 64.710 568.719 562.255 6.464
	717.346 156.634 75.767 139.307 1.089.054 1.067.674 21.380 (215.204) (46.991) (22.731) (41.792) (326.718) (320.303) (6.415) 32.055 6.121 3.788 - 41.964 42.606 (642)
	534.197 115.764 56.824 97.515 804.300 789.977 14.323
	(39.670) - (4.252) 5.681 (38.241) (37.603) (638) 11.900 - 1.063 512 13.475 13.316 159
	(27.770) - (3.189) 6.193 (24.766) (24.287) (479)
	967.391 115.764 96.680 168.418 1.348.253 1.327.945 20.308

(1) Se imputa en “Resultados no asignados”.

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NOTA 18 - RESULTADOS NO ASIGNADOS

Saldo al 30 de abril de 2017 Asamblea General Ordinaria del 9 de agosto de 2017 (constitución de reserva legal) Resultado integral del ejercicio Saldo al 30 de abril de 2018 Asamblea General Ordinaria del 28 de agosto de 2018 (constitución de reserva legal y facultativa) Resultado integral del ejercicio Desafectación de Reserva por revaluación de activos (Nota 17) Saldo al 30 de abril de 2019	30.04.2019	30.04.2018
	6.024.608 (1.187.808) 1.384.558 24.287	4.937.532 (923.936) 2.011.012
		6.024.608

	6.245.645

Restricciones a la distribución de ganancias

a) De acuerdo con la Ley de Sociedades Comerciales, el Estatuto Social y la Resolución Nº 368/01 de la Comisión Nacional de Valores, debe transferirse a la Reserva Legal el 5% de la ganancia del ejercicio, una vez absorbidos los resultados acumulados negativos, más (menos) los ajustes de resultados de ejercicios anteriores, la desafectación de reserva por revalúo técnico, hasta que la misma alcance el 20% del capital social y ajuste de capital, reconstituyendo previamente, de corresponder, la reserva legal de ejercicios anteriores.
b) De acuerdo con la Clase 2 del Programa Global para la emisión de Obligaciones Negociables (Nota 20 a), la Sociedad y sus subsidiarias SEB y E G WIND podrán declarar o pagar:
Dividendos o distribuciones en acciones con derecho a voto;
Dividendos o distribuciones cobrados por la Sociedad y/o sus Subsidiarias Restringidas (SEB y E G WIND);
Dividendos pagados en forma proporcional a la Sociedad y sus Subsidiarias Restringidas (SEB y E G WIND), por una parte, y a los tenedores minoritarios de una Subsidiaria Restringida, por otra.

Lo mencionado anteriormente podrá realizarse, en la medida en que al momento del pago e inmediatamente después de dar efecto al mismo: (a) no se hubiera producido y subsistiera un incumplimiento o un supuesto de incumplimiento (falta de pago a su vencimiento del capital o intereses, la omisión por parte de la Sociedad de cumplir con un compromiso o acuerdo incluido en el programa o la Sociedad fuera declarada en concurso preventivo o quiebra) y (b) la Sociedad pudiera contraer al menos US$ 1 de deuda financiera adicional, si al momento de incurrirla el Ratio de Cobertura de Intereses Consolidado no fuera inferior a 2,0:1,0 y el Ratio de Deuda Financiera sobre EBITDA ajustado no fuera superior a 3,5:1,0.

c) De acuerdo con lo establecido por el Texto Ordenado de la CNV, al cierre del ejercicio el saldo positivo de la “Reserva de revaluación de activos” no podrá ser distribuido, capitalizado ni destinado a absorber pérdidas acumuladas, pero deberá ser computado como parte de los resultados acumulados a los fines de efectuar las comparaciones para determinar la situación de la Sociedad frente a los artículos 31, 32 y 206 de la Ley de Sociedades N° 19.550 (ver Nota 40).

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 19 - CUENTAS POR PAGAR COMERCIALES

TA 19 - CUENTAS POR PAGAR COMERCIALES
	30.04.2019 30.04.2018
No corriente
En moneda nacional
Provisiones varias	394.058 187.667
En moneda extranjera (Anexo G)
Proveedores	259.038 -
Provisionesvarias	574.270 7.374
Total	1.227.366 195.041
Corriente
En moneda nacional
Proveedores	1.183.282 393.323
Proveedores Soc. Art. 33 – Ley 19.550 (Nota 31.b))	2.527 226
Provisiones varias	126.098 34.201
En moneda extranjera (Anexo G)
Proveedores	962.031 505.501
Proveedores Soc. Art. 33 – Ley 19.550 (Nota 31.b))	- 2.701
Provisionesvarias	424.484 157.863
Total	2.698.422 1.093.815

El importe en libros de las cuentas por pagar comerciales se aproxima a su valor razonable.

Según el plazo estimado de pago, los mismos se agrupan como sigue:

	30.04.2019	30.04.2018
De plazo vencido
De 0 a 3 meses	125.038	710
De 3 a 6 meses	-	361
De 6 a 9 meses	124	-
De 9 a 12 meses	96	-
De 1 a 2 años	4.026	-
Sin plazo (expuesto en el pasivo corriente)	128.052	-
De plazo a vencer
De 0 a 3 meses	2.410.471	1.075.051
De 3 a 6 meses	10.205	6.379
De 6 a 9 meses	10.205	5.657
De 9 a 12 meses	10.205	5.657
De 1 a 2 años	5.152	4.404
Más de 2 años	1.222.214	190.637
	3.925.788	1.288.856

NOTA 20 - DEUDAS FINANCIERAS

		Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de2019 COMISION FISCALIZADORA 30.04.2019 30.04.2018 (69.064) (86.519) - 90.987 70.640 76.801 13.245.000 9.600.095 13.246.576 9.681.364 66.139 88.254 (17.421) (17.515) 35.659 25.900 419.885 304.336 504.262 400.975
No corriente
En moneda nacional
Comisiones y gastos a devengar
Financiamiento anticipado para mantenimiento de la CT ADC (Nota 1.b.2.2)
En moneda extranjera (Anexo G)
Bancarias
ObligacionesNegociables
Total
Corriente
	En moneda nacional
	Financiamiento anticipado para mantenimiento de la CT ADC
	(Nota 1.b.2.2)
	Comisiones y gastos a devengar
	En moneda extranjera (Anexo G)
	Bancarias
	ObligacionesNegociables
	Total
	Véase nuestro informe de fecha 5 dejulio de 2019 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. (Socio)

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 20 - DEUDAS FINANCIERAS (Cont.)

La evolución de los préstamos es la siguiente:

olución de los préstamos es la siguiente:
	30.04.2019 30.04.2018
Saldo al inicio RECPAM Préstamos obtenidos Devengamientos: Interés devengado Comisiones y gastos devengados Diferencia de cambio generada por deudas en moneda extranjera Pagos: Intereses Capital Saldo al cierre	10.082.339 6.671.332 (5.958.556) (2.561.412) - 9.065.084 1.197.140 701.636 9.475.971 2.792.310 (885.932) (473.820) (160.124) (6.112.791)
	13.750.838 10.082.339

Según el plazo estimado de pago los mismos se agrupan de la siguiente manera:

	30.04.2019 30.04.2018
Sin plazo (expuesto en el pasivo corriente)	- -
6 meses o menos	461.897 334.620
6-12 meses	42.366 50.164
1- 2 años	33.944 98.259
Más de2años	13.212.631 9.599.296
Total	13.750.838 10.082.339

Los importes en libros de los recursos ajenos de la Sociedad están denominados en las siguientes monedas:

	30.04.2019 30.04.2018
Dólar Estadounidense	13.771.184 10.098.119
Pesos	(20.346) (15.780)
Total	13.750.838 10.082.339

Las deudas en dólares devengan un interés promedio anual del 6,875% al 30 de abril de 2019 y 2018, respectivamente.

El valor razonable de las obligaciones negociables al 30 de abril de 2019 y 2018 asciende a $ 10.519 y $ 9.663 millones, valuados según método de valuación nivel 1 (ver Nota 3.5).

El importe en libros del resto de las deudas financieras corrientes y no corrientes se aproxima a su valor razonable.

a) Obligaciones Negociables Senior Notes Clase 2

Con fecha 15 de marzo de 2017 la Asamblea General Ordinaria y con fecha 20 de marzo de 2017 el Directorio de la Sociedad aprobaron los términos y condiciones del Programa Global de Obligaciones Negociables, la solicitud de autorización de oferta pública y cotización por hasta un valor nominal en circulación en cualquier momento que no podrá exceder US$ 600.000.000 o su equivalente.

El 10 de mayo de 2017 la Sociedad emitió la Clase 2 de Obligaciones Negociables por un monto de US$ 300 millones bajo el Programa Global de Obligaciones Negociables.

La Clase 2 de las Obligaciones Negociables, al momento de la emisión, ha sido calificada internacional y localmente por dos calificadoras de riesgo como: “B+(EXP)/RR3” y “B” y “A (arg)” y “raA+”, respectivamente por Fitch y Standard & Poor´s respectivamente. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros las obligaciones negociables Clase 2 se calificaron internacional y localmente como “B(EXP)/RR4” y “B” y “A (arg)” y “raAA-”, respectivamente por Fitch y Standard & Poor´s.

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. (Socio)

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 20 - DEUDAS FINANCIERAS (Cont.)

Los colocadores internacionales fueron Deutsche Bank Securities Inc, J.P. Morgan Securities LLC, BBVA Securities Inc. e Itaú BBA USA Securities, Inc y los colocadores locales fueron BACS Banco de Crédito y Securitización S.A., Banco Hipotecario S.A. y Banco CMF S.A.

Las principales características son:

Monto de la Emisión: US$ 300.000.000 Fecha de Emisión: 15 de mayo de 2017 Fecha de Vencimiento: 15 de mayo de 2024 Precio de Emisión: 100% Tasa de interés: 6,875% nominal anual. Rendimiento Aplicable: 6,875% nominal anual.

Fechas de Pago de Intereses: devenga intereses compensatorios pagaderos por períodos de seis meses, a partir de la fecha de la firma y hasta el repago total. Las fechas de pago serán el 15 de mayo y 15 de noviembre de cada año hasta la fecha de vencimiento, comenzando el 15 de noviembre de 2017.

Amortización: el capital se amortizará en una única cuota el 15 de mayo de 2024.

Monto de capital adjudicado a los Colocadores Internacionales:

Deutsche Bank Securities Inc…... US$ 138.889.000 J.P. Morgan Securities LLC..…... US$ 138.889.000 BBVA Securities Inc……….…... US$ 11.111.000 Itaú BBA USA Securities, Inc…. US$ 11.111.000

Rescate Opcional sin Prima: en cualquier momento a partir del 15 de mayo de 2021, la Sociedad podrá rescatar las Obligaciones Negociables, de acuerdo con el siguiente esquema y de conformidad con lo establecido en el Suplemento de Precio:

Precio de Rescate 2021 103,438% 2022 101,719% 2023 100,000%

Precio de Rescate en caso de recompra de acciones: 106,875% respecto del monto de capital de las Obligaciones Negociables, de conformidad con y en los términos de lo dispuesto en el Suplemento de Precio respecto de “ Rescate Opcional con el Producido de las Ofertas de Acciones ”.

Destino de los fondos: cancelación de pasivos de largo plazo y de corto plazo, realizar inversiones en activos fijos en el país, integración de aportes de capital en sociedades controladas o vinculadas y capital de trabajo. Garantías: sin garantías

Principales compromisos de la Sociedad y sus subsidiarias restringidas:

A la fecha de emisión de los estados financieros al 30 de abril de 2019 SEB y E G WIND califican como subsidiarias restringidas para el cumplimiento de determinados compromisos, no así Hychico.

Cambio de control: ante la ocurrencia de un cambio de control los tenedores podrán requerir que la Sociedad compre toda o parte de sus obligaciones negociables.
Limitación a incurrir en deuda financiera adicional: la Sociedad y sus subsidiarias restringidas podrán incurrir en deuda financiera adicional si, en el momento de, e inmediatamente luego de, dar efecto pro-forma para incurrir en Endeudamiento y a la aplicación de los fondos provenientes del mismo, (i) no ha incurrido ningún Incumplimiento o Supuesto de Incumplimiento y (ii) el Ratio de Cobertura de Intereses Consolidado fuese no menos de 2,0:1,0 y el Ratio de Deuda Financiera Neta Consolidado sobre EBITDA Consolidado fuese no mayor a 3,5:1,0. Alcanzados el valor mínimo y el máximo para el caso del Ratio de Cobertura de Intereses Consolidado y de Deuda Financiera neta consolidada sobre EBITDA ajustado respectivamente, la Sociedad y sus subsidiarias restringidas, tomadas en conjunto, podrán incurrir en deuda financiera adicional por un monto que sea el mayor entre US$ 60 millones y el 10% del valor de los Activos Consolidados (*).

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 COMISION FISCALIZADORA

(Socio)

Dr. Norberto Luis Feoli

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 20 - DEUDAS FINANCIERAS (Cont.)

Limitación al pago de dividendos: La Sociedad y sus subsidiarias restringidas podrán pagar dividendos si no ha ocurrido un evento de incumplimiento y la Sociedad pudiera contraer al menos US$ 1 de deuda financiera adicional, si al momento de incurrirla el Ratio de Cobertura de Intereses Consolidado no fuera inferior a 2,0:1,0 y el Ratio de Deuda Financiera Neta Consolidado sobre EBITDA Consolidado no fuera superior a 3,5:1,0 (*)
- Limitación al pago de dividendos y otras restricciones de pago que afectan a las subsidiarias restringidas: Las Subsidiarias restringidas no podrán tener acuerdos que limiten su capacidad de pagar dividendos (*)
Limitación a las ventas de activos: La Sociedad y sus subsidiarias deberán aplicar el producido de las ventas de sus activos (distinto del giro normal de los negocios) a: (1) el repago de Deuda Financiera, (2) la compra de activos en similar línea de negocios (en el caso de la compra de Acciones de una Sociedad, la misma deberá a partir de ese momento pasar a ser una subsidiaria restringida), (3) realizar un aporte de capital en cualquier Subsidiaria Restringida; siempre que dicha Subsidiaria Restringida utilice los fondos de dicho aporte de conformidad con (1) o (2). Cualquier monto no aplicado a uno o algunos de estos conceptos en un plazo de 365 días deberá aplicarse a realizar una oferta de compra de las obligaciones negociables (*)
Limitación a los gravámenes sobre cualquiera de sus bienes o activos (con las excepciones de práctica)
Limitación a las operaciones de sale & leaseback (con las excepciones de práctica) (*)
Limitación a fusiones, absorciones y ventas de activos (con las excepciones de práctica) (*)
Limitación a las transacciones con sociedades relacionadas (con las excepciones de práctica) (*)
No realizarán ninguna actividad diferente de los negocios permitidos
Mantener en plena vigencia y efecto su existencia societaria
Mantenimiento de bienes y seguros
Mantenimiento de las calificaciones: la Sociedad realizará cuanto comercialmente se encuentre a su alcance para mantener la calificación de las Obligaciones Negociables con al menos dos calificadoras de riesgo.

Si en cualquier fecha posterior a la emisión, las Obligaciones Negociables contaran con al menos dos Calificaciones de Grado de Inversión otorgadas por Agentes de Calificación (BBB- en el caso de S&P y Fitch o el equivalente de ese rating por otros agentes de calificación), y no hubiera ocurrido ni subsistiera ningún incumplimiento, la Sociedad y sus Subsidiarias Restringidas no estarán sujetas a los compromisos indicados con (*).

Para mayor información ver el Prospecto y el Suplemento de Precio de la emisión de la Clase 2 correspondientes al Programa Global de Obligaciones Negociables por US$ 600.000.000 de la Sociedad.

El saldo al 30 de abril de 2019 asciende a $ 13.664.885, de las cuales $ 419.885 son corrientes. Adicionalmente, se han deducido del pasivo las comisiones y gastos pagados con relación a las obligaciones negociables, las cuales se devengarán en el plazo de la deuda. El saldo de dichas comisiones al 30 de abril de 2019 asciende a $ 84.416, de las cuales $ 16.727 son corrientes (ver punto d).

A la fecha de emisión de los estados financieros al 30 de abril de 2019, la Sociedad y sus Sociedades Restringidas cumplen con todos los compromisos asumidos.

Concurrente con la emisión de la Clase 2, la Sociedad lanzó una oferta de compra a los tenedores de la Clase I y con fecha 10 de mayo de 2017 la Sociedad aceptó la compra de la totalidad de los tenedores de la Clase I que aceptaron la oferta de compra lanzada por la Sociedad. El monto total de dicha transacción fue de US$ 51.126.000 de valor nominal, aproximadamente un 25,56% del total en circulación. Dicha compra fue abonada el 15 de mayo de 2017. El saldo remanente de US$ 148.874.000 de valor nominal se canceló el 12 de junio de 2017, junto con los intereses devengados a dicha fecha, con los fondos provenientes de las Obligaciones Negociables Clase 2 (ver punto b).

b) Obligaciones Negociables Senior Notes Clase I

Con fecha 28 de diciembre de 2010, el Directorio de la Sociedad aprobó los términos y condiciones del Programa Global de Obligaciones Negociables, la solicitud de autorización de oferta pública y cotización por un valor nominal de hasta US$ 200 millones.

El 10 de marzo de 2011 se emitió la Clase I de Obligaciones Negociables por un monto de US$ 200 millones bajo el mencionado programa.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 5 de julio de 2019 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISION FISCALIZADORA (Socio)

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 20 - DEUDAS FINANCIERAS (Cont.)

La Clase I de las Obligaciones Negociables, al momento de la emisión, ha sido calificada internacional y localmente por dos calificadoras de riesgo como “B/RR4” y “B-” y “A+(arg)” y “raA”, respectivamente.

A continuación se detallan las principales características:

Organizadores: Deutsche Bank Securities Inc y J.P. Morgan Securities, LLC Monto de la Emisión: US$ 200.000.000

Precio de Emisión: 100%

Fecha de Emisión: 10 de marzo de 2011

Fecha de Vencimiento: 10 de marzo de 2018

Interés: devenga intereses compensatorios pagaderos por períodos de seis meses, a partir de la fecha de la firma y hasta el repago total a una tasa fija del 10% nominal anual. Las fechas de pago serán el 10 de marzo y 10 de septiembre de cada año hasta la fecha de vencimiento, comenzando el 10 de septiembre de 2011.

Amortización: el capital se amortizará en una única cuota el 10 de marzo de 2018.

Cotización: las obligaciones negociables cotizan en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires y en la Bolsa de Comercio de Luxemburgo.

Rescate opcional con prima: la Sociedad podía efectuar el rescate total y no parcial, en cualquier momento previo al 10 de marzo de 2015 por un monto igual al 100% del capital, con más los intereses devengados e impagos hasta la fecha de rescate más una Prima.

Rescate opcional sin prima: la Sociedad podía efectuar el rescate total o parcial, en cualquier momento, a partir del 10 de marzo de 2015, a los precios de rescate expresados como porcentajes del monto de capital que se establecen a continuación, con más los intereses devengados e impagos, si los hubiera, hasta la fecha de rescate.

Año	Precio de rescate
2015	105%
2016	103,3%
2017y posteriores	100%

Destino de los fondos: cancelación de pasivos a largo plazo y de corto plazo e integración de capital de trabajo en el país.

Garantías: sin garantías

Principales compromisos de la Sociedad y sus subsidiarias restringidas

Limitación a incurrir en deuda financiera adicional: la Sociedad y sus subsidiarias restringidas podrán incurrir en deuda financiera adicional, si al momento de incurrirla y dado efecto a la misma: (1) no ha ocurrido ningún supuesto de incumplimiento y (2) el Ratio de Cobertura de Intereses Consolidado no fuera inferior a 2,5:1,0 (EBITDA ajustado para el período de cuatro trimestres consecutivos anteriores a la fecha de cálculo sobre los intereses pagados para el mismo período) y el Ratio de Deuda Financiera sobre EBITDA ajustado no fuera superior a 3,5:1,0. Para todos los casos los valores son consolidados con sus subsidiarias restringidas. Alcanzados el valor mínimo y el máximo para el caso del Ratio de Cobertura de Intereses y de Deuda Financiera sobre EBITDA ajustado respectivamente, la Compañía y sus subsidiarias restringidas, tomadas en conjunto, podrán incurrir en deuda financiera adicional por un monto que sea el mayor entre US$ 20 millones y el 5% del valor de los Activos Consolidados.
Cambio de control: ante la ocurrencia de un cambio de control los tenedores podrán requerir que la Sociedad compre toda o parte de sus obligaciones negociables
Limitación al pago de dividendos: La Sociedad y sus subsidiarias restringidas podrán pagar dividendos si no ha ocurrido un evento de incumplimiento y la Sociedad pudiera contraer al menos US$ 1 de deuda financiera adicional, si al momento de incurrirla el Ratio de Cobertura de Intereses Consolidado no fuera inferior a 2,5:1,0 y el Ratio de Deuda Financiera sobre EBITDA ajustado no fuera superior a 3,5:1,0. (*)
Limitación al pago de dividendos y otras restricciones de pago que afectan a las subsidiarias restringidas: Las Subsidiarias restringidas no podrán tener acuerdos que limiten su capacidad de pagar dividendos (*)

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 5 de julio de 2019 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISION FISCALIZADORA

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 20 - DEUDAS FINANCIERAS (Cont.)

Limitación a las ventas de activos: La Sociedad y sus subsidiarias deberán aplicar el producido de las ventas de sus activos (distinto del giro normal de los negocios) a: (1) el repago de Deuda Financiera, (2) la compra de activos en similar línea de negocios (en el caso de la compra de Acciones de una Sociedad, la misma deberá a partir de ese momento pasar a ser una subsidiaria restringida). Cualquier monto no aplicado a uno o algunos de estos conceptos en un plazo de 270 días deberá aplicarse a realizar una oferta de compra de las obligaciones negociables (*)
Limitación a los gravámenes sobre cualquiera de sus bienes o activos (con las excepciones de práctica)
Limitación a las operaciones de sale & leaseback (con las excepciones de práctica) (*)
Limitación a fusiones, absorciones y ventas de activos (con las excepciones de práctica) (*)
Limitación a las transacciones con sociedades relacionadas (con las excepciones de práctica) (*)
No realizarán ninguna actividad diferente de los negocios permitidos
Mantener en plena vigencia y efecto su existencia societaria
Mantenimiento de bienes y seguros
Mantenimiento de las calificaciones: la Sociedad realizará cuanto comercialmente se encuentre a su alcance para mantener la calificación de las Obligaciones Negociables con al menos dos calificadoras de riesgo.

Si en cualquier fecha posterior a la emisión de las Obligaciones Negociables, las mismas contaran, con al menos dos calificadoras de riesgo, con una calificación de grado de inversión (igual a por ejemplo a) BBB-, en el caso de S&P y Fitch, y b) Baa3, en el caso de Moody’s, o una calificación superior) y no se hubiera producido ni subsistiera ningún supuesto de incumplimiento, la Sociedad y sus sociedades restringidas no estarán sujetas a los compromisos indicados con (*).

Para mayor información ver el Prospecto y el Suplemento de Precio correspondientes al Programa Global de Obligaciones Negociables de la Sociedad.

El saldo de la deuda se canceló anticipadamente con la emisión de fecha 10 de mayo de 2017, de la Obligación Negociable Clase 2 por US$ 300 millones con vencimiento mayo 2024 (ver punto a). Adicionalmente, al momento de la cancelación, se han imputado a resultados las comisiones y gastos pagados con relación a las Obligaciones Negociables Clase I.

c) Corporación Interamericana de Inversiones - US$ 14.000.000

En marzo de 2012 Hychico firmó un contrato de préstamo con la Corporación Interamericana de Inversiones, el cual fue aplicado a la refinanciación a largo plazo de los pasivos contraídos para la construcción y operación del PED (préstamo con el Deutsche Bank AG London (ver punto h)). A continuación se detallan sus características:

Organizador: Corporación Interamericana de Inversiones (CII)

Administrador: Corporación Interamericana de Inversiones

Monto: se divide en un Préstamo A de hasta US$ 8.000.000 y un Préstamo B de hasta US$ 6.000.000.

Fecha de desembolso: 24 de abril de 2012

Plazo de vencimiento: 10 años a partir de la fecha del primer desembolso.

Amortización de capital: amortiza en 20 cuotas semestrales, consecutivas e iguales con vencimiento a contar a partir de la fecha del primer desembolso.

Intereses: devenga un interés (calculado sobre la base de seis meses) pagadero semestralmente a partir del desembolso a una tasa anual equivalente a la suma de LIBO más una tasa del 8,75 %. Asimismo se prevé un interés moratorio del 2 % anual sobre los montos que pudieran adeudarse en caso de incumplimiento de pago.

Comisiones: devenga: i) Comisión de Compromiso: 0,5% anual sobre el saldo no desembolsado del préstamo, la cual comenzará a devengarse a partir de la fecha de vigencia y hasta que el préstamo haya sido desembolsado en su totalidad o se haya declarado el cese de los desembolsos, ii) Comisión de Apertura: 1,25 % sobre el monto del capital del préstamo pagadera en la fecha del primer desembolso, iii) Comisión de Sindicación: 1,25% del monto del Préstamo B pagadero al desembolso de cada solicitud de fondos, iv) Comisión de Supervisión: US$ 8.000 pagadera en la primera fecha de pago de intereses de cada año y hasta la amortización total del Préstamo A y v) Comisión de Administración: US$ 2.000 pagadera en la primera fecha de pago de intereses de cada año y hasta la amortización total del Préstamo B.

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. (Socio)

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 COMISION FISCALIZADORA

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 20 - DEUDAS FINANCIERAS (Cont.)

Pago anticipado: el préstamo podrá ser pagado en forma voluntaria anticipadamente, ya sea total o parcial. El pago anticipado estará sujeto a un recargo igual: (i) al 2% del monto que se pague anticipadamente si el mismo ocurre antes del quinto aniversario del Préstamo; o (ii) al 1,5% si el pago anticipado ocurre entre el quinto aniversario del préstamo y la fecha de vencimiento. El monto del pago anticipado no podrá ser inferior a US$2.000.000. Todos los pagos anticipados se aplicarán a las cuotas del saldo del capital del préstamo en el orden inverso al de sus fechas de vencimiento.

Destino de los fondos: serán destinados a la refinanciación de pasivos contraídos para la construcción y operación del PED.

Garantías: el préstamo está garantizado por lo siguiente:

Prenda en primer grado de preferencia sobre los equipos y todos los activos del PED;
El aval por parte de la Sociedad en su carácter de fiador, liso y llano principal pagador de todas las obligaciones asumidas por Hychico en el contrato de préstamo, en los pagarés y en los demás documentos principales[(1)] ;
Cesión condicional de los derechos incluidos en el Contrato de Compraventa de Energía;
Cesión condicional de los derechos resultantes de los permisos y contratos principales, incluyendo contratos de servidumbre, de conexión y de cualquier otro documento y contrato relacionado con el PED;
Cesión de garantía de los derechos emergentes del contrato de comodato suscripto con CAPSA sobre el terreno donde se ubica el PED; y
Prenda en primer grado de preferencia del 100% de las acciones de Hychico.
(1) Capex se obliga, hasta la amortización total del préstamo, a mantener la propiedad y el control, en forma directa o indirecta a través de su subsidiaria SEB, de la mayoría del capital social con derecho a voto.

El préstamo genera la obligación por parte de Hychico y de la Sociedad, su Garante, del cumplimiento de ciertas obligaciones estipuladas en el contrato; a continuación se mencionan las más importantes:

Obligaciones de hacer

Cumplir con el ratio Coeficiente de Cobertura del Servicio de Deuda Financiera;

Obligaciones de no hacer

Incurrir y mantener deuda financiera alguna, salvo el presente préstamo, y los pasivos derivados de préstamos del Garante, que estarán subordinados en pago y en plazo al Préstamo; excepto por un monto máximo de US$500.000;
Declarar, aprobar y/o distribuir dividendos o cualquier tipo de remuneración a los accionistas, provisionales y definitivos, directa o indirectamente, excepto que se cumplan cada una de las siguientes condiciones:
que el resultado neto del ejercicio fiscal sea positivo y que los mismos se declaren contra las ganancias del ejercicio fiscal;
que el Coeficiente de Cobertura de Servicio de Deuda Financiera sea mayor que 1,1 veces, medido post pago de dividendos; y
que Hychico se encuentre al día en el cumplimiento de sus obligaciones bajo el presente Contrato y los Documentos Principales.
Invertir en activos ajenos al giro normal del negocio;
Garantizar y constituirse como fiador y/o avalista respecto de deudas financieras de terceros;
Constituir y/o permitir que exista gravamen alguno sobre los bienes de propiedad de Hychico, a excepción de los citados en el Contrato de Préstamo;
Enajenar, vender o arrendar más del diez por ciento (10%) de sus activos del PED o emprender un proceso de fusión, división, consolidación, transferencia de más de un diez por ciento (10%) de sus activos del PED, escisión, transformación, cambio de la razón social u otra modificación significativa de su estructura legal, a menos que el producido de los mismos sea aplicado a la adquisición de bienes de reposición;
Reducir su capital social[(1);]
Permitir o emprender cualquier acción que permita que el Préstamo tenga un rango de privilegio inferior (incluyendo la Garantía) que las demás deudas preferentes contraídas.
(1) Mediante nota de septiembre de 2013, la CII ha dispensado a Hychico de manera permanente de la prohibición de reducir su capital social siempre y cuando sea de carácter obligatorio de acuerdo con la Ley de Sociedades Comerciales N° 19550.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 5 de julio de 2019 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISION FISCALIZADORA

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 20 - DEUDAS FINANCIERAS (Cont.)

Las mismas han sido cumplidas, no generando eventos de “default” al 30 de abril de 2019.

Con fecha 16 de abril de 2018, Hychico prepagó la totalidad de los montos adeudados bajo el tramo B del préstamo de referencia por US$ 2.400.000, eliminándose las comisiones de administración por dicho tramo. En el mismo momento acordó una modificación al contrato de Préstamo de fecha 29 de marzo de 2012, el cual a partir del 15 de abril de 2018 devenga intereses a una tasa LIBO más 4,5 %.

A la fecha de los presentes estados financieros, Hychico canceló, en moneda histórica, de acuerdo con las fechas previstas de vencimiento, capital por $ 173.269 e intereses por un total acumulado de $ 67.118.

Al 30 de abril de 2019 y 2018 el saldo asciende a $ 106.299 y $ 102.701, de los cuales $ 35.659 y $ 25.900 son corrientes, respectivamente. Se han deducido del préstamo las comisiones y garantías pagadas, las cuales se devengarán en el plazo de la deuda. El saldo de dichas comisiones y garantías al 30 de abril de 2019 y 2018 ascienden a $ 2.069 y $ 2.850, de las cuales $ 694 y $ 782 son corrientes, respectivamente (ver punto d)).

d) Resumen al 30 de abril de 2019

Préstamo	Corriente	No corriente	Total
ObligacionesNegociables Senior Notes (punto a))	419.885	13.245.000	13.664.885
Comisiones y gastos a devengarOblig.Negoc.(punto a))	(16.727)	(67.689)	(84.416)
Corporación Interamericana deInversiones (punto c))	35.659	70.640	106.299
Comisiones y garantías Corporación Interamericana deInversiones (punto c))	(694)	(1.375)	(2.069)
Financiamiento anticipado paramantenimiento dela CT ADC (Nota1.b.2.2)	66.139	-	66.139
Total	504.262	13.246.576	13.750.838

NOTA 21 - REMUNERACIONES Y CARGAS SOCIALES

TA 21 - REMUNERACIONES Y CARGAS SOCIALES
	30.04.2019 30.04.2018
En moneda nacional
Remuneraciones y deudas sociales	55.451 34.170 153.068 117.363
Provisionesvarias
Total	208.519 151.533
TA 22 - CARGAS FISCALES
	30.04.2019 30.04.2018
No Corriente
En moneda nacional
Impuesto alas ganancias a pagar –(Nota28)	465.224 -
Total	465.224 -
Corriente
En moneda nacional
Impuesto a las ganancias a pagar (neto) – (Nota 28)	249.686 240.506
Impuesto especial (Revalúo impositivo) (Nota 2.14.1)	288.970 -
Retenciones y percepciones impositivas	15.958 18.992
Impuesto al valor agregado	- 78.855
Otros	105.401 22.799
Total	660.015 361.152
TA 23 - OTRAS DEUDAS
	30.04.2019 30.04.2018
En moneda nacional
Regalías de petróleo y gas	172.916 99.761
Total	172.916 99.761

NOTA 22 - CARGAS FISCALES

NOTA 23 - OTRAS DEUDAS

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. (Socio)

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 COMISION FISCALIZADORA

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 24 - PROVISIONES Y OTROS CARGOS

1. Provisiones

rovisiones
	30.04.2019 30.04.2018
En moneda nacional
Para juicios ymultas (AnexoE)	2.480 3.864
Total	2.480 3.864

La provisión para juicios se constituyó en base al análisis de las posibles indemnizaciones que el Grupo estima deberá soportar, de acuerdo con la opinión de sus asesores legales. Su evolución es la que se detalla a continuación:

Saldo al 1 de mayo de 2017 Aumento de la provisión imputado a otros ingresos operativos netos Sentencias abonadas al 30 de abril de 2018 Saldo al 30 de abril de 2018 RECPAM Saldo al 30 de abril de 2019	3.864 - -
	3.864 (1.384)
	2.480

2. Contingencias

a) Medida cautelar y recursos administrativos

a.1) Resolución 821/10 de la SEN

Con fecha 24 de octubre de 2010, la Sociedad, mediante Res SEN 821/10 (la “Resolución), fue pasible de una serie de sanciones por parte de la SEN, por supuestos incumplimientos al abastecimiento de ciertos volúmenes de gas licuado de petróleo (“GLP”), en virtud del acuerdo de estabilidad del precio de GLP (el “Acuerdo”) suscripto entre la SEN y ciertos fraccionadores y productores de GLP, entre los cuales no se encuentra la Sociedad.

Las sanciones aplicadas consisten en:

una multa de $ 3.117 (expresada en moneda histórica),
la entrega forzosa por parte de la Sociedad de 2.351 toneladas de GLP a otros productores y/o fraccionadores, cuyo valor de mercado asciende a $ 3.853 aproximadamente, e
inhabilitación para exportar mientras no se cumpla con la resolución.

La Sociedad solicitó en sede administrativa la suspensión de los efectos de la resolución e interpuso un recurso de reconsideración que fue resuelto negativamente y motivó la presentación de un recurso jerárquico. Adicionalmente, la Sociedad interpuso una medida cautelar autónoma ante la Justicia Federal para evitar la aplicación de la misma hasta tanto se resolviera el recurso administrativos interpuesto. La medida cautelar fue concedida y notificada a la SEN el 25 de noviembre de 2010, y se encuentra vigente ya que el recurso jerárquico no ha sido resuelto a la fecha.

La Gerencia de la Sociedad, en concordancia con la opinión de los asesores legales internos y externos, considera que cuenta con sólidos argumentos para considerar estos reclamos improcedentes, por lo cual los estados financieros al 30 de abril de 2018 no contemplan cargo alguno a resultados relacionado con estos conceptos. Los asesores legales de la Sociedad consideran que la Ley 26.854 de Medidas Cautelares (“LMC”) en las causas en las que el Estado Nacional es parte o interviene, no tendría impacto significativo en la medida cautelar obtenida.

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019

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Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 24 - PROVISIONES Y OTROS CARGOS (Cont.)

a.2) Resoluciones 1982, 1988 y 1991 de 2011 de ENARGAS

La Sociedad considera que el cargo tarifario previsto por las Resoluciones 1982, 1988 y 1991 mencionado en la Nota 1.2 d) resulta inconstitucional ya que el mismo tiene una clara naturaleza tributaria y no ha sido creado por una Ley del Congreso Nacional. La naturaleza tributaria del cargo en cuestión se configura por las siguientes razones: (i) el mismo no está destinado a ampliar o mejorar el servicio público de distribución o transporte de gas sino a un fondo fiduciario creado y administrado por el estado nacional para atender las importaciones de gas natural, (ii) las plantas de tratamiento de gas fuera de medición regulada, tal el caso de la Sociedad, no utilizan servicios públicos de transporte o distribución de gas sino que reciben dicho fluido en forma directa de los productores, (iii) el cargo ha sido excluido de la base imponible de otros impuestos (a excepción del IVA), (iv) sin perjuicio de su denominación, el cargo es un requerimiento del Estado en ejercicio de su poder de imperio para que los particulares le entreguen prestaciones en dinero con el objeto de solventar gastos destinados a cubrir sus fines, en este caso la importación de gas para abastecer al mercado interno.

En base a los fundamentos expuestos, y dado que el impacto económico de dicho cargo es significativo para la unidad de negocio GLP, con fecha 29 de diciembre de 2011 la Sociedad interpuso ante el Juzgado Federal de Neuquén una acción declarativa de inconstitucionalidad contra las normas referidas en el párrafo anterior y abonó bajo protesto el cargo del mes de diciembre de 2011, el cual ascendió a $ 3.499 más IVA.

Posteriormente, con fecha 5 de marzo de 2012, la Sociedad solicitó ante el mismo Juzgado Federal donde tramita la acción de inconstitucionalidad, una medida cautelar para que se suspendieran los efectos de las normas referidas. Como consecuencia de ello, el 14 de marzo de 2012, el Juzgado Federal interviniente concedió a la Sociedad una medida cautelar que suspende el efecto de las normas citadas y la consecuente obligación de pago del cargo derivado de las mismas previa constitución de un seguro de caución por $ 25.400 en carácter de contra cautela. El 30 de marzo de 2012 la Sociedad notificó la medida cautelar a la SEN y al ENARGAS. Cabe destacar que otras empresas productoras de GLP también solicitaron y obtuvieron medidas cautelares similares.

Con fecha 2 de agosto de 2012, la Sociedad fue notificada de una resolución del Juzgado Federal de Neuquén en virtud de la cual dicho juzgado se declara competente para entender en la cuestión, pero considera que no se encuentra habilitada la instancia judicial para formular el reclamo y, por ello, levanta la medida cautelar decretada. La resolución mencionada fue apelada con fecha 10 de agosto de 2012, por lo que la medida cautelar mantendrá sus efectos hasta que la misma quede firme. La Sociedad considera que tiene sólidos fundamentos para revertir la resolución apelada. A su vez, en agosto de 2012, la Sociedad también interpuso un recurso administrativo impropio contra el Decreto 2067/08 y las resoluciones dictadas en su consecuencia.

El 5 de noviembre de 2012 se publicó en el Boletín Oficial la Ley 26.784 que, entre otras cuestiones, modificó la Ley 26.095 de obras de infraestructura energética, estableciendo que las importaciones de gas son objetivo prioritario del estado nacional y que el cargo y fondo fiduciario creados por el Decreto 2067/08 y los actos dictados en su consecuencia se regirán por lo establecido en dicha ley.

En agosto de 2013 la Cámara Federal de General Roca hizo lugar al recurso de apelación interpuesto por la Sociedad en agosto de 2012, y revocó parcialmente la sentencia de primera instancia, declarando habilitada la instancia judicial para que Capex formulara su reclamo, imponiendo costas en el orden causado y manteniendo la vigencia de la medida cautelar decretada.

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019

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NOTA 24 - PROVISIONES Y OTROS CARGOS (Cont.)

Este fallo de Segunda Instancia despejó el estado de incertidumbre de la Sociedad con respecto a la viabilidad de su reclamo original.

A su vez, los asesores legales de la Sociedad completaron su análisis de la Ley 26.784, concluyendo que dicha norma no sanea la inconstitucionalidad del Decreto 2067/08 y las resoluciones del ENARGAS dictadas en su consecuencia, principalmente porque la Corte Suprema de Justicia de la Nación (CSJN) en el precedente “Franco”, estableció que la Constitución Nacional impide al Poder Ejecutivo ejercer funciones legislativas sin base legal previa y suficiente y que “….sólo en el excepcionalísimo supuesto de los decretos de necesidad y urgencia la ratificación ulterior podría tener la virtualidad convalidatoria que, impropiamente se pretende extender al caso….”. Es decir que, según la jurisprudencia citada, nunca el Congreso Nacional podría sanear una norma inconstitucional emitida por el PEN excediendo claramente sus facultades reglamentarias. Por ello, al no existir dudas de que el Decreto 2067/08 no es un Decreto de Necesidad y Urgencia, la ratificación del mismo por Ley del Congreso no es suficiente para sanear su inconstitucionalidad.

Por lo dicho con respecto a la Ley 26.784 y habiéndose pronunciado la Cámara de Apelaciones a favor de la habilitación de instancia y el mantenimiento de la medida cautelar, con fecha 29 de octubre de 2013 la Sociedad presentó una ampliación de su demanda original en el Juzgado Federal de Neuquén solicitando que, adicionalmente a su requerimiento original, se declarara también la inconstitucionalidad del artículo 54 de dicha ley. El Juez interviniente tuvo por ampliada la demanda y dispuso el traslado de la acción interpuesta al Estado Nacional y al Enargas.

El 22 de mayo de 2014, la Sociedad realizó una presentación espontánea solicitando que se rechazara una solicitud del ENARGAS fundada en la Ley 26.854 de Medidas Cautelares contra el Estado Nacional y en la Ley 26.784, contra la cual la Sociedad argumentó, entre otras cosas, que: (a) la medida cautelar obtenida por la Sociedad fue obtenida y dictada con anterioridad a la LMC y ésta no tiene efecto retroactivo, (b) las disposiciones de la Ley de Medidas Cautelares contra el Estado Nacional resultan inconstitucionales según ha sido declarado en numerosos fallos jurisprudenciales y (c) la Ley de Presupuesto 2013 no ratifica el Decreto 2067/08 ni las normas del ENARGAS derivadas del mismo, y tampoco sanea la inconstitucionalidad de estas normas ya que no cumple con los requisitos exigidos por el principio de legalidad tributaria de raigambre constitucional.

El 5 de noviembre de 2014 la Sociedad se notificó de la decisión del Juzgado Federal de Neuquén que hizo lugar al pedido de levantamiento de la medida cautelar efectuado por ENARGAS, por considerar que la verosimilitud del derecho originalmente considerada al dictar la medida cautelar habría desaparecido con el dictado de la Ley 26.784. En la misma fecha, la Sociedad interpuso recurso de apelación contra dicha decisión, el cual fue concedido con efecto suspensivo el día 6 de noviembre de 2014.

Con fecha 16 de septiembre de 2015 la Cámara Federal de Apelaciones de General Roca admitió el recurso interpuesto por la Sociedad y revocó el pedido de levantamiento de la medida cautelar formulado por ENARGAS. Dicho ente interpuso un recurso extraordinario que fue rechazado con fecha 10 de febrero de 2016.

Por otra parte, además del mantenimiento de la medida cautelar, el 27 de octubre de 2015 la Corte Suprema de Justicia de la Nación dictó el fallo “Compañía Mega S.A c/EN” en virtud del cual, en un caso similar al de la Sociedad en el que el gas consumido por la actora no ingresa al sistema de transporte y no puede ser confundido con el gas importado, se estableció que el cargo creado por el Decreto N° 2067/08 resulta inconstitucional. Los asesores legales de la Sociedad consideran que este fallo es un precedente de importancia para avalar la posición de la Sociedad.

Por otra parte, la Resolución 28/16 del 28/3/16 del Ministerio dejó sin efecto los actos del ex Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios vinculados a la determinación de los cargos tarifarios en el marco del Decreto 2067/08.

La Gerencia de la Sociedad, basada en la opinión de sus asesores legales internos y externos, continúa considerando que tiene sólidos fundamentos para obtener la declaración de inconstitucionalidad del cargo creado por el Decreto 2067/08, las Resoluciones de Enargas dictadas en consecuencia y el artículo 54 de la Ley 26.784 y para rechazar su exigibilidad, como así también para mantener la medida cautelar, por lo cual no resulta necesario provisionar suma alguna por este concepto.

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NOTA 24 - PROVISIONES Y OTROS CARGOS (Cont.)

a.3) Resolución 77/12 de la SEN

La Sociedad considera que la Res SEN 77/12, mencionada en la Nota 1.2.d), entre otras cuestiones, viola las disposiciones de la Ley 26020 de GLP que establecen que el único límite de precio para las ventas de GLP al mercado interno es la paridad de exportación artículo 7 inciso b) y establece que la actividad de producción de GLP será libre (artículo 11). Con fecha 29 de marzo de 2012, la Sociedad recibió la Nota SEN 1584/12 en la cual, en virtud de las disposiciones de la resolución, establecía que la Sociedad debía proveer 12.418 toneladas de butano a determinados fraccionadores a los precios establecidos en dicha resolución, los cuales eran sensiblemente inferiores a los precios a los que CAPEX vendía su producción y que respetaban el límite de “paridad de exportación” establecido por la Ley de GLP.

Como consecuencia de dicha nota, con fecha 4 de abril de 2012 la Sociedad presentó un recurso de reconsideración con jerárquico en subsidio contra la resolución citada y la Nota SEN 1584/12 y luego solicitó una medida cautelar autónoma en el Juzgado Federal de Neuquén para que se suspendieran los efectos de ambas.

En abril de 2012 la Sociedad recibió la Nota SEN 2247/12 mediante la cual la SEN la inhabilita para (i) exportar GLP y (ii) efectuar operaciones de compraventa de GLP en el mercado interno con todos los sujetos activos de la industria, ello por haber incumplido con el abastecimiento dispuesto por la Nota SEN 1584/12 mencionada anteriormente. La Sociedad presentó un recurso de reconsideración con jerárquico en subsidio contra la Nota SEN 2247/12 e informó sobre la misma al Juzgado Federal de Neuquén al cual solicitó que la medida cautelar presentada se ampliara con respecto a las inhabilitaciones dispuestas por dicha nota.

El 25 de abril de 2012, el Juzgado Federal de Neuquén dictó a favor de la Sociedad la medida cautelar requerida, ordenando que se suspendieran los efectos de la resolución y de las Notas SEN 1584/12 y 2247/12 respecto de la Sociedad y quienes operan con ella. Como consecuencia de lo mencionado, la Sociedad continúa con su operatoria normal de producción y venta de GLP.

Como se ha explicado, la resolución viola: (i) las disposiciones de la Ley 26020 de GLP que establecen que el único límite de precio para las ventas de GLP al mercado interno es la paridad de exportación (artículo 7 inciso b)) y establece que la actividad de producción de GLP será libre (artículo 11); (ii) la garantía de debido proceso administrativo y defensa previstos en el artículo 18 de la Carta Magna, ya que impone una sanción sin otorgar instancia de defensa a la Sociedad; (iii) el principio de legalidad previsto por los artículos 18 y 19 de dicha norma, ya que las sanciones no han sido creadas por el Congreso; y (iv) el derecho de la Sociedad a ejercer toda industria lícita garantizada por el artículo 14 de la Constitución Nacional.

Los asesores legales internos y externos de la Sociedad consideran que la Ley 26854 sobre medidas cautelares en las causas en las que el Estado Nacional es parte o interviene, no tendría impacto significativo en la medida cautelar obtenida.

En virtud de lo expuesto, la Gerencia de la Sociedad, en concordancia con la opinión de los asesores legales internos y externos, considera que cuenta con sólidos argumentos para considerar estos reclamos improcedentes, por lo cual los estados financieros al 30 de abril de 2019 no contemplan cargo alguno a resultados relacionado con estos conceptos.

b) Diferencias en la liquidación de las contribuciones patronales

En agosto de 2010 la AFIP notificó a la Sociedad una determinación de deuda por $ 6.334 en concepto de diferencias en la liquidación de las contribuciones patronales al régimen nacional de seguridad social. Dicha suma está conformada por un capital $ 2.864 (expresado en moneda histórica) e intereses devengados por $ 3.470 (expresado en moneda histórica) por los períodos comprendidos entre agosto de 2001 y marzo de 2008.

La AFIP considera que la Sociedad debería haber realizado aportes patronales utilizando una alícuota del 21%, aplicable a los empleadores cuya actividad principal sea la locación y prestación servicios, en lugar de la alícuota del 17% aplicable a las industrias, entre otros. El fisco sostiene que las normas aplicables consideran a la actividad de generación como una prestación de servicios y no como industria.

La Sociedad impugnó la determinación de deuda basándose en las Leyes de energía eléctrica (Leyes 15.336 y 24.065), y otras normas y precedentes judiciales, que definen a la actividad de generación como una actividad industrial.

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 24 - PROVISIONES Y OTROS CARGOS (Cont.)

En junio de 2011, la Sociedad fue notificada de la Res 69/11 de la AFIP mediante la cual no se hace lugar a la impugnación presentada y se suspende la aplicación de sanciones por ciertos períodos, hasta la eventual existencia de una sentencia penal firme.

La Sociedad interpuso un recurso de revisión contra la resolución mencionada, el cual fue rechazado por la AFIP, según fuera notificado en agosto de 2011.

La Sociedad interpuso una apelación judicial ante la Cámara Federal de la seguridad social para lo cual se requirió el previo depósito de la deuda determinada, el cual, en base a distintos precedentes judiciales, se sustituyó con una póliza de seguro de caución por $ 7.186 (expresado en moneda histórica).

En julio de 2011, la AFIP notificó a la Sociedad: (i) una nueva determinación de deuda por diferencias de aportes patronales por el período abril 2008 a abril 2009 por un monto total de $ 1.717 (expresado en moneda histórica, capital de $ 1.002 más intereses por $ 715), y (ii) la aplicación de multas por un monto total de $ 491 (expresado en moneda histórica) por la supuesta falsa declaración para invocar un beneficio de reducción de aportes por los períodos agosto de 2001 hasta abril de 2005. Tanto la determinación de deuda como la aplicación de multas, fueron impugnadas oportunamente por la Sociedad. La AFIP rechazó las impugnaciones administrativas interpuestas contra la multa aplicada, por lo cual la Sociedad también interpuso una apelación judicial ante la Cámara Federal de la seguridad social y se presentó una póliza de caución por el monto de la misma.

El 17 de marzo de 2015 la Sala I de la Cámara Nacional de la Seguridad Social dispuso dejar sin efecto la resolución de la AFIP que condenaba a la Sociedad a abonar las diferencias en las contribuciones patronales de la seguridad social, por considerar arbitraria la desestimación por parte de la AFIP de la pruebas presentadas por la Sociedad y atentar contra el legítimo derecho de defensa, disponiendo se dicte una nueva resolución previa producción de las pruebas ofrecidas por Capex. Durante el mes de febrero de 2018 la AFIP dispuso la apertura a prueba de la primera determinación de deuda y del expediente correspondiente a la multa, etapa que ya se clausuró en ambos expedientes y se presentaron los correspondientes alegatos. Cabe destacar que en el año 2014 la Secretaría de Energía de la Nación había expresado por escrito que la actividad de generación eléctrica debe considerarse como una actividad industrial, lo cual ha sido ratificado recientemente por la Subsecretaria de Coordinación Administrativa del Ministerio de Energía y Minería en una nota dirigida a la Dirección General de los Recursos de la Seguridad Social de la AFIP, en respuesta a la opinión recabada por la AFIP en relación con la presentación efectuada ante el Fisco por la Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina (AGEERA), dando razones por las cuales se considera a la actividad de generación de energía eléctrica como una actividad de carácter industrial a los fines de su encuadramiento en el artículo 2° del Decreto N° 814/01. Asimismo, en el mes de diciembre de 2017 la Sala II de la Cámara Federal de la Seguridad Social en autos “Endesa Costanera S.A. c/ Administración Federal de Ingresos Públicos s/impugnación de deuda”, ha definido que la actividad de generación de energía eléctrica reviste el carácter de actividad “industrial”, y por ende resulta ser merecedora de la alícuota del 17% de las contribuciones de Seguridad Social prevista en el inciso b) del art. 2° del decreto 814/2001.

El día 19 de septiembre de 2018 la Sociedad recibió la notificación de las Resoluciones Administrativas Nº 323/18 DV TJGE (DI RSGE) y 324/18 DV TJGE (DI RSGE) a través de las cuales se rechazaron las impugnaciones que fueron oportunamente presentadas por la Sociedad respecto de los dos períodos reclamados y de las multas. Estas Resoluciones fueron impugnadas administrativamente por la Sociedad.

El 12 de marzo de 2019 la Sociedad recibió un requerimiento de la AFIP para (i) rectificar las DDJJ de aportes y contribuciones del período 05/2009 al 04/2018 por incorrecto encuadramiento de las contribuciones de la seguridad social en el Decreto 814/01 art. 2 inc. B, o (ii) presentar las pruebas que hagan a su legítima defensa por los períodos involucrados. La Sociedad presentó la respuesta al requerimiento con fecha 29/03/2019 rechazando el requerimiento bajo los mismos fundamentos ya oportunamente presentados ante la AFIP.

La Gerencia de la Sociedad, en concordancia con la opinión de los asesores legales internos y externos, considera que cuenta con sólidos fundamentos para revertir la posición de la AFIP, por lo cual los estados financieros al 30 de abril de 2019 no contemplan cargo alguno a resultados relacionado con estos conceptos.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 5 de julio de 2019 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISION FISCALIZADORA

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NOTA 24 - PROVISIONES Y OTROS CARGOS (Cont.)

c) Recurso Administrativo - Cambio de criterio sobre aplicación de la Resolución 46/17 del Ex Ministerio de Energía y Minería - “Programa de Estímulo a las Inversiones en Desarrollos de Producción de Gas Natural proveniente de Reservorios No Convencionales”

El 14 de enero de 2019, la Sociedad interpuso un recurso de reconsideración con jerárquico en subsidio contra las Resoluciones de pago N° 346, 349 y 351 dictadas por la Secretaria de Gobierno de Energía (las “Notas”), todas de fecha 27 de diciembre de 2018, en virtud de las cuales dicha Secretaría modificó su criterio interpretativo sobre el volumen de producción de gas no convencional alcanzado por las compensaciones dispuestas por el régimen establecido por la Resolución N° 46/17, modificada por la Resolución N° 419/2017, ambas del Ex Ministerio de Energía y Minería, que establecen el “Programa de Estímulo a las Inversiones en Desarrollos de Producción de Gas Natural proveniente de Reservorios No Convencionales” (en adelante el “Programa”). La adhesión de CAPEX al Programa para el Área Agua del Cajón fue aprobada por Disposición N° 116 del 4 de junio de 2018, dictada por la Ex Subsecretaria de Recursos Hidrocarburíferos.

El cambio de criterio que resulta de las Notas implica que la compensación por la producción de gas no convencional de la Sociedad bajo el Programa no alcanzaría la totalidad producida de dicho gas bajo el Programa, sino sólo como máximo la proyección mensual de Producción Incluida informada por la Sociedad en su solicitud de adhesión, a la cual, a partir de las Notas, la Secretaría de Gobierno de Energía denomina “Curva Original”.

De prosperar a favor de la Sociedad dicho recurso implicaría el reconocimiento de ingresos adicionales por $ 96 millones al 30 de abril de 2019. La impugnación aún no fue resuelta por la Secretaría y la sociedad ha hecho extensiva la impugnación a las Resoluciones 179, 185, 186, 246, 249 y 260.

NOTA 25 - VENTAS

	30.04.2019 30.04.2018
Petróleo	1.598.011 1.180.500 2.795.802 - 775.175 - - 211.761 7.718.174 5.265.627 568.445 456.668 143.961 119.047 11.931 10.661 5.385 4.297 72.526 27.561 22.407 16.112
Exportación de petróleo
Programa estímulo de gas (Nota 1.2.c)
Gas
Energía eléctrica ADC(1)
GLP
Energía eléctrica eólica
Energía eléctrica generada con hidrógeno
Oxígeno
Servicios
Otros (2)
Total	13.711.817 7.292.234

(1) Incluye los ingresos generados por el gas producido por el yacimiento y consumido en la CT ADC y pagado por CAMMESA bajo el concepto Reconocimiento Combustibles por $ 4.127,2 millones y $ 2.861,4 millones al 30 de abril 2019 y 2018, respectivamente (ver Nota 5). (2) Corresponde a ingresos provenientes de los programas Propano Sur y Programa Hogar por $ 22,4 millones y $ 16,1 millones al 30 de abril de 2019 y 2018, respectivamente (ver Nota 1.2.d).

NOTA 26 – OTROS (EGRESOS) / INGRESOS OPERATIVOS NETOS

	30.04.2019 30.04.2018
Venta rodados	2.082 562 (1.886) - (22.075) - 23.144 4.607 (5.627) (4.535)
Gravámenes no computables
Derechos de exclusividad
Ingresos por cargos por servicios administrativos indirectos consorcios / UTE (neto)
Diversos
Total	(4.362) 634

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 27 - RESULTADOS FINANCIEROS

TA	27 - RESULTADOS FINANCIEROS
		30.04.2019 30.04.2018
	Ingresos financieros
	Intereses y otros	420.668 646.846
	Diferencia de cambio	5.347.873 1.538.212
	Devengamiento deintereses de créditos	1.311 3.754
		5.769.852 2.188.812
	Costos financieros	(1.153.113) (806.981) (10.163.623) (3.024.546) (29.698) (8.513)
	Intereses y otros
	Diferencia de cambio
	Devengamiento deintereses de créditos y deudas
		(11.346.434) (3.840.040)

NOTA 28 - IMPUESTO A LAS GANANCIAS

La conciliación entre el impuesto a las ganancias imputado a resultados y el que resulta de aplicar la tasa del impuesto aplicable a cada jurisdicción sobre el resultado contable, respectivo, antes de impuestos, es la siguiente:

	30.04.2019	30.04.2018
	$	$
Resultado antes del impuesto a las ganancias de los
propietarios del Grupo	1.720.247	2.098.805
Tasa del impuesto vigente	30%	35%
Resultado del ejercicio a la tasa del impuesto	(516.074)	(734.582)
- Devengamiento de intereses de créditos y deudas	(8.516)	(1.666)
- RECPAM	522.747	626.077
- Reexpresión valor fiscal PPE	722.425	-
- Diversos	(1.700)	(3.270)
- Ajuste impuesto a las ganancias por Declaración Jurada	(3.442)
- Cambio alícuota impuesto a las ganancias(2)	(5.676)	25.226
- Ajuste por inflación impositivo Art 95	(747.032)
- Impuesto especial por Revalúo Impositivo	(288.970)
Total impuesto cargado a resultados	(326.238)	(88.215)
Impuesto determinado del ejercicio(1)	(591.645)	(494.956)
Impuesto especial por Revalúo Impositivo	(288.970)	-
Ajuste por inflación impositivo Art 95 no corriente	(460.436)	-
Ajuste impuesto a las ganancias por Declaración Jurada	(3.442)	-
Quebranto generado	23.344	-
Cargo por impuesto diferido(3)	994.911	406.741
Total impuesto cargado a resultados	(326.238)	(88.215)

(1) El impuesto determinado se ha compensado con retenciones, quedando un impuesto a pagar de $ 249.686 y $ 240.506 al 30 de abril de 2019 y 2018, respectivamente (ver Nota 22).

(2) Ver Nota 2.14.1

(3) Neto del cargo en Reserva Revalúo Técnico por $ 284.754 y $ 17.650 al 30 de abril de 2019 y 2018, respectivamente.

NOTA 29 - RESULTADO POR ACCIÓN

La ganancia básica por acción se calcula dividiendo el resultado atribuible a los tenedores de acciones de la Sociedad entre el número medio ponderado de acciones ordinarias en circulación durante el ejercicio, excluidas las acciones propias adquiridas por la Sociedad.

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 29 - RESULTADO POR ACCIÓN (Cont.)

La ganancia diluida por acción es igual a la ganancia básica por acción debido a que la Sociedad no posee acciones ordinarias potenciales dilusivas.

enciales dilusivas.
	30.04.2019 30.04.2018
Resultado neto atribuible a los accionistas de la Sociedad	1.384.558 2.011.013
Nº medio ponderado de acciones ordinarias encirculación	179.802 179.802
	7,70046 11,18459
Resultado por acción básico y diluido

	30.04.2019 30.04.2018
Resultado integral atribuible a los accionistas de la Sociedad	2.174.535 2.573.267
Nº medio ponderado de acciones ordinarias encirculación	179.802 179.802
	12,09405 14,31167
Resultado por acción básico y diluido

NOTA 30 – COMPROMISOS

En Nota 1 se detalla el compromiso de inversión de Capex con la provincia del Neuquén en relación con la Concesión Agua del Cajón.
En Nota 1.2.b).b.1. se menciona el compromiso con CAMMESA como consecuencia de la Res SRRyME 1/19.
En Nota 37 a) se detalla el compromiso de inversión de Capex y Petrominera con la provincia del Chubut en relación con la Concesión Hidrocarburífera Pampa del Castillo – La Guitarra.
La Sociedad ha firmado un acuerdo con Halliburton Argentina S.A. y San Antonio International para la prestación de servicios de fractura a riesgo, estando el precio por la prestación de los mismos sujeto a la condición de que exista producción comercial en los pozos fracturados.
Con relación al “Programa de mantenimiento de las unidades de generación de energía eléctrica”, la Sociedad se comprometió, una vez culminados los trabajos de mantenimiento, a mantener una disponibilidad mínima de las unidades generadoras reparadas, desde su entrada en funcionamiento y hasta la culminación del período de repago (ver Nota 1.2.b.2)
En relación con el suministro de GLP, la Sociedad cuenta con compromisos asumidos para el ejercicio 2019/2020 por la totalidad de gas butano comercial y por el 20 % del gas propano comercial que prevé producir.
Con relación al “Programa de Estímulo a las Inversiones en Desarrollo de Producción de Gas Natural proveniente de Reservorios No Convencionales” – Res 419 E/2017, la Sociedad asumió el compromiso de un plan de inversión hasta el año 2021 (ver Nota 1.2.c).
En Nota 20 a) se describen los principales compromisos originados por la emisión de la ON Senior Notes Clase 2.
En relación con la venta de energía eólica de Hychico, de acuerdo con el contrato firmado con CAMMESA, esta última se compromete a adquirir hasta un máximo de 361.755 MWh, durante el plazo de vigencia del contrato (15 años a partir del primer día del mes siguiente a la firma – marzo/12) (ver Nota 35).
En relación con el contrato suscripto entre E G WIND S.A. y CAMMESA, esta última se compromete a adquirir la energía generada por una potencia máxima de 27,6 MW durante el plazo de vigencia del contrato de 20 años a contar desde la fecha de habilitación comercial y E G WIND a la construcción y operación del Parque Eólico Diadema II (ver Nota 36).
No existen erogaciones de capital comprometidas pero no incurridas a la fecha de cierre de los estados financieros al 30 de abril de 2019.

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 COMISION FISCALIZADORA

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 31 - PARTES RELACIONADAS Y PERSONAL CLAVE DE LA DIRECCIÓN DE LA SOCIEDAD

La Sociedad está controlada por Compañías Asociadas Petroleras Sociedad Anónima (C.A.P.S.A.) que posee el 75,4% de las acciones de la Sociedad. Asimismo, Wild S.A. es la última sociedad controlante del grupo con un 98,01% directa e indirectamente de las acciones de C.A.P.S.A.. El porcentaje restante de las acciones está en poder de accionistas que adquirieron su participación en el Mercado de Valores.

Las transacciones realizadas entre partes relacionadas se efectuaron como si fueran partes independientes y son las siguientes:

a) Transacciones realizadas con partes relacionadas

a.i) Con la sociedad controlante

Las operaciones con la sociedad controlante C.A.P.S.A. fueron:

on la sociedad controlante s operaciones con la sociedad controlante C.A.P.S.A. fueron:
	30.04.2019	30.04.2018
Venta de energía eléctrica Gastos correspondientes a Hychico Gastos correspondientes a C.A.P.S.A. Gastos correspondientes a Capex S.A. Gastos correspondientes aEGWIND	11.931 (241) 15.046 (3.854) (2)	10.661 - 15.943 (1.564) -

a.ii) Con las sociedades controladas directa o indirectamente por la controlante

Las operaciones con Interenergy Argentina S.A. fueron:

	30.04.2019	30.04.2018
Alquileres de oficinas y cocheras Fee de garantía Servicios prestados Aportes irrevocables Gastos correspondientes a Capex S.A. Gastos correspondientes aInterenergy	(6.216) - 3.725 1.288 - -	(6.409) 8 4.220 1.454 (1) 31

a.iii) Con las sociedades controlantes de la controlante

Las operaciones con Plenium Energy S.A. fueron:

	30.04.2019	30.04.2018
Gastos correspondientes aPlenium Energy S.A.	3	3
Las operaciones con Wild S.A. fueron:
	30.04.2019	30.04.2018
Gastos correspondientes a Wild Gastos correspondientes a Capex	9 -	- (10)

Las operaciones con Wild S.A. fueron:

a.iv) Con las sociedades vinculadas

Las operaciones con Alparamis S.A. fueron:

Las operaciones con Alparamis S.A. fueron:
	30.04.2019	30.04.2018
Alquileres de oficinas y cocheras	(31.521)	(37.843)

a.v) Con los consorcios

Las operaciones con Loma Negra fueron:

Las operaciones con Loma Negra fueron:
	30.04.2019	30.04.2018
Servicios dirección, operación	88.356	37.216
Gastos prorrateables	21.197	9.140
Cargos por servicios administrativos indirectos	22.982	4.143
Reintegro de gastos	7.379	1.550
Aportes realizados	(610.891)	(116.872)
Distribuciones alos socios	120.992	13.055

Véase nuestro informe de fecha	Véase nuestro informe de fecha
5 dejulio de 2019	5 de julio de2019
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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 31 - PARTES RELACIONADAS Y PERSONAL CLAVE DE LA DIRECCIÓN DE LA SOCIEDAD (Cont.)

Las operaciones con Lote IV La Yesera fueron:

Las operaciones con Lote IV La Yesera fueron:
	30.04.2019	30.04.2018
Servicios dirección, operación Gastos prorrateables Cargos por servicios administrativos indirectos Reintegro de gastos Aportes realizados Distribuciones alos socios	19.759 2.458 4.138 196 (26.827) 6.287	9.260 1.189 1.888 108 (9.572) 1.496

a.vi) Con la UTE

Las operaciones con Pampa del Castillo fueron:

	30.04.2019	30.04.2018
Servicios dirección, operación Cargos por servicios administrativos indirectos Reintegro de gastos Aportes realizados Distribuciones a los socios Servicios dirección, operación	142.290 - 100.228 33.864 (2.145.245) 464.598	- - - - - -

b) Saldos al cierre con partes relacionadas

	30 de abril de 2019	30 de abril de 2019	30 de abril de 2019	30 de abril de 2018	30 de abril de 2018	30 de abril de 2018
	Otras cuentas por cobrar corrientes	Cuentas por cobrar comerciales corrientes	Cuentas por pagar comerciales corrientes	Otras cuentas por cobrar corrientes	Cuentas por cobrar comercia- les corrientes	Cuentas por pagar comercia- les corrientes
En moneda nacional Con la sociedad controlante: - Compañías Asociadas Petroleras S.A. Con las sociedades controladas directa o indirectamente por la controlante: - Interenergy Argentina S.A. Con las sociedades controlantes de la controlante: - Plenium Energy S.A. Consorcios: - Área Río Negro Norte - Lote IV La Yesera - Pampa del Castillo Total en moneda nacional En moneda extranjera (Anexo G) Con la sociedad controlante: - Compañías Asociadas Petroleras S.A. Consorcios: - Área Río Negro Norte - Lote IV La Yesera - Pampa del Castillo	1.126 125 - 605 2 372	1.713 294 - 14.042 3.412 917	2.527 - -	1.093 197 2 - - -	- - - 23.343 2.599 -	226 - - - - -
	2.230	20.378	2.527	1.292	25.942	226
	- - - -	1.756 1.087 518 2.434	- - - -	214 - - -	1.178 2.045 1.121 -	2.701 - - -
Total en moneda extranjera	-	5.795	-	214	4.344	2.701

c) Remuneración del personal clave de la dirección

La retribución devengada a los miembros de la alta dirección en concepto de servicios laborales prestados (salarios y otras prestaciones) devengadas en el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2019 y 2018, asciende a $ 130.857 y $ 131.094, respectivamente.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 5 de julio de 2019 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISION FISCALIZADORA (Socio)

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NOTA 32 - GARANTIAS Y BIENES DE DISPONIBILIDAD RESTRINGIDA

Con fecha 29 de marzo de 2012, Hychico firmó un contrato de préstamo con Corporación Interamericana de Inversiones de hasta US$ 14.000.000. Como garantía de dicho préstamo, la Sociedad otorgó un aval en su carácter de fiador, liso y llano y principal pagador de todas las obligaciones asumidas por Hychico en el contrato de préstamo, en los pagarés y en los demás documentos principales. Adicionalmente, la Sociedad y SEB otorgaron en garantía una prenda con registro en primer grado de preferencia sobre el 100% de las acciones de Hychico vigentes a cada momento.

Como contraprestación por el otorgamiento de la garantía descripta, la Sociedad recibe de Hychico un canon anual calculado sobre el saldo de deuda del préstamo.

La Sociedad, en garantía del fiel cumplimiento de todas y cada una de las obligaciones asumidas en el “Programa de mantenimiento de las unidades de generación de energía eléctrica”, cede y transfiere a favor de CAMMESA el 100% de sus créditos actuales y futuros, devengados y a devengarse a favor de Capex, por hasta un monto máximo de US$ 20 millones a cada momento, y hasta el límite del valor de las cuotas impagas (ver Nota 1.2.b.2).
La Sociedad, con fecha 29 de junio de 2018, otorgó ciertas garantías corporativas por un total de US$ 18.620.694 a favor de Enercon GmbH y Enercon Argentina S.R.L., en relación con las obligaciones de pago asumidas por su sociedad controlada E G WIND S.A. ante dichas empresas, por la provisión e instalación de los equipos, como así también la puesta en marcha del Parque Eólico Diadema II (ver Nota 36).

NOTA 33 - AREAS DE EXPLORACION EN RIO NEGRO

NOTA 34 - RESERVAS DE GAS Y PETROLEO (NO CUBIERTO POR EL INFORME DE LOS AUDITORES INDEPENDIENTES)

- Agua del Cajón

La estimación de reservas y recursos de hidrocarburos del área Agua del Cajón al 31 de diciembre de 2018 fue certificada por el auditor independiente, Licenciado Héctor A. López, según los requerimientos establecidos en la Res. SEN 324/06 y teniendo como horizonte de vencimiento de la concesión enero de 2052, con los siguientes valores:

Productos	Productos		Reservas	Reservas			Recursos
			Comprobadas		Probables	Posibles
		Desarrolladas	No desarrolladas	Total
Gas	MMm3 (1)	4.126	1.208	5.334	797	653	15.315
Petróleo	Mbbl	1.774	1.094	2.868	1.730	1.736	3.730
	Mm3	282	174	456	275	276	593

(1) expresado en 9.300 Kcal por m3

- Loma Negra

La estimación de reservas y recursos de hidrocarburos del área Loma Negra, al 31 de diciembre de 2018 fue certificada por el auditor independiente, Licenciado Héctor A. López, según los requerimientos establecidos en la Res. SEN 324/06 y teniendo como horizonte de vencimiento de la concesión diciembre de 2024, con los siguientes valores:

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019

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Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 34 - RESERVAS DE GAS Y PETROLEO (NO CUBIERTO POR EL INFORME DE LOS AUDITORES INDEPENDIENTES) (Cont.)

Productos	Productos		Reservas	Reservas			Recursos
			Comprobadas		Probables	Posibles
		Desarrolladas	No desarrolladas	Total
Gas	MMm3 (1)	972	6	978	238	-	766
Petróleo	Mbbl	1.585	327	1.912	50	-	755
	Mm3	252	52	304	8	-	120

La Sociedad posee el 37,5 % de dichas reservas.

- La Yesera

La estimación de reservas y recursos de hidrocarburos del área La Yesera al 31 de diciembre de 2018 fue certificada por el auditor independiente, Licenciado Héctor A. López, según los requerimientos establecidos en la Res. SEN 324/06 y teniendo como horizonte de vencimiento de la concesión junio de 2027, con los siguientes valores:

Productos	Productos		Reservas	Reservas			Recursos
			Comprobadas		Probables	Posibles
		Desarrolladas	No desarrolladas	Total
Gas	MMm3 (1)	235	26	261	-	-	236
Petróleo	Mbbl	1.145	365	1.510	-	-	3.007
	Mm3	182	58	240	-	-	478

La Sociedad posee el 18,75 % de dichas reservas.

- Pampa del Castillo

La estimación de reservas y recursos de hidrocarburos del área Pampa del Castillo al 31 de diciembre de 2018 fue certificada por la auditora independiente, Licenciada Ana María Nardone, según los requerimientos establecidos en la Res. SEN 324/06 y teniendo como horizonte de vencimiento de la concesión el mes de octubre de 2026, con los siguientes valores:

Productos	Productos		Reservas	Reservas			Recursos
			Comprobadas		Probables	Posibles
		Desarrolladas	No desarrolladas	Total
Gas	MMm3 (1)	26	28	54	5	4	-
Petróleo	Mbbl	7.246	7.560	14.806	1.365	1.044	-
	Mm3	1.152	1.202	2.354	217	166	-

(1) expresado en 9.300 Kcal por m3

La Sociedad tiene el 95 % de participación en la concesión que posee dichas reservas.

Las reservas comprobadas desarrolladas al 30 de abril de 2019, calculadas en función de las reservas auditadas al 31 de diciembre de 2018 hasta el final de la concesión, corregidas por la producción del período enero a abril de 2019 y teniendo en cuenta la participación de la Sociedad en cada una de las áreas, ascienden a:

		Agua del Cajón	Loma Negra (37,5%)	La Yesera (18,75%)	Pampa del Castillo (95%)	Total
Gas	MMm3 (1)	3.954	354	44	25	4.377
Petróleo	Mbbl	1.698	576	212	6.442	8.928
	Mm3	270	92	34	1.024	1.420

(1) expresado en 9.300 Kcal por m[3 ]

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 5 de julio de 2019 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISION FISCALIZADORA

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NOTA 35 - NEGOCIO DE HYCHICO – FINANCIACIÓN – PRINCIPALES CONTRATOS

a) Negocio de Hychico

Hychico S.A. se constituyó el 28 de septiembre de 2006, siendo su actividad principal la generación de energía eléctrica y la producción de hidrógeno y oxígeno.

Hychico decidió iniciar el desarrollo de dos proyectos que involucran, por una parte, la construcción de un parque eólico y, por la otra, la construcción de una planta para la producción de hidrógeno y oxígeno, por medio del proceso de electrólisis.

Parque Eólico Diadema

El proyecto eólico ha sido iniciado en la patagonia argentina debido a la abundancia del recurso eólico en particular y de otros recursos, como amplia superficie disponible con baja densidad demográfica, mano de obra calificada e infraestructura vial, que permitirán en el mediano plazo el inicio de proyectos de gran envergadura, que involucren la generación de energías libres de emisiones de gases de efecto invernadero.

La Sociedad inició en diciembre del 2006 la medición de vientos con tres torres emplazadas aproximadamente a 20 km (kilómetros) de la ciudad de Comodoro Rivadavia, Provincia del Chubut, y una torre en la localidad de Colonia Presidente Luis Sáenz Peña, Provincia de Santa Cruz. Las torres de medición tienen 50 metros de altura, con mástiles fabricados en Argentina y aprobados por la Comisión Nacional de Comunicaciones. La instalación de las mismas ha sido aprobada por auditores internacionales y los anemómetros cuentan con certificados de calibración emitidos por laboratorios reconocidos internacionalmente.

El Parque Eólico Diadema (PED) está compuesto por 7 aerogeneradores ENERCON E-44 con una potencia nominal de 0,9 MW (megavatio) cada uno, totalizando una potencia instalada de 6,3 MW y están localizados en la zona donde se realizaron las mediciones citadas en el párrafo precedente. Cada aerogenerador está conectado a través de cables subterráneos y líneas aéreas a la Estación Transformadora Diadema, a través de una línea de transmisión de 33 KV (kilovoltios) con una longitud de 5,7 km. La inversión total en el mismo fue de aproximadamente US$ 17 millones.

Los trabajos efectuados se han orientado a: 1- realización de diversos estudios de factibilidad de esta actividad en nuestro país y su impacto ambiental, 2- análisis del mercado eléctrico nacional, 3- contratación de un asesor internacional para el desarrollo de parques eólicos, compra, instalación y puesta en marcha del equipamiento necesario para llevar a cabo las mediciones de vientos en los lugares citados precedentemente, 4- licitación en el ámbito internacional para la adquisición, montaje y puesta en marcha de los aerogeneradores del parque eólico, 5- suscripción del contrato de compra de los aerogeneradores y del contrato de operación y mantenimiento de los mismos (Nota 16), 6- estudios eléctricos para conectar el parque eólico al Sistema Argentino de Interconexión, 7- montaje de los aerogeneradores, 8- construcción de líneas de media tensión y obras electromecánicas y 9- pruebas y puesta en marcha de los aerogeneradores e instalaciones electromecánicas.

En su análisis económico y financiero, Hychico ha considerado el retorno del parque eólico y la obtención de los certificados por reducción de gases de efecto invernadero (CERs) en el marco del mecanismo para un desarrollo limpio (MDL). En ese sentido, Hychico ha confeccionado y presentado ante la OAMDL (Oficina Argentina del Mecanismo para un Desarrollo Limpio) el PDD (Project Design Document) y ha obtenido la aprobación por parte de ese organismo con efecto retroactivo al mes de julio de 2012. El próximo paso es la verificación de la reducción de emisiones y posterior emisión de los certificados correspondientes, los cuales podrían ser comercializados por Hychico. Dado el actual mercado de comercialización de bonos de carbono y las negociaciones internacionales en esta materia, esperamos los compromisos que podrían asumirse en las próximas COPs (Conferencias de las partes) para poder comercializar los certificados que se acumulen hasta dicho momento.

La Sociedad fue autorizada como agente generador del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) para su PED, mediante Resolución de la Secretaría de Energía de la Nación (SE) N° 424/10. En diciembre de 2011 comenzó la operación comercial del PED. La energía generada está siendo vendida al MEM, de acuerdo con las regulaciones vigentes.

En marzo de 2012, en cumplimiento de lo instruido en la nota de la SE N° 1205/12, se firmó el contrato de abastecimiento al MEM a partir de fuentes renovables por un plazo de 15 años, en el marco de la Resolución SE N° 108/11.

Planta de Hidrógeno y Oxígeno

En diciembre de 2008 se inauguró la planta para la producción de hidrógeno y oxígeno, por medio del proceso de electrólisis, la cual posee una capacidad de producción anual de 850.000 Nm3 (normal metros cúbicos) de hidrógeno y 425.000 Nm3 de oxígeno.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 5 de julio de 2019 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISION FISCALIZADORA (Socio)

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 35 - NEGOCIO DE HYCHICO – FINANCIACIÓN – PRINCIPALES CONTRATOS (Cont.)

La planta cuenta con dos electrolizadores con una capacidad total de 120 Nm3/h de hidrógeno y 60 Nm3/h de oxígeno. El hidrógeno de alta pureza (99,998 %) es mezclado con gas natural para alimentar un moto-generador de 1,4 MW, que posee un motor de combustión interna adaptado especialmente para operar con gas rico y/o pobre mezclado con hidrógeno.

El oxígeno producido, también de alta pureza (99,998%), es comercializado a alta presión en el mercado de gases industriales.

La planta de hidrógeno y oxígeno ocupa una superficie aproximada de 11.000 m2, sectorizada en áreas de control, procesos y sistemas auxiliares.

En función del acuerdo de servicio de fasón a largo plazo firmado con Compañías Asociadas Petroleras Sociedad Anónima (CAPSA) en mayo de 2009, a partir del 1 de marzo de 2009 comenzó su etapa preoperativa, generándose energía eléctrica de manera no constante. En cuanto al oxígeno, en noviembre de 2008 la Sociedad firmó un contrato con Air Liquide Argentina S.A. para el suministro de oxígeno, el cual ha comenzado a despachar a partir de junio de 2009.

La planta de hidrógeno y oxígeno inició su actividad operativa en mayo de 2010 y por lo tanto comenzó con la depreciación de los bienes de uso y activos intangibles relacionados con el proyecto.

Con fecha 17 de noviembre de 2017 Hychico firmó un contrato con la Agencia Nacional de Promoción Científica y Tecnológica por el cual obtuvo una subvención no reintegrable bajo la modalidad “Pago directo al Proveedor” de hasta aproximadamente $ 2,2 millones, para ser aplicada a la ejecución del Proyecto “Actualización tecnológica e innovación en electrolizadores para producción de hidrógeno mediante energía eólica”. En el mes de marzo de 2018 el Banco Mundial aprobó la auditoría realizada. La obra contempla un plazo para su realización de seis meses a partir del primer pago al proveedor. Posteriormente se presentaron las garantías referidas al proveedor y al beneficiario. Al cierre de los presentes estados contables Hychico se encuentra trabajando en la ejecución del proyecto y se estima que durante el mes de julio de 2018 se hará el pago del subsidio del Ministerio de Ciencia Tecnología e Innovación al proveedor.

Esta primera etapa posiciona a la Sociedad como un participante destacado en la producción de hidrógeno, como vector de energía y de las energías renovables, cuya incidencia en la matriz energética de las naciones es creciente. La planta productora de hidrógeno y oxígeno le permite a la Sociedad desarrollar experiencia en operaciones y procesos con equipos de última generación, atraer socios estratégicos con experiencia tecnológica, asegurando la concreción de proyectos aún más ambiciosos que le permitan alcanzar una ventaja competitiva para la República Argentina y para Hychico, en un mercado mundial ávido de energía.

Al 30 de abril de 2019 y 2018 los bienes de uso y activos intangibles relacionados con la planta de hidrógeno y oxígeno se encuentran totalmente provisionados en función de las condiciones económicas actuales.

La producción de hidrógeno y oxígeno y la generación de energía eléctrica han sido despachadas y facturadas, imputándose las mismas en el Estado de Resultados bajo el rubro “Ventas” (ver Nota 25).

b) Aerogeneradores

Contrato de Operación, Mantenimiento y Asistencia Técnica

En junio de 2008 se firmó, con la firma Wobben Windpower Industria y Comercio Ltda. (Wobben), proveedora de los siete aerogeneradores instalados en el Parque Eólico, un contrato por el cual esta última se hace cargo desde la puesta en marcha de la operación, mantenimiento y asistencia técnica de los aerogeneradores por un período de seis años con dos opciones de prórroga de dos años cada una. El mismo incluye una cláusula en la cual, ante la indisponibilidad operacional de los aerogeneradores, Wobben debe compensar a Hychico por tal pérdida. En diciembre de 2011 comenzó a operar este contrato. En noviembre de 2013 se firmó una enmienda a dicho contrato, el cual fue cedido a la filial argentina Wobben Windpower Argentina S.R.L. con una garantía corporativa provista por la casa matriz con sede en Alemania.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 5 de julio de 2019 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISION FISCALIZADORA (Socio)

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 35 - NEGOCIO DE HYCHICO – FINANCIACIÓN – PRINCIPALES CONTRATOS (Cont.)

c) Contrato de abastecimiento de oxígeno

En noviembre de 2008 la Sociedad formalizó un Contrato de Abastecimiento de Oxígeno con Air Liquide Argentina S.A. (ALASA), con una duración de 4 años a partir del 1 de junio de 2009 (fecha de la firma del acta de inicio de operación comercial de la planta), el cual dispone que ALASA será responsable del diseño, supervisión del montaje y la construcción, puesta en marcha, operación y mantenimiento del sistema de despacho de oxígeno e Hychico estará a cargo de la construcción del mismo, de acuerdo con el diseño, instrucciones y supervisión de ALASA.

Desde entonces se han formalizado extensiones al acuerdo comercial y operativo, estando vigente en la actualidad el correspondiente al período junio 2015- mayo 2018.

En el contrato vigente se fijan tres precios diferenciales para el oxígeno en función de la metodología de envasado que utiliza ALASA: i) oxígeno de envasado industrial, ii) oxígeno envasado tipo LASAL, y iii) oxígeno envasado en la modalidad de alta pureza; asimismo se prevé un volumen de oxígeno a suministrar en forma mensual, con una cláusula de “Take or Pay” (Tome o Pague) a cargo de ALASA.

Con fecha 31 de mayo de 2018 se realizó la extensión del acuerdo comercial con ALASA por un período de 3 años.

d) Contrato de abastecimiento del mercado mayorista eléctrico a partir de fuentes renovables

La energía generada en el PED, desde su puesta en marcha en diciembre de 2011 hasta marzo 2012, ha sido vendida al MEM, de acuerdo con las regulaciones vigentes, a precio spot.

En marzo del 2012 la SEN instruyó mediante Nota N° 1205/2012 la firma del Contrato de Abastecimiento al MEM a partir de Fuentes Renovables entre CAMMESA y Hychico, en el marco de la Res SEN 108/11, para la comercialización de la energía generada por el PED.

La potencia contratada es de 6,3 MW y CAMMESA se compromete a adquirir hasta un máximo de 361.755 MWh, durante la vigencia del contrato. Los excedentes de energía en cada hora por encima de la potencia contratada serán comercializados en el mercado SPOT o a través de contratos con agentes del MEM y no serán contabilizados a los efectos del cálculo de la energía contratada.

El precio de la energía suministrada se fija en US$/MWh 115,896, constante durante la vigencia del contrato y se remunera la energía efectivamente entregada a la red hasta un valor máximo igual a la cantidad de energía máxima establecida para la hora, al precio mencionado. La potencia no se remunera. Se reintegrará una fracción de los costos fijos por la operación de las máquinas comprometidas en el MEM, los cuales serán determinados en base a la información publicada en el Documento de Transacción Económica (DTE) del mes correspondiente, que emita CAMMESA.

El plazo de vigencia del contrato es de 15 años contados a partir del primer día del mes siguiente al de la fecha de la firma del mismo y será prorrogable por la SE por hasta un máximo de 18 meses, salvo que Hychico entregue la energía contratada en un plazo menor.

e) Acuerdo de servicio de fasón a largo plazo con CAPSA

En mayo de 2009 se firmó el Acuerdo de Servicio de Fasón a Largo Plazo entre Hychico y CAPSA por medio del cual ésta entrega a Hychico, sin costo, hasta un máximo de 7.000 m3/d (metros cúbicos diarios) de gas natural a 9.300 kcal/Nm3 (kilo caloría por normal metro cúbico), que, junto con un porcentaje menor de hidrógeno agregado por Hychico, es utilizado como insumo en la planta de generación de energía eléctrica a razón de 1 MW/h (megavatio por hora) por cada 270 m3 de gas natural; la energía eléctrica así generada es entregada a CAPSA en el punto de conexión eléctrica establecido en el contrato.

El plazo de vigencia es de dieciocho (18) años a contar desde la fecha de inicio del suministro. La actividad operativa se inició en mayo de 2009 (ver punto a).

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 35 - NEGOCIO DE HYCHICO – FINANCIACIÓN – PRINCIPALES CONTRATOS (Cont.)

Hasta el 30 de abril de 2011 el precio del servicio de fasón era de US$/Mwh 30. A partir del 1 de mayo de 2011 el mismo ascendió a US$/Mwh 34.

A partir de diciembre de 2014 se acordó un nuevo precio, el cual asciende a US$/Mwh 40 y se estableció un procedimiento de ajuste mensual, pudiendo renegociarse el mismo al vencimiento de cada año calendario.

f) Estado de capital

Con fecha 16 de julio de 2018, por acta de Asamblea Extraordinaria de Accionistas, Hychico resolvió realizar un aumento del capital social por $ 1.900.000 emitiendo 1.900.000 acciones nominativas no endosables de un peso argentino valor nominal cada una y un voto por acción, aceptando los aportes efectuados por Interenergy Argentina S.A. por $ 249, por Servicios Buproneu S.A. por $ 729 y por Capex S.A. por $ 922, quedando de esta manera el capital social en $ 108.951.

Con fecha 8 de octubre de 2018, por acta de Asamblea Extraordinaria de Accionistas, Hychico resolvió realizar un aumento del capital social por $ 4.000 emitiendo 4.000.000 acciones nominativas no endosables de un peso argentino valor nominal cada una y un voto por acción, aceptando los aportes efectuados por Interenergy Argentina S.A. por $ 524, por Servicios Buproneu S.A. por $ 1.534 y por Capex S.A. por $ 1.942, quedando de esta manera el capital social en $ 112.951.

A la fecha de los presentes estados contables las capitalizaciones antes mencionadas se encuentran pendientes de inscripción en la Inspección General de Justicia de la República Argentina.

NOTA 36 – PARQUE EOLICO DIADEMA II

El 17 de agosto de 2017 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución E-275/2017 del Ministerio de Energía y Minería, la cual convocó a los interesados a ofertar en el proceso de convocatoria abierta nacional e internacional para la contratación en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) de energía eléctrica de fuentes renovables de generación – el Programa RENOVAR (Ronda 2)-, con el fin de celebrar contratos del mercado a término (denominados contratos de abastecimiento de energía eléctrica renovable), con CAMMESA, en representación de los Distribuidores y Grandes Usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista – hasta su reasignación en cabeza de los agentes distribuidores y/o Grandes Usuarios del MEM, de conformidad con el Pliego de Bases y Condiciones del Programa. La Sociedad participó de la convocatoria con el proyecto Parque Eólico Diadema II.

El 19 de octubre de 2017 la Sociedad presentó el proyecto Parque Eólico Diadema II en el Programa RenovAr Ronda 2.0; el mismo sería llevado a cabo por E G WIND S.A. en su carácter de sociedad de propósito específico. Si bien la oferta fue aprobada técnicamente a través de la Resolución E-450/2017, el 1° de diciembre de 2017 el Ministerio de Energía informó a través de la Resolución E-473/2017 que el Proyecto no había resultado adjudicado y se invitó al ofertante a ofertar nuevamente bajo determinadas condiciones prefijadas:

El precio por megavatio hora para los contratos a celebrar por quienes aceptaran la invitación sería de US$ 40,27MWh (el Proyecto del Parque Eólico Diadema II se había ofertado con un precio de US$ 42 MWh);
En los casos de proyectos respecto de los cuales existía una restricción en el sistema de transporte eléctrico, el oferente debía aceptar, a su exclusivo costo, la ejecución de las obras que resultaren necesarias para resolver la restricción que le informara CAMMESA. El Parque Eólico Diadema II no requiere ampliación de capacidad adicional a la que será ejecutada por el Estado Nacional.
El Parque Eólico Diadema II quedó primero en el orden de preadjudicación elaborado por CAMMESA de acuerdo con la regulación vigente.

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 36 – PARQUE EOLICO DIADEMA II (Cont.)

La Sociedad participó en la nueva convocatoria y el Proyecto resultó adjudicado el 19 de diciembre de 2017 mediante la Res 488/2017 del Ministerio de Energía y Minería. Con fecha 4 de junio de 2018 E G WIND suscribió con CAMMESA el contrato de construcción, puesta en marcha y abastecimiento de energía a partir de fuentes renovables por una potencia máxima de 27,6 MW y un período de abastecimiento de 20 años a un precio de US$ 40,27 MWh, a contar desde la fecha de la habilitación comercial e incluye la obligación de E G WIND de construir el Parque Eólico Diadema II. Con motivo de dicha adjudicación, E G WIND obtuvo beneficios fiscales nacionales, previstos en el programa RenovAr Ronda 2 en el marco de la Ley 26.190 y 27.191, a saber: a) se extiende a 10 años el período para la compensación de los quebrantos del impuesto a las ganancias, b) devolución anticipada del impuesto al valor agregado que podrá ser solicitado luego de transcurrido un período fiscal a partir de las inversiones realizadas en el citado proyecto hasta la conclusión del mismo y c) amortización acelerada en el impuesto a las ganancias, el cual podrá ser solicitado a partir del período fiscal de habilitación del bien, y los beneficios fiscales provinciales de la provincia del Chubut en el marco del Régimen de Promoción de Fuentes de Energías Renovables, Ley XVII – N°95 y Decreto 1114/11, a saber: a) Impuesto de sellos: eximición del pago para las etapas de estudio y desarrollo y de construcción y b) Impuesto a los ingresos brutos: eximición del 100 % generado por el desarrollo de las actividades durante los primeros 5 años a contar desde el inicio de la operación comercial, y del 50% a partir del sexto año hasta el décimo año inclusive.

El Parque Eólico Diadema II se encuentra en construcción en la Ciudad de Comodoro Rivadavia, Provincia del Chubut, y estará compuesto por 9 aerogeneradores ENERCON E-82 E4 con una potencia nominal de 3,02 MW (megavatio) cada uno, totalizando una potencia instalada de 27,6 MW. A la fecha de emisión de los estados financieros los equipos se encuentran montados y actualmente se están completando las obras electromecánicas y de control. Las pruebas de marcha industrial están previstas para el mes de julio de 2019 garantizando, de este modo, la fecha de entrada en fase comercial acordada con CAMMESA para septiembre de 2019. La inversión total se estima finalizará en aproximadamente US$ 36 millones (sin impuestos).

NOTA 37 –ADQUISICION DE NEGOCIOS

a) Adquisición de la participación de ENAP SIPETROL ARGENTINA S.A. en la Concesión Hidrocarburífera “Pampa del Castillo - La Guitarra”

Con fecha 3 de octubre de 2017 la Sociedad acordó con Enap Sipetrol Argentina S.A (“Enap Sipetrol”) los términos y condiciones para la adquisición del 100% de su participación (equivalente al 88%) en la Concesión de Explotación “Pampa del Castillo - La Guitarra” (“Pampa del Castillo”) ubicada en la Provincia de Chubut, por un precio de US$ 33 millones.

Adicionalmente, el 13 de abril de 2018 Capex acordó con Petrominera Chubut S.E. (“Petrominera”) los términos y condiciones para la adquisición del 7% de participación en la Concesión mencionada, de la cual Petrominera poseía el 12%, hasta el vencimiento de la prórroga aprobada a través de la Ley IX Nº 135 de la Provincia del Chubut.

Asimismo, se convino ceder a favor de Capex, luego del vencimiento de la prórroga mencionada, el 25% de la participación de los derechos y obligaciones en la concesión que correspondía a Petrominera durante el período ulterior y que también fuera aprobado en la Ley IX Nº 135.

Posteriormente, a través de los Decretos provinciales Nº 318/18 y 512/18 publicados en el Boletín Oficial de la Provincia del Chubut con fechas 24 de mayo y 19 de julio de 2018, respectivamente, la Provincia del Chubut autorizó la cesión de los derechos de Enap Sipetrol sobre la Concesión a favor de Capex.

Con fecha 26 de julio de 2018 se publicó la Ley IX Nº 143, a través de la cual la Provincia del Chubut aprobó el Convenio de Cesión acordado con fecha 13 de abril de 2018 entre Capex y Petrominera, cuya aprobación fue ratificada por el Poder Ejecutivo de la provincia del Chubut mediante el Decreto N° 570/18 de fecha 30 de julio de 2018.

El 1 de agosto de 2018 se produjo la cesión a favor de la Sociedad de la totalidad de los derechos y obligaciones que Enap Sipetrol poseía sobre la Concesión de explotación hidrocarburífera “Pampa del Castillo”, tomando Capex la operación del área.

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019

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NOTA 37 –ADQUISICION DE NEGOCIOS (Cont.)

El monto total establecido por la participación mencionada en el párrafo anterior ascendió a US$ 33 millones, el cual fue abonado por anticipado el 31 de julio de 2018 por US$ 28 millones (equivalente a $ 772.405 expresado en moneda histórica), reteniendo US$ 5 millones en concepto de pasivos ambientales contingentes. A la fecha de los presentes estados financieros, el saldo de los pasivos ambientales contingentes asciende a US$ 3,8 millones.

Adicionalmente, el 2 de agosto de 2018 Capex abonó a Petrominera US$ 6,3 millones por la adquisición del 7% de la participación en la Concesión mencionada anteriormente. Consecuentemente, a dicha fecha, la Sociedad cuenta con el 95% de participación en la Concesión Pampa de Castillo, mientras que el 5% restante le pertenece a Petrominera.

Concesión Pampa	de Castillo
Socios	Participación
Capex S.A.	95 %
Petrominera Chubut SE	5 %

El área abarca una superficie de aproximadamente 121 km2 y al momento de la adquisición contaba con una producción aproximada de 550 m3/día de petróleo (a la fecha de presentación de los presentes estados financieros la producción alcanzó los 670 m3/día); el plazo de vigencia de la concesión del área vence en el año 2026 con opción a extenderla por 20 años adicionales si se cumple con las inversiones adicionales.

El 15 de agosto de 2018 se inscribió en la Inspección General de Justicia el contrato de Unión Transitoria de Empresas celebrado entre la Sociedad y Petrominera, el cual establece los lineamientos para la administración y el funcionamiento de la explotación de la concesión.

A continuación se detalla la conformación del valor de la transacción:

Precio pagado a Petrominera Precio pagado a Enap Sipetrol Precio de compra diferido a Enap Sipetrol Precio de compra total	Monto en miles de US$	Montos en $ equivalentes a la fecha de la transacción
	6.270 27.784 5.228	175.560 772.404 145.339
	39.282	1.093.303

El siguiente cuadro resume la contraprestación, los valores razonables de los activos identificables adquiridos a la fecha de adquisición (expresado en moneda histórica), los cuales fueron incorporados en los estados financieros de Capex a partir de la toma del control:

Propiedad, planta y equipo (incluye Propiedad minera) Repuestos y materiales Total activos netos identificables Impuestos Precio de compra total	Total $
	1.065.381 27.579
	1.092.960 343
	1.093.303

Los costos relativos a la transacción que incluyeron principalmente honorarios profesionales e impuesto a los sellos, ascendieron a $ 9.089 (expresado en moneda histórica) y se expusieron en el rubro Gastos de administración.

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NOTA 37 –ADQUISICION DE NEGOCIOS (Cont.)

Los valores razonables correspondientes a los activos del negocio adquirido surgen de evaluaciones efectuadas por la Dirección. De acuerdo con el método de adquisición, el precio de compra fue alocado a los activos adquiridos basados en los valores razonables a la fecha de adquisición. Los valores razonables fueron determinados principalmente en función de los valores de reposición y considerando la vida útil restante de los activos a la fecha de adquisición, y en el caso de Propiedad Minera se estimó el valor razonable considerando los valores presentes a la fecha de adquisición de los flujos de fondos esperados en función de las reservas de las áreas adquiridas.

Como consecuencia de la valuación de la participación de los negocios adquiridos por la Sociedad a valores razonables a la fecha de adquisición, no surgieron diferencias con la contraprestación total abonada.

b) Adquisición de interés no controlante en las Áreas de Loma Negra y La Yesera

El 31 de octubre del 2017 se produjo el cierre de la transacción por medio de la cual Capex S.A. (“el comprador”) adquirió a Chevron Argentina S.R.L. (“el vendedor”) i) el 37,5% de la concesión de explotación hidrocarburífera “Loma Negra”, y (ii) el 18,75% de la concesión hidrocarburífera “La Yesera”, dos áreas de explotación de petróleo y gas ubicadas en la Provincia de Rio Negro. La transacción incluye los activos asociados en dichas áreas a los porcentajes de participación mencionados. Dichas concesiones son explotadas mediante acuerdos de operación conjunta con los siguientes socios:

Consorcio Loma	Negra
Socios	Participación
Capex S.A.	37,5%
YPF S.A.	35,0%
Corporación Financiera Internacional	15,0%
Metro Holding S.A.	12,5%
Consorcio La Yesera
Socios	Participación
Capex S.A.	18,75%
YPF S.A.	35,0%
San Jorge Energy S.A.	18,75%
Corporación Financiera Internacional	15,0%
Metro Holding S.A.	12,5%

La áreas abarcan una superficie de aproximadamente 354,9 km2; el plazo de vigencia de la concesión del área Loma Negra vence el 24 de diciembre de 2024 y el de La Yesera el 3 de junio de 2027. Cuentan con una producción aproximada de 160 m[3] /día de petróleo y 250.000 m[3] de gas/día.

El precio acordado fue de milesUS$ 25.200, que neto de ajustes establecidos en el acuerdo de compraventa, ascendió a un precio de compra total (incluido los impuestos) de milesUS$ 24.711, siendo el neto de impuestos por milesUS$ 24.308 alocado de la siguiente manera:(a) milesUS$ 19.389 (o $ 343.190) a Loma Negra y (b) milesUS$ 4.919 (o $ 87.073) a La Yesera.

Por otro lado, las partes acordaron el pago de un monto adicional contingente de US$ 1.000.000 que se encuentra sujeto al cumplimiento de ciertas condiciones pactadas. La Sociedad ha garantizado dicho pago mediante la emisión de una carta de crédito.

A continuación se detalla la conformación del valor de la transacción alocado a las áreas correspondientes:

Precio de compra Precio de compra diferido Precio de compra total	Montos enUS$	Montos en$ equivalentes
	Total Loma Negra La Yesera	Total Loma Negra La Yesera
	23.211 18.252 4.959 1.500 1.500 -	410.843 323.069 87.774 26.550 26.550 -
	24.711 19.752 4.959	437.393 349.619 87.774

El siguiente cuadro resume la contraprestación, los valores razonables de los activos identificables adquiridos y los pasivos asumidos a la fecha de la adquisición, los cuales fueron incorporados en los estados financieros de Capex a partir de la toma del control:

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 5 de julio de 2019 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISION FISCALIZADORA

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NOTA 37 –ADQUISICION DE NEGOCIOS (Cont.)

Efectivo y equivalente de efectivo Créditos por venta Otros créditos / deudas netas Inventarios Repuestos y materiales Propiedad Planta y equipos (incluye Propiedad Minera) Cuentas por pagar comerciales Cargas fiscales Total activos netos identificables Impuestos Precio de compra total	Total Loma Negra La Yesera
	$ $ $ 4.475 3.994 481 3.141 3.141 - (33) (88) 55 16.069 11.615 4.454 1.567 1.519 48 419.890 338.142 81.748 (16.337) (15.295) (1.042) 1.491 161 1.330
	430.263 343.189 87.074
	7.130 6.429 701
	437.393 349.618 87.775

Los costos relativos a la transacción que incluyeron principalmente honorarios profesionales e impuestos a los sellos, ascienden a $ 4.187 (expresados en moneda histórica) y se expusieron en el rubro Gastos de administración.

Los valores razonables correspondientes a los activos y pasivos de los negocios adquiridos surgen de evaluaciones efectuadas por la Dirección. De acuerdo con el método de adquisición, el precio de compra fue alocado a los activos y pasivos adquiridos basados en los valores razonables a la fecha de adquisición. Los valores razonables fueron determinados principalmente en función de los valores de reposición y considerando la vida útil restante de los activos a la fecha de adquisición, y en el caso de Propiedad Minera se estimó el valor razonable considerando los valores presentes a la fecha de adquisición de los flujos de fondos esperados en función de las reservas de las áreas adquiridas.

Como consecuencia de la valuación de la participación de los negocios adquiridos por la Sociedad a valores razonables a la fecha de adquisición, no surgieron diferencias con el precio total.

Adicionalmente, el 7 de noviembre de 2017, por unanimidad, los socios que conforman los consorcios Loma Negra y La Yesera designaron a Capex como operador de las áreas, con efecto a partir del 1 de diciembre de 2017.

NOTA 38 – PARTICIPACION EN CONSORCIOS – RESUMEN DE LA SITUACION FINANCIERA

Tal como se menciona en Nota 37.a), la Sociedad integra los consorcios de Loma Negra y La Yesera. A continuación se expone la información contable al 30 de abril de 2019:

Consorcio	Participación	Activo	Pasivo	Cuenta Aporte	Resultados (2)
Loma Negra	37,50%	1.327.573	362.609	1.195.673	(205.024)
La Yesera	18,75%	493.744	909.299	104.782	(106.919)
Pampa delCastillo(1)	95%	59.134	81.762	40.510	(891.767)

(1) Corresponde a los resultados devengados desde el 1 de agosto de 2018 al 30 de abril de 2019

(2) No incluyen ventas en los negocios conjuntos debido a que la producción es asignada directamente a cada uno de los socios.

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NOTA 39 – CONTRATO DE MUTUO ONEROSO ENTRE CAPEX Y E G WIND

Con fecha 24 de mayo de 2018 se firmó un contrato de mutuo oneroso entre Capex y E G WIND para el desarrollo del Parque Eólico Diadema II. Las características del contrato son:

Monto: La suma máxima total del contrato es de US$ 15.000.000, los cuales serán desembolsados en tramos y a requerimiento de E G WIND. Al cierre de los presentes estados financieros Capex realizó desembolsos por US$ 8.350.000. Interés: devenga una tasa de interés nominal anual fija del 8,10%. Los intereses se abonan trimestralmente a partir del primer desembolso.

Amortización: 23 cuotas trimestrales y consecutivas, venciendo la primera cuota el 25 de noviembre de 2019.

El saldo al 30 de abril de 2019 asciende a $ 372.273, de las cuales $ 26.942 son corrientes.

NOTA 40 – SUPERAVIT DE REVALUACION DE PROPIEDAD, PLANTA Y EQUIPO – RESTRICCION A LA DISTRIBUCION DE RESULTADOS

De acuerdo con lo dispuesto por la Res. 777/18 de la CNV, cuando en virtud de la aplicación del ajuste por inflación establecido en las normas contables aplicables, el saldo por revaluación se hubiera reclasificado a resultados no asignados a la fecha de transición, y en el caso de que estos últimos fueran positivos, las entidades deberán constituir una reserva especial por un monto equivalente al saldo por revaluación determinado en términos reales a dicha fecha, es decir resultante de comparar el valor residual ajustado por inflación con el valor residual revaluado. La reserva especial se podrá desafectar siguiendo el mecanismo previsto en las normas contables aplicables, para quienes utilizan el modelo de revaluación como criterio de medición.

Por lo expuesto y de acuerdo con NIC 29, la Sociedad transfirió a resultados no asignados a la fecha de transición el superávit de revaluación mencionado anteriormente por $ 3.017.202. Al 30 de abril de 2019, siguiendo los lineamientos establecidos en la Res. 777/18, se encuentran restringidos a su distribución los resultados no asignados equivalentes al monto de constitución de la reserva especial, desafectada de acuerdo con los lineamientos de las normas mencionadas, por $ 2.768.346, ad referéndum de la Asamblea de Accionistas que considere los estados financieros al 30 de abril de 2019.

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ANEXO A

Al 30 de abril de 2019 y 2018

Propiedad, planta y equipo

Este anexo es parte de los presentes estados financieros

			Valores de	origen					Depreciaciones	Depreciaciones		Neto resultante al 30.04.2019	Neto resultante al 30.04.2018
	Al inicio del ejercicio	Altas	Obras en curso finalizadas	Bajas / Provisio- nes	Revalúo	Al cierre del ejercicio	Acumuladas al inicio del ejercicio	Del ejercicio	Bajas	Revalúo	Acumuladas al cierre del ejercicio
*Actividades de explotación de petróleo y* gas: -Area adquirida y otros estudios Agua del Cajón – Derechos de explotación Loma Negra(2) La Yesera(2) Pampa del Castillo(2) -Otros estudios Agua del Cajón - Exploración Agua del Cajón - Sísmica -Bienes destinados a la extracción de petróleo Agua del Cajón Pozos de petróleo y gas Obras en curso Bienes asociados a la producción Rodados Gasoducto de abastecimiento -Bienes destinados a la producción de petróleo y gas en Loma Negra y La Yesera Río Negro (1) Pozos de petróleo y gas Obras en curso Bienes asociados a la producción - Bienes destinados a la producción de petróleo y gas en Pampa del Castillo Chubut Pozos de petróleo y gas Bienes asociados a la producción Obras en curso Transporte	1.161.253 375.812 112.637 - 59.907 89.962 12.121.722 645.733 938.401 26.680 350.192 210.268 13.281 47.953 - - -	- - - 347.316 - - 202.466 2.166.191 - 38.852 - 7.402 401.357 - 677.211 352.927 949.756	- - - - - - 1.658.977 (1.797.577) 138.600 - - 131.402 (131.402) - 491.674 - (491.674)	- - - - - - - - - - - - - - - - (6.697)	- - - - - - - - - - - - - - - - -	1.161.253 375.812 112.637 347.316 59.907 89.962 13.983.165 1.014.347 1.077.001 65.532 350.192 349.072 283.236 47.953 1.168.885 352.927 451.385	622.309 7.384 2.549 - 47.551 64.702 6.602.800 - 647.339 15.518 307.509 18.020 - 3.987 - - -	37.540 46.127 12.612 19.953 861 1.760 791.626 - 38.839 6.341 5.337 44.491 - 5.674 119.135 46.031 -	- - - - - - - - - - - - - - - - -	- - - - - - - - - - - - - - - - -	659.849 53.511 15.161 19.953 48.412 66.462 7.394.426 - 686.178 21.859 312.846 62.511 - 9.661 119.135 46.031 -	501.404 322.301 97.476 327.363 11.495 23.500 6.588.739 1.014.347 390.823 43.673 37.346 286.561 283.236 38.292 1.049.750 306.896 451.385	538.944 368.428 110.088 - 12.356 25.260 5.518.922 645.733 291.062 11.162 42.683 192.248 13.281 43.966 - - -
	16.153.801	5.143.478	-	(6.697)	-	21.290.582	8.339.668	1.176.327	-	-	9.515.995	11.774.587	7.814.133

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ANEXO A

Al 30 de abril de 2019 y 2018

Propiedad, planta y equipo (Cont.)

Este anexo es parte de los presentes estados financieros

Concepto			Valores de	origen				Depreciaciones	Depreciaciones	Depreciaciones		Neto resultante al 30.04.2019	Neto resultante al 30.04.2018
	Al inicio del ejercicio	Altas	Obras en curso finalizadas	Bajas / Provisiones	Revalúo	Al cierre del ejercicio	Acumuladas al inicio del ejercicio	Del ejercicio	Bajas	Revalúo	Acumuladas al cierre del ejercicio
Transporte *Otros activos tangibles:* Administración central y administración planta Edificios y Terrenos Neuquén (2) Bienes de administración Central térmica Agua del Cajón CT ADC (2) Obras en curso -Energía eólica Obras en curso Planta de GLP – Agua del Cajón Planta GLP (3) Parque Eólico Diadema (PED) PED (3) Parque Eólico Diadema (PED II) PED II Planta de Hidrógeno y Oxígeno Planta de Hidrógeno y Oxígeno Provisión Planta de Hidrógeno y Oxígeno	16.153.801 613.495 109.590 18.060.239 85.146 - 1.174.502 502.980 192.858 257.464 (161.390)	5.143.478 24.264 2.083 - 153.957 306 4.843 1.283.247 11.784	- - - 129.585 (129.585) -	(6.697) - - - - - 373	- 139.307 - 717.346 - - 670.249 129.594	21.290.582 777.066 111.673 18.907.170 109.518 306 1.844.751 637.417 1.476.105 269.248 (161.017)	8.339.668 33.647 82.314 9.616.600 - - 901.560 178.679 96.074	1.176.327 1.602 9.721 753.101 - - 28.912 23.584 12.157	- - - - - -	- - - - - - 513.617 53.827	9.515.995 35.249 92.035 10.369.701 - - 1.444.089 256.090 108.231	11.774.587 741.817 19.638 8.537.469 109.518 306 400.662 381.327 1.476.105 161.017 (161.017)	7.814.133 579.848 27.276 8.443.639 85.146 - 272.942 324.301 192.858 161.390 (161.390)
Total al 30 de abril de 2019	36.988.685	6.623.962	-	(6.324)	1.656.496	45.262.819	19.248.542	2.005.404	-	567.444	21.821.390	23.441.429
Total al 30 de abril de 2018	32.596.356	2.905.973	-	7.709	1.478.647	36.988.685	16.890.716	1.467.045	(1.468)	892.249	19.248.542		17.740.143

(1) Ver Nota 37

(2) Ver Nota 6

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 COMISION FISCALIZADORA

(Socio) C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17

Dr. Norberto Luis Feoli

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ANEXO C

Al 30 de abril de 2019 y 2018 Este anexo es parte de los presentes estados financieros

INVERSIONES

Títulos emitidos en serie y participaciones en otras sociedades

Denominación y características de los valores	Valor nomi- nal	Cantidad	Valor patrimonial proporcional 30.04.2019	Valor registrado al 30.04.2019	Valor registrado al 30.04.2018			Información sobre el emisor	Información sobre el emisor	Información sobre el emisor	Información sobre el emisor	Información sobre el emisor	Información sobre el emisor
								Ultimo estado contable
						Activi- dad princi- pal	Estados contables	Capital social	Reserva legal	Reserva facultativ a	Resultados no asignados	Patrimonio neto	% de partici- pación sobre el capital social
Activo corriente En moneda extranjera (Anexo G) Inversiones financieras a valor razonable BONAR 2020 LETES 2018 Total Inversiones financieras a valor razonable	$	- -	$	$	$	- - -	- - -	$	$	$	$	$	- - -
								- - -	- - -		- - -	- - -
			- -	- -	213.990 771.342
			-	-	985.332

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 COMISION FISCALIZADORA

(Socio)

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==> picture [67 x 51] intentionally omitted <==

ANEXO D

Al 30 de abril de 2019 y 2018 Este anexo es parte de los presentes estados financieros

OTRAS INVERSIONES

Cuenta principal y características	Valor registrado al 30.04.2019	Valor registrado al 30.04.2018
Otras inversiones corrientes Efectivo y equivalente de efectivo En moneda nacional Inversiones financieras a valor razonable Fondos comunes de inversión En moneda extranjera (Anexo G) Inversiones financieras a costo amortizado Cuenta Remunerada Plazos fijos Inversiones financieras a valor razonable Fondos comunes de inversión Totalotrasinversiones	$	$
	735.493 152.451 6.326.514 1.338.403	2.762.001 541.044 338.566 2.550.596
	8.552.861	6.192.207

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019

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Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 COMISION FISCALIZADORA

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==> picture [67 x 51] intentionally omitted <==

ANEXO E

Por los ejercicios iniciados el 1 de mayo de 2018 y 2017 y finalizados el 30 de abril de 2019 y 2018 Este anexo es parte de los presentes estados financieros

PROVISIONES

Rubros	Saldo al inicio del ejercicio	(Recuperos) / Aumentos	Saldo al cierre del ejercicio
DEDUCIDAS DEL ACTIVO ACTIVO NO CORRIENTE Propiedad, planta y equipo En moneda nacional Para desvalorización de Propiedad, planta y equipo Cuentas por cobrar comerciales En moneda nacional Provisión por deudores incobrables Total deducidas del activo INCLUIDAS EN EL PASIVO PASIVO NO CORRIENTE Provisiones En moneda nacional Para juicios y multas Total incluidas en el pasivo Totalprovisiones	$	$	$
	161.390 4.093	(373) (1.466)	161.017 2.627
	165.483	(1.839)	163.644
	3.864	(1.384)	2.480
	3.864	(1.384)	2.480
	169.347	(3.223)	166.124

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019

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==> picture [67 x 51] intentionally omitted <==

ANEXO F

Por los ejercicios iniciados el 1 de mayo de 2018 y 2017 y finalizados el 30 de abril de 2019 y 2018 Este anexo es parte de los presentes estados financieros

COSTO DE VENTAS

	30.04.2019	30.04.2018
	$
Existencia de inventarios y repuestos y materiales al inicio del ejercicio(1)	604.792 934.422 156.904 5.844.172 8.424 (727.416) (880.196)	275.132
Mas:
- Ingresos a almacenes		518.218
- Adquisición crudo de reventa		-
- Costos de producción (Anexo H)		2.635.140
- Bienes de cambio adeudado a terceros		-
Menos:
- Consumos		(160.259)
Existencia de inventariosyrepuestosymateriales al cierre del ejercicio(1)		(604.792)
Costo deventas	5.941.102	2.663.439

(1) Se incluyen inventarios y repuestos y materiales netos de anticipos varios.

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019

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Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 COMISION FISCALIZADORA

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==> picture [67 x 51] intentionally omitted <==

ANEXO G

Al 30 de abril de 2019 y 2018 Este anexo es parte de los presentes estados financieros

ACTIVOS Y PASIVOS EN MONEDA EXTRANJERA

Rubros		30.04.2019	30.04.2019		30.04.2018	30.04.2018	30.04.2018	30.04.2018	30.04.2018
	Clase	Monto	Cambio vigente	Monto en $	Clase	Monto	Cambio vigente	Monto en $	Monto en $ reexpresa- do
ACTIVO ACTIVO NO CORRIENTE Repuestos y materiales Anticipos varios Otras cuentas por cobrar Cesión de derechos CAMMESA Total del activo no corriente ACTIVO CORRIENTE Repuestos y materiales Anticipos varios Otras cuentas por cobrar Anticipos varios Créditos Soc. Art. 33 – Ley 19.550 Cesión de derechos CAMMESA Cuentas por cobrar comerciales Créditos Soc. Art. 33 – Ley 19.550 Por venta de energía Por venta de petróleo y otros Inversiones financieras Inversiones financieras a valor razonable Efectivo y equivalente de efectivo Caja Caja Bancos Inversiones financieras a valor razonable Inversiones financieras a costo amortizado Total del activo corriente Total del activo PASIVO PASIVO NO CORRIENTE Cuentas por pagar comerciales Proveedores Provisiones varias Deudas financieras Bancarias Obligaciones Negociables Total del pasivo no corriente PASIVO CORRIENTE Cuentas por pagar comerciales Proveedores Proveedores Proveedores Soc. Art. 33 – Ley 19.550 Provisiones varias Deudas financieras Bancarias Obligaciones Negociables Total del pasivo corriente Total delpasivo	US$ US$	503 -	43,95 -	22.086 -	US$ US$	768 625	20,44 20,44	15.703 12.768	24.465 19.891
	US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$ € US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$ € US$ US$ US$ US$	126 619 - 704 132 18.767 20.102 4 3 3.310 30.453 147.417	43,95 43,95 - 43,95 43,95 43,95 43,95 - 43,95 49,26 43,95 43,95 43,95	22.086	US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$ € US$ US$ US$	192 369 7 816 136 32.495 5.206 30.942 221 4 756 80.095 27.622	20,44 20,44 20,44 20,44 20,44 20,44 20,44 20,44 20,44 24,72 20,44 20,440 20,44	28.471	44.356
				5.522 27.197 - 30.933 5.795 824.825 883.484 - 197 127 145.482 1.338.403 6.478.965				3.926 7.549 137 16.670 2.789 664.202 106.415 632.454 4.509 99 15.463 1.637.147 564.592	6.117 11.761 214 25.971 4.344 1.034.794 165.790 985.332 7.075 104 24.090 2.550.596 879.610
		5.867 13.007 1.600 300.000	44,15 44,15 44,15 44,15	9.740.930	US$ US$ US$	230 2.400 300.000	20,54 20,54 20,54	3.655.952	5.695.798
				9.763.016				3.684.423	5.740.154
				259.038 574.270 70.640 13.245.000				4.734 49.296 6.162.000	7.374 76.801 9.600.095
		21.790 - - 9.615 808 9.510	44,15 - - 44,15 44,15 44,15	14.148.948	US$ € US$ US$ US$ US$	15.795 1 84 4.933 809 9.510	20,54 24,89 20,54 20,54 20,54 20,54	6.216.030	9.684.270
				962.031 - - 424.484 35.659 419.885				324.432 33 1.734 101.327 16.624 195.344	505.501 - 2.701 157.863 25.900 304.336
				1.842.059				639.494	996.301
				15.991.007				6.855.524	10.680.571

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019

PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha

5 de julio de 2019

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Dr. Norberto Luis Feoli

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==> picture [67 x 51] intentionally omitted <==

ANEXO H

INFORMACION REQUERIDA POR EL ART. 64, INC. B) DE LA LEY Nº 19550

por los ejercicios iniciados el 1 de mayo de 2018 y 2017, y finalizados el 30 de abril de 2019 y 2018 Este anexo es parte de los presentes estados financieros

Concepto		30.04.2019	30.04.2019	30.04.2019	30.04.2019	30.04.2018	30.04.2018	30.04.2018	30.04.2018	30.04.2018
	Costos de producción	Gastos de comercializa- ción	Gastos de administración	Gastos preoperati vos	Total	Costos de producción	Gastos de comercializa -ción	Gastos de administración	Gastos preoperativos	Total
Honorarios y otras retribuciones Sueldos y cargas sociales Materiales, repuestos y otros Operación, mantenimiento y reparaciones Combustibles, lubricantes y fluidos Transporte, fletes y estudios Depreciación propiedad, planta y equipo Gastos de oficina, movilidad y representación Impuestos, tasas, contribuciones, alquileres y seguros Adquisición energía a CAMMESA Gastos de transporte de gas Adquisición gas de terceros Regalías Gastos de transporte y despachos de energía Retención de exportaciones Impuesto sobre los ingresos brutos Comisiones y otros Gastos bancarios Total	$	$	$	$	$	$	$	$	$	$
	64.993 748.261 323.260 876.647 355.131 78.452 1.994.081 17.263 97.389 117 51.122 1.237.456 - - - - - -	- - - - - - - - - - - - 1.160.810 102.068 310.480 315.930 9.793 -	33.766 234.677 36 51.586 - 4.300 11.323 20.273 49.346 - - - - - - - 138.722	4.906 - - - - - - 824 89 - - - - - - - 5.120	103.665 982.938 323.296 928.233 355.131 82.752 2.005.404 38.360 146.824 117 51.122 1.237.456 1.160.810 102.068 310.480 315.930 9.793 143.842	45.471 577.685 106.685 271.864 36.607 26.427 1.458.745 8.511 73.133 85 29.927 - - - - - -	- - - - - - - - - - - - 699.088 118.357 - 239.048 5.954 -	26.865 238.840 44 44.187 - 3.176 8.300 1.603 59.150 - - - - - - - 3.968 83.271	3.316 - - - - - - 226 - - - - - - - - 1.333 -	75.652 816.525 106.729 316.051 36.607 29.603 1.467.045 10.340 132.283 85 29.927 - 699.088 118.357 - 239.048 11.255 83.271
	5.844.172	1.899.081	544.029	10.939	8.298.221	2.635.140	1.062.447	469.404	4.875	4.171.866

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 COMISION FISCALIZADORA

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Dr. Norberto Luis Feoli

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==> picture [66 x 51] intentionally omitted <==

RESEÑA INFORMATIVA

REFERIDA A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS DE

CAPEX S.A. AL 30 DE ABRIL DE 2019

(cifras expresadas en miles de pesos)

a) Consideraciones acerca de los resultados integrales y la situación financiera consolidada al 30 de abril de 2019 (información no cubierta por el informe de los auditores sobre los estados financieros consolidados)

Estados de resultados integrales consolidados

	30/04/2019	30/04/2018	Variación	Variación
Ventas Costo de ventas	13.711.817 (5.941.102)	7.292.234 (2.663.439)	6.419.583 (3.277.663)	88,0% 123,1%
Resultado bruto	7.770.715	4.628.795	3.141.920	67,9%
Gastos preoperativos Gastos de comercialización Gastos de administración Otros (egresos) / ingresos operativos netos	(10.939) (1.899.081) (544.029) (4.362)	(4.875) (1.062.447) (469.404) 634	(6.064) (836.634) (74.625) (4.996)	124,4% 78,7% 15,9% -788,0%
Resultado operativo	5.312.304	3.092.703	2.219.601	71,8%
Ingresos financieros Costos financieros Otros resultados financieros Otros resultados financieros RECPAM	5.769.852 (11.346.434) 373 2.034.092	2.188.812 (3.840.040) 9.618 647.712	3.581.040 (7.506.394) (9.245) 1.386.380	163,6% 195,5% -96,1% 214,0%
Resultado antes de impuesto a las ganancias	1.770.187	2.098.805	(328.618)	-15,7%
Impuesto a las ganancias	(376.177)	(88.215)	(287.962)	326,4%
Resultado neto del ejercicio	1.394.010	2.010.590	(616.580)	-30,7%
Otros resultados integrales	804.300	568.719	235.581	41,4%
Resultado integral del ejercicio	2.198.310	2.579.309	(380.999)	-14,8%

El comportamiento de los resultados al 30 de abril de 2019 con respecto al 30 de abril de 2018, fue el siguiente:

El resultado bruto ascendió a $ 7.770.715 en el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2019, representando un 56,7% de las ventas, en comparación con los $ 4.628.795 ó 63,5% de las ventas al 30 de abril de 2018. El resultado bruto se incrementó en un 67,9%.
El resultado operativo en el ejercocio finalizado el 30 de abril de 2019 ascendió a $ 5.312.304 (ganancia) en comparación con $ 3.092.703 (ganancia) del ejercicio anterior, representando un incremento del 71,8%.
El resultado neto ascendió a $ 1.394.010 (ganancia) en el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2019 en comparación con los $ 2.010.590 (ganancia) del ejercicio anterior, representando una disminución del resultado del ejercicio de un 30,7%.
Los otros resultados integrales ascendieron a $ 804.300 (ganancia), como consecuencia de la revaluación de ciertos bienes del rubro Propiedad, planta y equipo neto del efecto impositivo, registrada en el ejercicio.
El resultado integral ascendió a $ 2.198.310 (ganancia) en el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2019 en comparación con $ 2.579.309 (ganancia) del ejercicio anterior, representando una disminución del 14,8%.

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 COMISION FISCALIZADORA

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==> picture [66 x 51] intentionally omitted <==

Ventas

Producto	30/04/2019	30/04/2018	Variación	Variación
Energía Energía CT ADC(1) Energía PED Servicio de fasón de energía eléctrica Gas Gas Programa estímulo Petróleo Propano Butano Oxígeno Servicios	7.718.174 143.961 11.931 - 775.175 4.393.813 370.241 220.611 5.385 72.526	5.265.627 119.047 10.661 211.761 - 1.180.500 289.329 183.451 4.297 27.561	2.452.547 24.914 1.270 (211.761) 775.175 3.213.313 80.912 37.160 1.088 44.965	46,6% 20,9% 11,9% -100,0% 100,0% 272,2% 28,0% 20,3% 25,3% 163,1%
Total 13.711.817 7.292.234 6.419.583 88,0%

(1) Al 30 de abril de 2019 y 2018 incluye los ingresos generados por el gas producido por las áreas ADC, Loma Negra y La Yesera, consumido en la CT ADC y pagado por CAMMESA bajo el concepto Reconocimiento Combustibles. Asimismo a partir de noviembre de 2018 se incluye en este rubro el gas de terceros redireccionado por CAMMESA y consumido en la CT ADC.

Las ventas por el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2019 aumentaron un 88,0% con respecto al ejercicio anterior. El comportamiento de cada uno de los productos fue el siguiente:

a) Energía:

(i) un incremento del 34,6% del precio de venta promedio registrado sobre los GW vendidos pasando de $/GWh 573,6 promedio durante el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2018 a $/GWh 771,8 promedio en el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2019, como consecuencia del incremento del valor de la potencia remunerada según el esquema tarifario implementado por la Res SEN 19 E/2017 y a la mayor evolución de la cotización del dólar estadounidense respecto de la evolución de la inflación. La Res SEN 19 E/2017 vigente desde febrero 2017 hasta febrero 2019, previó aumentos escalonados en los valores de la potencia remunerada en los meses de mayo y noviembre de 2017. A partir de marzo 2019 y con la entrada en vigencia de la Res SRRME 1/2019 se establecieron menores valores de energía y potencia, lo que implicó una disminución en los ingresos por un 4%.
(ii) un aumento del 44,2 % en la remuneración en pesos, reconocida por CAMMESA a los generadores, en concepto de gas consumido en la CT ADC producido por las áreas ADC, Loma Negra y La Yesera y a partir de noviembre de 2018 se incorpora la remuneración del gas redireccionado de terceros como combustible, debido a que CAMMESA dejó de suministrarlo. Este incremento fue generado por el aumento en 40% del volumen remunerado (al incluir el gas de terceros), a la mayor evolución de la cotización del dólar estadounidense respecto de la evolución de la inflación, compensado por la disminución del valor del gas de referencia por millón de btu para centrales térmicas de la cuenca neuquina, el cual disminuyó de US$ 5,53 (Res 41/16 del Ministerio de Energía y Minería) a un promedio anual de US$ 3,72 para el ejercicio 2018-2019, como consecuencia de la aplicación de precios máximos establecidos por la Res 46/2018 del Ministerio de Energía y las subastas realizadas por CAMMESA para la adquisición de gas natural para la generación de electricidad a partir del mes de septiembre de 2018. El ingreso por dicha remuneración se incluye en el segmento de Petróleo y Gas (Nota 5 a los Estados Financieros Consolidados). El gas propio consumido por la CT ADC aumentó levemente en un 4,0%.

La generación de la CT ADC aumentó un 10,6% con respecto al ejercicio anterior debido a la mayor disponibildad de gas.

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b) Servicio de fasón de energía eléctrica:

c) Gas:

d) Petróleo:

Las ventas de petróleo aumentaron en $ 3.213.313, representando un aumento del 272,2 %. Este aumento se debió a:

i) las exportaciones de petróleo, proveniente de la participación en la concesión del área Pampa del Castillo – La Guitarra en la Provincia de Chubut, de 155.731 m3 (979.516 bbl) a un precio promedio de venta de $/bbl 1.795,3; y
ii) un incremento del 35,4% en la venta local de petróleo producto de un aumento del 39,5% del precio promedio en pesos, por efecto del incremento del precio promedio en dólares acordado entre las partes y a la mayor evolución de la cotización del dólar estadounidense respecto de la evolución de la inflación, todo ello compensado con una disminución de los m3 vendidos, pasando de 98.003 m3 al 30 de abril de 2018 a 95.126 m3 al 30 de abril de 2019. Cabe destacar que, teniendo en cuenta la evolución del precio internacional del petróleo crudo con la necesidad de un precio local que permita desarrollar la actividad de producción y el impacto del tipo de cambio en los precios finales de los combustibles en el surtidor, productores y refinadores negocian regularmente una convergencia pautada de los precios del producto interno con el valor internacional del mismo.

i) la participación, a partir de noviembre de 2017, en los Consorcios con concesiones en las áreas Loma Negra y La Yesera en la Provincia de Río Negro, de un promedio aproximado de 62 m3 día en el período mayo 2018-abril 2019, y
ii) la participación en la concesión del área Pampa del Castillo – La Guitarra en la Provincia de Chubut, a partir del 1 de agosto de 2018, de un promedio aproximado de 577 m[3] día en el período agosto 2018-abril 2019.

e) Propano, butano y gasolina:

Las ventas de propano aumentaron en $ 80.912 ó 28,0%, pasando de $ 289.329 al 30 de abril de 2018 a $ 370.241 al 30 de abril de 2019, incluyendo los ingresos del “Programa Propano Sur”.

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Las ventas de butano aumentaron en $ 37.160 ó 20,3%, pasando de $ 183.451 al 30 de abril de 2018 a $ 220.611 al 30 de abril de 2019. Dicho aumento se debió a una suba del precio promedio en pesos de venta en un 24,6 %, pasando de $promedio/tn 12.978,5 al 30 de abril de 2018 a $promedio/tn 16.171,5 al 30 de abril de 2019, como consecuencia de los mayores precios internacionales y a la mayor evolución de la cotización del dólar estadounidense respecto de la evolución de la inflación. El volumen vendido tuvo una disminución del 3,6 %.
No se han registrado ventas de gasolina al 30 de abril de 2019 y 2018 debido a que la producción de 27.333 m[3 ] y 28.102 m[3] , respectivamente, fueron blendeadas y vendidas con el petróleo por razones de mercado.

f) Oxígeno:

g) Servicios:

Costo de ventas

	30/04/2019	30/04/2018	Variación	Variación
Honorarios y otras retribuciones Sueldos y cargas sociales Materiales, repuestos y otros Operación, mantenimiento y reparaciones Combustibles, lubricantes y fluidos Transporte, fletes y estudios Depreciación propiedad, planta y equipo Gastos de oficina, movilidad y representación Impuestos, tasas, contribuciones, alquileres y seguros Adquisición energía a CAMMESA Gastos de transporte de gas Adquisición de gas de terceros Adquisición de petróleo Costo de producciónde existencias	(64.993) (748.261) (323.260) (876.647) (355.131) (78.452) (1.994.081) (17.263) (97.389) (117) (51.122) (1.237.456) (156.904) 59.974	(45.471) (577.685) (106.685) (271.864) (36.607) (26.427) (1.458.745) (8.511) (73.133) (85) (29.927) - - (28.299)	(19.522) (170.576) (216.575) (604.783) (318.524) (52.025) (535.336) (8.752) (24.256) (32) (21.195) (1.237.456) (156.904) 88.273	42,9% 29,5% 203,0% 222,5% 870,1% 196,9% 36,7% 102,8% 33,2% 37,6% 70,8% 100,0% 100,0% -311,9%
Costo de ventas	(5.941.102)	(2.663.439)	(3.277.663)	-123.1%

El costo de ventas al 30 de abril de 2019 ascendió a $ 5.941.102 (43,3% sobre las ventas), mientras que en al 30 de abril de 2018 ascendió a $ 2.663.439 (36,5% sobre las ventas).

El aumento del 123,1% en el costo de ventas fue generado principalmente por:

el mayor cargo por depreciación por $ 535.336 de los bienes relacionados con la explotación de petróleo y gas, la CT ADC, el PED y la Planta de GLP, como consecuencia del incremento de las inversiones realizadas en las áreas, la incorporación de nuevas áreas y la actualización del revalúo técnico de ciertos bienes realizados en los ejercicios finalizados al 30 de abril de 2018 y 2019.
- un incremento de los costos laborales por $ 170.576, fundamentalmente como resultado de la incorporación de personal para llevar adelante la operación del área Pampa del Castillo – La Guitarra a partir del 1 de agosto de 2018.
un incremento de costos de Materiales, repuestos y otros por $ 216.575 y de los costos de operación, mantenimiento y reparaciones por $ 604.783, como consecuencia del aumento en la actividad generado por la incorporación de las áreas de Loma Negra, La Yesera y Pampa del Castillo – La Guitarra y el incremento en las tarifas de los servicios a lo largo del ejercicio,
un incremento de los costos de combustibles, lubricantes y fluidos por $ 318.524, como consecuencia del aumento en la actividad en los yacimientos, el incremento en los precios y el incremento en la tarifa del fondo fiduciario para consumos residenciales de gas relacionado con la producción de GLP,
la adquisición de gas de terceros $ 1.237.456, como consecuencia de que a partir de noviembre de 2018 CAMMESA dejó de suministrar gas a los generadores de energía eléctrica, debiendo los generadores adquirirlo en el mercado, y

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la adquisición de petróleo por $ 156.904, como consecuencia del Joint Operation Agreement que rige la operación del área Pampa del Castillo – La Guitarra.

Gastos preoperativos

Los gastos preoperativos corresponden a los honorarios profesionales, gastos, comisiones e impuestos bancarios, entre otros, relacionados con la construcción del Parque Eólico Diadema II.

Gastos de comercialización

	30/04/2019	30/04/2018	Variación	Variación
Regalías Gastos de transporte y despacho de energía Derechos de exportaciones Impuesto sobre los ingresos brutos Comisiones y otros	(1.160.810) (102.068) (310.480) (315.930) (9.793)	(699.088) (118.357) - (239.048) (5.954)	(461.722) 16.289 (310.480) (76.882) (3.839)	66,0% -13,8% 100,0% 32,2% 64,5%
Gastos de comercialización	(1.899.081)	(1.062.447)	(836.634)	78,7%

a) las regalías asociadas con el petróleo por: i) el incremento de la producción por la incorporación de las participaciones en los Consorcios de Loma Negra, La Yesera y la UTE Pampa del Castillo – La Guitarra, ii) un aumento del precio promedio en dólares del petróleo del 3% y iii) la mayor evolución de la cotización del dólar estadounidense respecto de la evolución de la inflación,
b) las regalías asociadas con el gas, generado por: i) el incremento de la producción por la incorporación de las participaciones en los Consorcios de Loma Negra y La Yesera, y ii) la mayor evolución de la cotización del dólar estadounidense respecto de la evolución de la inflación, y
c) el pago de derechos de exportaciones como consecuencia de la exportación del petróleo proveniente del área Pampa del Castillo – La Guitarra.

Gastos de administración

	30/04/2019	30/04/2018	Variación	Variación
Honorarios y otras retribuciones Sueldos y cargas sociales Materiales, repuestos y otros Operación, mantenimiento y reparaciones Transporte, fletes y estudios Depreciación propiedad, planta y equipo Gastos de oficina, movilidad y representación Impuestos, tasas, contribuciones, alquileres y seguros Comisiones y otros Gastos bancarios	(33.766) (234.677) (36) (51.586) (4.300) (11.323) (20.273) (49.346) - (138.722)	(26.865) (238.840) (44) (44.187) (3.176) (8.300) (1.603) (59.150) (3.968) (83.271)	(6.901) 4.163 8 (7.399) (1.124) (3.023) (18.670) 9.804 3.968 (55.451)	25,7% -1,7% -18,2% 16,7% 35,4% 36,4% 1164,7% -16,6% 100,0% 66,6%
Gastos de administración	(544.029)	(469.404)	(74.625)	15,9%

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 COMISION FISCALIZADORA

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Otros (egresos) / ingresos) operativos netos

	30/04/2019	30/04/2018	Variación	Variación
Resultado de venta de rodados Derecho de exclusividad Gravámenes no computables Ingresos por servicios de cargos administrativos indirectos – Consorcios y UTE Diversos	2.082 (22.075) (1.886) 23.144 (5.627)	562 - - 4.607 (4.535)	1.520 (22.075) (1.886) 18.537 (1.092)	270,5% 100,0% 100,0% 402,4% 24,1%
Otros (egresos) / ingresos operativos netos	(4.362)	634	(4.996)	-788,0%

Resultados financieros

		30/04/2019	30/04/2018	Variación	Variación
Ingresos financieros 5.769.852 2.188.812 3.581.040 163,6% Costos financieros (11.346.434) (3.840.040) (7.506.394) 195,5% Otros resultados financieros 373 9.618 (9.245) -96,1%
OtrosresultadosfinancierosRECPAM		2.034.092	647.712	1.386.380	214,0%
Resultados financieros		(3.542.117)	(993.898)	(2.548.219)	256,4%
a)	Ingresos financieros
		30/04/2019	30/04/2018	Variación
Diferencia de cambio 5.347.873 1.538.212 3.809.661 247,7%
Intereses y otros Devengamiento deintereses de créditos		420.668 1.311	646.846 3.754	(226.178) (2.443)	-35,0% -65,1%
Ingresos financieros		5.769.852	2.188.812	3.581.040	163,6%

La variación de la diferencia de cambio como consecuencia de la mayor evolución de la cotización del dólar estadounidense respecto de la evolución de la inflación, calculado sobre las inversiones en moneda extranjera. La variación a valores nominales de la cotización del dólar estadounidense entre abril 2018 y abril 2019 fue de un 115% mientras que, entre abril 2017 y abril 2018 fue de un 33,4%.
La variación de los intereses y otros resultados devengados corresponden principalmente al resultado generado por las inversiones en plazos fijos y en menor medida a los fondos comunes de inversión y la tenencia de títulos.
La variación en el devengamiento de intereses de créditos corresponde, principalmente, al resultado generado por la actualización del valor de los créditos a largo plazo de Hychico.

b) Costos financieros

	30/04/2019	30/04/2018	Variación	Variación
Diferencia de cambio Intereses y otros Devengamiento deintereses de créditos y deudas	(10.163.623) (1.153.113) (29.698)	(3.024.546) (806.981) (8.513)	(7.139.077) (346.132) (21.185)	236,0% 42,9% 248,9%
Costos financieros	(11.346.434)	(3.840.040)	(7.506.394)	195,5%

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Las mayores pérdidas por diferencia de cambio como consecuencia de la mayor evolución de la cotización del dólar estadounidense respecto de la evolución de la inflación; la variación a valores nominales en la cotización del dólar estadounidense entre abril abril 2018 y abril 2019 fue de un 115% mientras que, entre abril 2017 y abril 2018 fue de un 33,4%. El Grupo posee el 99,5% de su deuda financiera en dólares estadounidenses, con lo cual la variación de la cotizacion de dicha moneda genera un impacto significativo en los resultados económicos y en el patrimonio.

Las deudas financieras a los cuales hacemos referencia son las siguientes:

Obligaciónes Negociables Clase 2 por US$ 300 millones con vencimiento mayo 2024, a una tasa fija del 6,875%, pagaderos semestralmente.
Préstamo garantizado de US$ 14 millones con el CII, destinado a la construcción del PED de Hychico, devenga un interés a una tasa variable equivalente a LIBO más 4,5% nominal anual (a partir de abril de 2018) pagadero semestralmente. Al 30 de abril de 2019 el capital adeudado asciende a US$ 2,4 millones.
La variación de los intereses y otros resultados devengados corresponde, principalmente, al devengamiento de los intereses por las Obligaciones Negociables, por el préstamo con el CII y por el financiamiento para el mantenimiento de la CT ADC. El incremento de la cotización del dólar estadounidense generó un mayor devengamiento de intereses en pesos.
El devengamiento de intereses de créditos y deudas corresponde al resultado generado por la actualización del valor de la provisión por abandono de pozos incrementado por la incorporación de nuevas áreas.

Otros resultados financieros RECPAM

	30/04/2019	30/04/2018	Variación	Variación
Otros resultados financieros RECPAM	2.034.092	647.712	1.386.380	214,0%

En este rubro se expone el resultado por exposición a los cambios en el poder adquisitivo de la moneda.

Impuesto a las ganancias

	30/04/2019	30/04/2018	Variación	Variación
Impuesto a lasganancias	(376.177)	(88.215)	(287.962)	326,4%

El resultado por el impuesto a las ganancias al 30 de abril de 2019 arrojó un saldo negativo de $ 376.177, principalmente por el impuesto especial por Revalúo Impositivo y el impuesto por el ajuste por inflación impositivo art 95, neto de la ganancia por el efecto del revalúo fiscal de Propiedad, planta y equipo.

Otros resultados integrales

	30/04/2019	30/04/2018	Variación	Variación
Otros resultados integrales	804.300	568.719	235.581	41,4%

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 5 de julio de 2019 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISION FISCALIZADORA

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Estados de situación financiera consolidados

	30/04/2019	30/04/2018	Variación	Variación
Propiedad, planta y equipo	23.441.429	17.740.143	5.701.286	32,1%
Inversionesfinancieras avalor razonable	-	985.332	(985.332)	-100,0%
Repuestos ymateriales	897.788	628.627	269.161	42,8%
Activoneto por impuesto diferido	12.548	11.026	1.522	13,8%
Otras cuentas porcobrar	907.670	201.352	706.318	350,8%
Cuentas porcobrarcomerciales	1.788.191	1.286.605	501.586	39,0%
Inventarios	10.016	6.747	3.269	48,5%
Efectivo y equivalentes de efectivo	8.737.349	6.247.209	2.490.140	39,9%
Total del activo	35.794.991	27.107.041	8.687.950	32,1%
Patrimonio atribuible alos propietarios	13.839.066	11.664.531	2.174.535	18,6%
Participación no controlada	86.188	62.413	23.775	38,1%
Total delpatrimonio	13.925.254	11.726.944	2.198.310	18,7%
Cuentas porpagarcomerciales	3.925.788	1.288.856	2.636.932	204,6%
Deudasfinancieras	13.750.838	10.082.339	3.668.499	36,4%
Pasivo por impuesto diferido	2.683.957	3.392.592	(708.635)	-20,9%
Cargasfiscales	1.125.239	361.152	764.087	211,6%
Provisiones y otros cargos	2.480	3.864	(1.384)	-35,8%
Remuneraciones y cargas sociales	208.519	151.533	56.986	37,6%
Otras deudas	172.916	99.761	73.155	73,3%
Total del pasivo	21.869.737	15.380.097	6.489.640	42,2%
Total delpatrimonioy pasivo	35.794.991	27.107.041	8.687.950	32,1%

Al 30 de abril de 2019 el activo aumentó en $ 8.687.950, lo que representa un incremento del 32,1 % en comparación con el 30 de abril de 2018.

Las causas principales de esta variación son:

(i) Propiedad, planta y equipo: incremento por $ 5.701.286, por el efecto de: i) los revalúos técnicos de ciertos activos registrados durante el ejercicio al 30 de abril de 2019, ii) las inversiones realizadas, iii) la adquisición del área Pampa del Castillo – La Guitarra, y iii) y las inversiones en las obras de construcción del PED II, iv) todo ello neto de las depreciaciones del ejercicio.
(ii) Inversiones financieras a valor razonable: disminución por $ 985.332, destinados a las inversiones relizadas en la adquisición de nuevas áreas y las erogaciones para la construcción del PED II.
(iii) Repuestos y materiales: aumento por $ 269.161, debido al movimiento neto de los ingresos y consumos de los stocks por los mantenimientos mayores de la CT ADC y a los materiales provenientes de la operación del área Pampa del Castillo – La Guitarra.
(iv) Activo neto por impuesto diferido: aumento por $ 1.522 por la generación de quebrantos en E G WIND.
(v) Otras cuentas por cobrar: incremento por $ 706.318, principalmente por el devengamiento del Programa estímulo de gas no convencional, la posición de IVA crédito de E G WIND y Capex.
(vi) Cuentas por cobrar comerciales: incremento por $ 501.586, debido a: i) incremento en las cantidades y el precio de venta del crudo y ii) para los créditos nominados en dólares estadounidenses, el incremento de la cotización de esta moneda.
(vii) Efectivo y equivalentes de efectivo: incremento por $ 2.490.140 debido principalmente a los mayores flujos netos generados por: i) los incrementos en las ventas producto del incremento en los precios y la variación de la cotización del dólar estadounidense, y ii) el incremento de las inversiones financieras en moneda extranjera dada la variación de la cotización del dólar estadounidense, compensado con i) el pago por la adquisición de las participaciones Pampa del Castillo – La Guitarra, ii) las inversiones realizadas en Propiedad, planta y equipo, iii) las erogaciones para la construcción del PED II y iv) el pago de la cuota correspondiente al préstamo de Hychico con el CII.

Al 30 de abril de 2019 el pasivo aumentó en $ 6.489.640, lo que representa un incremento del 42,2 % en comparación con el 30 de abril de 2018.

Las causas principales de esta variación son:

(i) Cuentas por pagar comerciales: aumento por $ 2.636.932, principalmente por: i) las mayores compras de materiales y gas para abastecimiento de la CT ADC, ii) el efecto de la cotización del dólar estadounidense en los proveedores en moneda extranjera, iii) los mayores pasivos comerciales y provsión por abandono de pozos producto del aumento de la

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==> picture [66 x 51] intentionally omitted <==

actividad en Agua del Cajón y de la actividad producto de la incorporación de la participación en la UTE Pampa del Castillo – La Guitarra, iv) el saldo pendiente de cancelación por la adquisición de Pampa del Castillo – La Guitarra y v) los pasivos comerciales producto de la construcción del PED II.

(ii) Deudas financieras: aumento por $ 3.668.499, generado por: el incremento de la cotización del dólar estadounidense, provocando la mayor valuación de los pasivos en moneda extranjera, compensado por los pagos de capital del préstamo con el CII por parte de Hychico y de las compensaciones relacionadas con financiamiento anticipado para mantenimiento de la CT ADC.
(iii) Cargas fiscales: aumento de $ 764.087 como consecuencia del devengamiento del impuesto especial por Revalúo Impositivo y el impuesto por ajuste por inflación impositivo art 95.
(iv) Pasivo por impuesto diferido: disminución por $ 708.635 como consecuencia de la aplicación del revalúo impositivo, del ajuste por inflación impositivo y del efecto de la reducción gradual de la alícuota del impuesto a las ganancias, introducida por la Reforma Tributaria promulgada el 29 de diciembre de 2017.
(v) Remuneraciones y cargas sociales: incremento por $ 56.986, como consecuencia del incremento de la nómina de la Sociedad debido a la incorporación de nuevos negocios.
(vi) Otras deudas: incremento de $ 73.155 como consecuencia del aumento de las regalías producto de la mayor producción, del incremento del tipo de cambio y de la incorporación de nuevas áreas.

Superávit de revaluación de Propiedad, planta y equipo: restricción a la distribución de resultados

Por lo expuesto y de acuerdo con NIC 29 la Sociedad transfirió a resultados no asignados a la fecha de transición el superávit de revaluación mencionado anteriormente por $ 3.017.202. Al 30 de abril de 2019, siguiendo los lineamientos establecidos en la Res. 777/18, se encuentran restringidos a su distribución los resultados no asignados equivalentes al monto de constitución de la reserva especial, desafectada de acuerdo con los lineamientos de las normas mencionadas, por $ 2.768.346, ad referéndum de la Asamblea de Accionistas que considere los estados financieros al 30 de abril de 2019.

Reservas y recursos de petróleo y gas (información no cubierta por el informe de los auditores sobre los estados financieros consolidados)

- Agua del Cajón

Productos	Productos		Reservas	Reservas			Recursos
			Comprobadas		Probables	Posibles
		Desarrolladas	No desarrolladas	Total
Gas	MMm3 (1)	4.126	1.208	5.334	797	653	15.315
Petróleo	Mbbl	1.774	1.094	2.868	1.730	1.736	3.730
	Mm3	282	174	456	275	276	593

(1) expresado en 9.300 Kcal por m3

- Loma Negra

Productos	Reservas	Recursos
e nuestro informe de fecha 5 dejulio de 2019 Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de2019 WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISION FISCALIZADORA

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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==> picture [66 x 51] intentionally omitted <==

			Comprobadas		Probables	Posibles
		Desarrolladas	No desarrolladas	Total
Gas	MMm3 (1)	972	6	978	238	-	766
Petróleo	Mbbl	1.585	327	1.912	50	-	755
	Mm3	252	52	304	8	-	120

(1) expresado en 9.300 Kcal por m3

Capex posee el 37,5 % de participación en la concesión que posee dichas reservas.

- La Yesera

Productos	Productos		Reservas	Reservas			Recursos
			Comprobadas		Probables	Posibles
		Desarrolladas	No desarrolladas	Total
Gas	MMm3 (1)	235	26	261	-	-	236
Petróleo	Mbbl	1.145	365	1.510	-	-	3.007
	Mm3	182	58	240	-	-	478

(1) expresado en 9.300 Kcal por m3

Capex posee el 18,75 % de participación en la concesión que posee dichas reservas.

- Pampa del Castillo – La Guitarra

La estimación de reservas y recursos de hidrocarburos del área Pampa del Castillo – La Guitarra al 31 de diciembre de 2018 fue certificada por la auditora independiente, Licenciada Ana María Nardone, según los requerimientos establecidos en la Res. SEN 324/06 y teniendo como horizonte de vencimiento de la concesión el mes de octubre de 2026, con los siguientes valores:

Productos	Productos		Reservas	Reservas			Recursos
			Comprobadas		Probables	Posibles
		Desarrolladas	No desarrolladas	Total
Gas	MMm3 (1)	26	28	54	5	4	-
Petróleo	Mbbl	7.246	7.560	14.806	1.365	1.044	-
	Mm3	1.152	1.202	2.354	217	166	-

(1) expresado en 9.300 Kcal por m3

Capex posee el 95 % de participación en la concesión que posee dichas reservas.

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019

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==> picture [66 x 51] intentionally omitted <==

b) Estructura patrimonial

Activo corriente Activono corriente	30/04/2019 30/04/2018
	(a)
	11.640.950 8.839.130 24.154.041 18.267.911
Total	35.794.991 27.107.041
Pasivo corriente Pasivono corriente	4.244.134 2.107.236 17.625.603 13.272.861
Totalpasivo	21.869.737 15.380.097
Patrimonio controlante Patrimoniono controlante	13.839.066 11.664.531 86.188 62.413
Patrimonio total	13.925.254 11.726.944

Total Patrimonio y pasivo	35.794.991 27.107.041

(a) Información consolidada con SEB, Hychico y E G WIND, según información financiera al 30 de abril de 2019 y 2018

c) Estructura de resultados

Resultado operativo Ingresos financieros Costos financieros Otros resultados financieros OtrosresultadosfinancierosRECPAM	30/04/2019 30/04/2018
	(a)
	5.312.304 3.092.703 5.769.852 2.188.812 (11.346.434) (3.840.040) 373 9.618 2.034.092 647.712
Resultado antes de impuesto a las ganancias	1.770.187 2.098.805
Impuesto alas ganancias	(376.177) (88.215)
Resultado neto del ejercicio	1.394.010 2.010.590
Otrosresultadosintegrales	804.300 568.719
Resultado integral del ejercicio	2.198.310 2.579.309

1 (a) Información consolidada con SEB, Hychico y E G WIND, según información financiera al 30 de abril de 2019 y 2018

d) Estructura del flujo de efectivo

Flujo neto de efectivo generado por las actividades operativas Flujo neto de efectivo utilizado en actividades de inversión Flujo neto de efectivo (utilizado) / generado por en las actividades de financiación	30/04/2019 30/04/2018
	(a)
	5.596.607 3.398.267 (3.845.648) (2.247.676) (1.046.056) 2.478.473
Aumento neto en el efectivo, equivalentes del efectivo y descubiertos bancarios	704.903 3.629.064

(a) Información consolidada con SEB, Hychico y E G WIND, según información financiera al 30 de abril de 2019 y 2018

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 COMISION FISCALIZADORA

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107

==> picture [66 x 51] intentionally omitted <==

e) Datos estadísticos

(Información no cubierta por el informe de los auditores sobre los estados financieros)

)Datos estadísticos Información no cubierta	por el informe de los auditores sobre los estados financieros)	por el informe de los auditores sobre los estados financieros)	por el informe de los auditores sobre los estados financieros)	por el informe de los auditores sobre los estados financieros)	por el informe de los auditores sobre los estados financieros)	por el informe de los auditores sobre los estados financieros)
	PETROLEO
	30/04/2019	30/04/2018		30/04/2017	30/04/2016	30/04/2015
Producción en bbl Ventas en el mercado local bbl Ventas en el mercado extranjero bbl Producción en m3(4) Ventas en el mercado local m3(1) Ventas en el mercado exterior m3	Información consolidada
	1.406.936 385.528 298.093 262.554 224.064 598.325 616.420 477.218 467.932 426.406 979.516 - - - - 223.685 61.294 47.393 41.743 35.623 95.126 98.003 75.872 74.395 67.793 155.731 - - - -
	GAS(Miles m3)
	30/04/2019	30/04/2018	30/04/2017		30/04/2016	30/04/2015
Producción Redireccionado por CAMMESA –Res SEN 95/13 / Compra Ventas en el mercado local	Información consolidada
	581.587 557.353 566.840 558.002 553.307 659.148 574.893 527.689 455.302 419.390 - 32.814 4.186 61.632 28.837
	ENERGIA AGUA DEL CAJON(Miles MWh)
	30/04/2019	30/04/2018		30/04/2017	30/04/2016	30/04/2015
Producción Ventas	Información consolidada
	4.784 4.326 4.344 3.672 3.636 4.652 4.192 4.164 3.381 3.403
	ENERGIA RENOVABLE(Miles MWh)
	30/04/2019	30/04/2018		30/04/2017	30/04/2016	30/04/2015
Producción Ventas	Información consolidada
	27,9 31,8 23,0 25,6 28,1 27,9 31,8 23,0 25,6 28,1
	ENERGIA PLANTA DIADEMA(Miles MWh)
	30/04/2019	30/04/2018		30/04/2017	30/04/2016	30/04/2015
Producción Ventas	Información consolidada
	8,5 9,6 9,9 9,3 8,0 7,5 8,4 7,3 8,3 6,7
	PROPANO(tn)
	30/04/2019	30/04/2018		30/04/2017	30/04/2016	30/04/2015
Producción Ventas en el mercado local Ventas en el mercado exterior	Información consolidada
	20.536 21.460 21.174 18.873 22.015 20.615 21.396 21.092 16.533 22.046 - - - 2.378 -

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 COMISION FISCALIZADORA

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==> picture [66 x 51] intentionally omitted <==

	BUTANO(tn)	BUTANO(tn)	BUTANO(tn)	BUTANO(tn)	BUTANO(tn)	BUTANO(tn)
	30/04/2019	30/04/2018		30/04/2017	30/04/2016	30/04/2015
Producción Ventas en el mercado local	Información consolidada
	13.616 14.190 14.042 13.882 15.114 13.642 14.135 14.061 13.757 15.173
	GASOLINA(m3)
	30/04/2019	30/04/2018		30/04/2017	30/04/2016	30/04/2015
Producción(2)	Información consolidada
	27.333 28.102 27.830 28.022 27.644
	OXIGENO(Nm3)
	30/04/2019	30/04/2018	30/04/2017		30/04/2016	30/04/2015
Producción Ventas en el mercado local(3)	Información consolidada
	29.421 49.894 41.418 46.079 37.747 126.175 127.113 112.379 114.037 127.433

(1) Incluye 27.336 m3, 28.092 m3, 27.855 m3, 28.010 m3 y 27.615 m3 de gasolina al 30 de abril de 2019, 2018, 2017, 2016 y 2015, respectivamente vendidos como petróleo

(2) La gasolina al 30 de abril de 2019, 2018, 2017, 2016 y 2015, se ha vendido como petróleo.

(3) Las ventas de oxígeno al 30 de abril de 2019, 2018, 2017, 2016 y 2015 incluyen cláusula take or pay.

(4) Al 30 de abril de 2019 comprende 43.686 m3 del área Agua del Cajón, 22.605 m3 de las áreas de Loma Negra y La Yesera y 157.394 m3 del área Pampa del Castillo – La Guitarra.

f) Indices

		30/04/2018
	(a)
Liquidez (1)	2,74	4,19
Solvencia (2)	0,64	0,76
Inmovilización del capital (3)	0,67	0,67
Rentabilidad (4)	0,17	0,25

(a) Información consolidada con SEB, Hychico y E G WIND, según información financiera al 30 de abril de 2019 y 2018

(1) Activo corriente Pasivo corriente (2) Patrimonio Pasivo Total (3) Activo no corriente Total del Activo (4) Resultado integral del ejercicio Patrimonio promedio

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 5 de julio de 2019 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISION FISCALIZADORA

(Socio)

Dr. Norberto Luis Feoli

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109

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g) Perspectivas (información no cubierta por el informe de los auditores sobre los estados financieros consolidados)

Hidrocarburos

Durante el próximo ejercicio económico Capex prevé:

en el área Agua del Cajón continuar con el plan de desarrollo “convencional” que contempla un plan de perforación de pozos de avanzada y de desarrollo de gas convencional y de “tight gas sand” y un plan de reparaciones y optimizaciones de pozos de gas y petróleo.

en el área Loma Negra perforar 1 pozo de avanzada y 2 pozos productores de petróleo de desarrollo. Asimismo se prevé la reparación de pozos de petróleo y conversiones de pozos productores a inyectores. En cuanto a obras de superficie se prevé la ampliación de la Batería de Loma de Maria para aumentar la capacidad de producción de gas a 1 MM m[3] /d.
en el área La Yesera realizar la perforación de 1 pozo de desarrollo (Side-Track al pozo LY-1) e instalar una batería con la finalidad de continuar el programa de desarrollo de esta área. El Consorcio se focalizará en el desarrollo de reservas principalmente de petróleo en objetivos profundos.
en el área Pampa del Castillo la perforación de pozos de avanzada / exploración y pozos productores de primaria/secundaria de desarrollo, una campaña de reparaciones de pozos productores de petróleo y la adecuación de instalaciones de recuperación secundaria en baterías y plantas.

Energía

Renovables

Es intención de Capex y su subsidiaria Hychico, ser activos participantes en el mercado de generación de energías renovables, para lo cual se encuentran realizando evaluaciones y estudios de factibilidad para desarrollar proyectos: i) con clientes industriales; ii) de autogeneración, en la medida que aporte valor al negocio y iii) con participación en licitaciones de Energías Renovables que lance el Gobierno Nacional, como parte del Programa RenovAr. Con este objetivo se está desarrollando una cartera de proyectos eólicos y solares que abarcan distintas regiones del país.

Financieras

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 COMISION FISCALIZADORA

(Socio)

Dr. Norberto Luis Feoli

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==> picture [66 x 51] intentionally omitted <==

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 5 de julio de 2019 COMISION FISCALIZADORA

(Socio)

C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17 Dr. Nicolás A. Carusoni Contador Público (UM)

C.P.C.E.C.A.B.A. T° 252 – F° 141

Dr. Norberto Luis Feoli

Síndico Titular

Contador Público (UBA)

C.P.C.E.C.A.B.A. T° 50 – F° 212

Dr. Alejandro Götz Presidente

111

==> picture [113 x 96] intentionally omitted <==

INFORME DE LOS AUDITORES INDEPENDIENTES CONSOLIDADO

A los señores Accionistas, Presidente y Directores de Capex S.A. Domicilio Legal: Avenida Córdoba 948/950 Piso 5to C Ciudad Autónoma de Buenos Aires CUIT: 30-62982706-0

Informe sobre los estados financieros

Hemos auditado los estados financieros consolidados adjuntos de Capex S.A. y sus sociedades controladas (la “Sociedad”) que comprenden el estado de situación financiera consolidado al 30 de abril de 2019, los estados de resultados integrales consolidados, de cambios en el patrimonio consolidado y de flujos de efectivo consolidados por el ejercicio finalizado en esa fecha, y un resumen de las políticas contables significativas y otra información explicativa, contenidas en las notas y anexos.

Los saldos y otra información correspondientes al ejercicio 2018, son parte integrante de los estados financieros auditados mencionados precedentemente y por lo tanto deberán ser considerados en relación con esos estados financieros.

Responsabilidad de la Dirección

El Directorio de la Sociedad es responsable por la preparación y presentación razonable de estos estados financieros consolidados de acuerdo con las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) adoptadas como normas contables profesionales argentinas por la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas (FACPCE) e incorporadas por la Comisión Nacional de Valores (CNV) a su normativa, tal y como fueron aprobadas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (IASB por sus siglas en inglés). Asimismo, el Directorio es responsable de la existencia del control interno que considere necesario para posibilitar la preparación de estados financieros consolidados libres de incorrecciones significativas originadas en errores o en irregularidades.

Responsabilidad de los auditores

Nuestra responsabilidad consiste en expresar una opinión sobre los estados financieros consolidados adjuntos basada en nuestra auditoría. Hemos llevado a cabo nuestro examen de conformidad con las Normas Internacionales de Auditoría (NIAs), como fueron adoptadas en Argentina por la FACPCE mediante la Resolución Técnica N° 32 y sus respectivas Circulares de Adopción. Dichas normas exigen que cumplamos con los requerimientos de ética, así como que planifiquemos y ejecutemos la auditoría con el fin de obtener una seguridad razonable sobre si los estados financieros consolidados se encuentran libres de incorrecciones significativas.

==> picture [441 x 12] intentionally omitted <==

Price Waterhouse & Co. S.R.L., Bouchard 557, piso 8°, C1106ABG - Ciudad de Buenos Aires T: +(54.11) 4850.0000, F: +(54.11) 4850.1800, www.pwc.com/ar

Price Waterhouse & Co. S.R.L. es una firma miembro de la red global de PricewaterhouseCoopers International Limited (PwCIL). Cada una de las firmas es una entidad legal separada que no actúa como mandataria de PwCIL ni de cualquier otra firma miembro de la red.

==> picture [113 x 96] intentionally omitted <==

Una auditoría conlleva la aplicación de procedimientos para obtener elementos de juicio sobre las cifras y otra información presentada en los estados financieros consolidados. Los procedimientos seleccionados dependen del juicio del auditor, incluyendo la valoración del riesgo de incorrecciones significativas en los estados financieros consolidados debidas a fraude o error. Al efectuar dicha valoración del riesgo, el auditor debe tener en consideración el control interno pertinente para la preparación y presentación razonable por parte de la Sociedad de los estados financieros consolidados, con el fin de diseñar los procedimientos de auditoría que sean adecuados, en función a las circunstancias, y no con la finalidad de expresar una opinión sobre la eficacia del control interno de la Sociedad. Una auditoría también comprende una evaluación de la adecuación de las políticas contables aplicadas, de la razonabilidad de las estimaciones significativas realizadas por la dirección de la Sociedad y de la presentación de los estados financieros consolidados en su conjunto.

Consideramos que los elementos de juicio que hemos obtenido proporcionan una base suficiente y adecuada para fundamentar nuestra opinión de auditoría.

Opinión

En nuestra opinión, los estados financieros consolidados mencionados en el primer párrafo del presente informe presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación financiera consolidada de la Sociedad al 30 de abril de 2019, su resultado integral consolidado y los flujos de efectivo consolidados por el ejercicio finalizado en esa fecha, de conformidad con las Normas Internacionales de Información Financiera.

Informe sobre cumplimiento de disposiciones vigentes

En cumplimiento de disposiciones vigentes informamos, respecto de la Sociedad, que:

a) los estados financieros consolidados de la Sociedad se encuentran asentados en el libro "Inventarios y Balances" y cumplen, en lo que es materia de nuestra competencia, con lo dispuesto en la Ley General de Sociedades y en las resoluciones pertinentes de la Comisión Nacional de Valores;
b) los estados financieros individuales de la Sociedad surgen de registros contables llevados en sus aspectos formales de conformidad con normas legales, que mantienen las condiciones de seguridad e integridad en base las cuales fueron autorizados por la Comisión Nacional de Valores;
c) hemos leído la reseña informativa, sobre la cual, en lo que es materia de nuestra competencia, no tenemos observaciones que formular;
d) al 30 de abril de 2019 la deuda devengada a favor del Sistema Integrado Previsional Argentino de Capex S.A. que surge de los registros contables de la Sociedad ascendía a $ 12.726.779,97, no siendo exigible a dicha fecha;
e) de acuerdo con lo requerido por el artículo 21°, inciso b), Capítulo III, Sección VI, Título II de la normativa de la Comisión Nacional de Valores, informamos que el total de honorarios en concepto de servicios de auditoría y relacionados facturados a la Sociedad en el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2019 representan:

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e.1) el 90 % sobre el total de honorarios por servicios facturados a la Sociedad por todo concepto en dicho ejercicio;
e.2) el 46 % sobre el total de honorarios por servicios de auditoría y relacionados facturados a la Sociedad, sus sociedades controlantes, controladas y vinculadas en dicho ejercicio;
e.3) el 41 % sobre el total de honorarios por servicios facturados a la Sociedad, sus sociedades controlantes, controladas y vinculadas por todo concepto en dicho ejercicio;
f) hemos aplicado los procedimientos sobre prevención de lavado de activos y financiación del terrorismo para la Sociedad previstos en las correspondientes normas profesionales emitidas por el Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Ciudad Autónoma de Buenos Aires, 5 de julio de 2019.

PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

(Socio)

C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17
Dr. Nicolás A. Carusoni Contador Público (UM)
C.P.C.E.C.A.B.A. T° 252 F° 141

INFORME DE LA COMISIÒN FISCALIZADORA SOBRE ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS

Señores Accionistas de Capex S.A. Domicilio legal: Avenida Córdoba 948/950 Piso 5 C CUIT: 30-62982706-0

En nuestro carácter de miembros de la Comisión Fiscalizadora de Capex S.A., hemos examinado los estados financieros consolidados detallados en el párrafo siguiente.

Documentos examinados

a) Estado de situación financiera consolidada al 30 de abril de 2019.

b) Estado de resultados integrales consolidados por el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2019.

c) Estado de cambios en el patrimonio consolidado por el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2019.

d) Estado de flujos de efectivo consolidados por el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2019.

e) Notas 1 a 40 y Anexos A y C a H.

f) Memoria por el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2019. .

Los saldos y otra información correspondientes al ejercicio económico terminado el 30 de abril de 2018 son parte integrante de los estados financieros mencionados precedentemente y por lo tanto deberán ser considerados en relación con esos estados financieros.

Responsabilidad de la Dirección en relación con los estados contables

El Directorio de la Sociedad es responsable de: a) la preparación y presentación de estos estados financieros consolidados de acuerdo con las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF), adoptadas por la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas (FACPCE) como normas contables profesionales argentinas e incorporadas por la Comisión Nacional de Valores (CNV) a su normativa, tal y como fueran aprobadas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (IASB por sus siglas en inglés), y b) la existencia del control interno que considere necesario para permitir la preparación de estados financieros libres de incorrecciones significativas originadas en errores o en irregularidades. Nuestra responsabilidad consiste en expresar una opinión sobre los estados financieros consolidados, en base a la auditoría que efectuamos con el alcance detallado en el párrafo siguiente.

Responsabilidad del síndico

Nuestro examen fue realizado de acuerdo con las normas de sindicatura vigentes establecidas en la Res. Técnica F.A.C.P.C.E. 15 de la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas. Dichas normas requieren que los exámenes de los estados contables se efectúen de acuerdo con Normas Internacionales de Auditoría (NIAs), las que fueron adoptadas como normas de auditoría en Argentina por la FACPCE mediante la Resolución Técnica Nro.32 y sus respectivas Circulares de Adopción, e incluyen la verificación de la razonabilidad de la información significativa de los documentos examinados y su congruencia con la restante información sobre las decisiones societarias de las que hemos tomado conocimiento, expuestas en actas del Directorio y de Asamblea, así como la adecuación de dichas decisiones a la ley y a los estatutos, en lo relativo a sus aspectos formales y documentales.

Para realizar nuestra tarea profesional sobre los documentos detallados en los incisos a) a e), hemos efectuado una revisión del trabajo efectuado por los auditores externos de Capex S.A., Price Waterhouse & Co. S.R.L., quienes emitieron su informe de auditoría en el día de la fecha, sin salvedades. Dicha revisión incluyó la verificación de la planificación del trabajo, de la naturaleza, alcance y oportunidad de los procedimientos aplicados y de los resultados del examen de auditoría efectuado por dichos profesionales.

Una auditoría conlleva la aplicación de procedimientos para obtener elementos de juicio sobre las cifras y otra información presentada en los estados financieros consolidados. Los procedimientos seleccionados dependen del juicio del auditor, incluyendo la valoración del riesgo de incorrecciones significativas en los estados financieros consolidados debidas a fraude o error. Al efectuar dicha valoración del riesgo, el auditor debe tener en consideración el control interno pertinente para la preparación y presentación razonable por parte de la Sociedad de los estados financieros consolidados, con el fin de diseñar los procedimientos de auditoría que sean adecuados, en función de las circunstancias, y no con la finalidad de expresar una opinión sobre la eficacia del control interno de la Sociedad. Una auditoría también comprende una evaluación de la adecuación de las políticas contables aplicadas, de la razonabilidad de las estimaciones significativas realizadas por la dirección de la Sociedad y de la presentación de los estados financieros consolidados en su conjunto.

Dado que no es responsabilidad del síndico efectuar un control de gestión, el examen no se extendió a los criterios y decisiones empresarias de las diversas áreas de la Sociedad, cuestiones que son de responsabilidad exclusiva del Directorio y de la Asamblea.

Asimismo, en relación con la Memoria del Directorio correspondiente al ejercicio terminado el 30 de abril de 2019, hemos verificado que contiene la información requerida por el artículo 66 de la Ley de Sociedades Comerciales y, en lo que es materia de nuestra competencia, que sus datos numéricos concuerdan con los registros contables de la Sociedad y otra documentación pertinente.

Opinión

Basados en el trabajo realizado, con el alcance descripto en los puntos anteriores, informamos que:

a) En nuestra opinión, los estados financieros consolidados examinados presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación financiera consolidada de Capex S.A. y sus sociedades controladas al 30 de abril de 2019, su resultado integral consolidado y los flujos de efectivo consolidados por el ejercicio finalizado en esa fecha, de conformidad con las Normas Internacionales de Información Financiera.
b) No tenemos observaciones que formular, en lo que es materia de nuestra competencia, en relación con la Memoria del Directorio, siendo las afirmaciones sobre hechos futuros responsabilidad exclusiva del directorio.
c) En cumplimiento de lo dispuesto por el Artículo 4 del Capítulo XXI de las Normas de la Comisión Nacional de Valores y de la Resolución Nro. 368 de dicha Comisión, manifestamos que:
i) Las políticas de contabilización y auditoría de la Sociedad responden a normas en la materia y exhiben una calidad razonable, y que el auditor externo lleva a cabo su labor con un grado satisfactorio de objetividad e independencia, según surge del informe emitido al respecto por el Comité de Auditoría.
ii) Los estados financieros han sido preparados teniendo en cuenta las normas contables aprobadas por el Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y las disposiciones de la Comisión Nacional de Valores.

Informe sobre otros requerimientos legales y reglamentarios

En cumplimiento de disposiciones vigentes informamos que:

a) Los estados financieros consolidados de la Sociedad surgen de registros contables llevados, en sus aspectos formales, de conformidad con las disposiciones legales vigentes.
b) Hemos leído la reseña informativa, sobre la cual, en lo que es materia de nuestra competencia, no tenemos observaciones que formular.
c) Se ha dado cumplimiento a lo dispuesto por el artículo 294 de la Ley de Sociedades Comerciales y al art. 76 de la Resolución General 7/2015 de la Inspección General de Justicia.
d) Hemos verificado que los auditores externos, en su informe de auditoría, indican bajo el inciso f) del acápite “Informe sobre cumplimiento de disposiciones vigentes” que han dado cumplimiento a la norma profesional emitida por el Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires sobre prevención de lavado de activos y financiación del terrorismo.

Ciudad Autónoma de Buenos Aires, 5 de julio de 2019

Por Comisión Fiscalizadora

Norberto Luis Feoli Síndico Titular Contador Público (U.B.A.)

C.P.C.E.C.A.B.A. T° 50 F° 212

AI assistant

Capex S.A. — Annual Report 2019

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Memoria Anual Ejercicio 2018 - 2019

Contenido

1. Resumen del ejercicio y perspectivas para el futuro

Adquisición Concesión de Explotación “Pampa del Castillo – La Guitarra”

Evolución Producción Areas Loma Negra y La Yesera

Programa de Estímulo a las Inversiones en Desarrollos de Producción de Gas Natural proveniente de Reservorios No Convencionales – Res 419-E / 2017que reemplaza la Res 46-E / 2017

Res 1/2019 de la Secretaría de Recursos Renovables y Mercado Eléctrico (SRRyME)

Construcción del Parque Eólico Diadema II

Reforma Tributaria

Resumen resultados del ejercicio

1.1 Hidrocarburos

1.1.1 Situación actual

Área Agua del Cajón

Áreas Loma Negra y La Yesera

Loma Negra

La Yesera

a) Hasta el Final de la Concesión

Área Pampa del Castillo

Consolidación de Reservas Comprobadas

Área de Exploración en Río Negro - Loma Kauffman

1.1.2 Perspectivas para el futuro

1.2 Energía Eléctrica

1.2.1 Situación actual

1.2.2 Perspectivas para el futuro

1.3 Energía Renovable

1.3.1 Situación actual

1.3.2 Perspectivas para el futuro

Participación en futuras Rondas del Programa RenovAr y Mercado a Término (MATER)

2. Reseña histórica

2.1 Hidrocarburos

Area Agua del Cajón

Área Senillosa

Áreas de exploración en la provincia de Río Negro

Áreas Loma Negra y La Yesera

Área Pampa del Castillo – La Guitarra

2.2 Energía Eléctrica

2.3 GLP

2.4 Energías Renovables

Parques Eólicos

Parque Eólico Diadema I

Parque Eólico Diadema II

Planta de Hidrógeno y Oxígeno

3. Contexto macroeconómico

4. Mercado energético argentino

Matriz energética argentina

Evolución de Generación Energías Renovables

4.1 Mercado eléctrico

Fuente: CAMMESA

Marco Regulatorio – Principales tópicos

Esquema de remuneración vigente para el Mercado de Generación Eléctrica

Res 1/2019 de la Secretaría de Recursos Renovables y Mercado Eléctrico (SRRyME)

Disponibilidad Garantizada de Potencia (DIGO)

4.2 Mercado de Gas, Petróleo y LPG

Gas Natural

Petróleo

Evolución de los precios del petróleo en la Argentina

LPG

Marco Regulatorio – Principales tópicos

Ley Nacional de Hidrocarburos N° 17.319 Y 27.007

Propiedad de los yacimientos

Ley Nacional N° 26.741

Declaración de interés público

Gas Natural

Programa Gas Plus

Res 41/16 del Ministerio de Energía y Minería

Resolución 46-E / 2017 – Programa de Estímulo a las Inversiones en Desarrollos de Producción de Gas Natural proveniente de Reservorios No Convencionales

Resolución 419-E / 2017 – Programa de Estímulo a las Inversiones en Desarrollos de Producción de Gas Natural proveniente de Reservorios No Convencionales

Resolución 46/2018 – Precio de referencia del gas para la generación de energía eléctrica

NO-2018-40206154-APN-SSEE#MEN – Adquisiciones de gas natural para ser utilizado en la generación de electricidad. Subsecretaría de Energía Eléctrica del Ministerio de Energía

Resolución 70/2018 SEN – Adquisición de Gas

Nota Secretaría de Energía NO-2018-66680075-APN-SGE#MHA – Precios máximos (PIST) a considerar para cada cuenca en U$S/MMBTu.

Nota Secretaría de Energía NO-2019-07973690-APN-SGE#MHA –Valorización Costos de Generación con Combustible Propio. RESOL-2018-70-APN-SGE#MHA.

Petróleo

Precios en el mercado interno

Derechos de Exportación

GLP

Ley 26.020 y Res SEN 168/05

Capex S.A. Annual Report 2019