Capex S.A. — Annual Report 2020

Jul 29, 2020

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CAPEX S.A.

ESTADOS FINANCIEROS SEPARADOS Al 30 de abril de 2020 presentados en forma comparativa

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INDICE

	Estados de Situación Financiera Separados
	Estados de Resultados Integrales Separados
	Estado de Cambios en el Patrimonio Separado
	Estados de Flujo de Efectivo Separados
	Notas a los Estados Financieros Separados
1	- INFORMACIÓN GENERAL
2	- MARCO REGULATORIO DE LOS SECTORES PETROLERO, ELECTRICO, GAS Y GLP
3	- BASES DE PRESENTACIÓN Y POLITICAS CONTABLES
3.1	- Bases de presentación
3.2	- Normas contables
3.3	- Consideración de los efectos de la inflación
3.4	- Principios de consolidación y contabilidad de participación en sociedades y acuerdos conjuntos
3.5	- Conversión de moneda extranjera
3.6	- Propiedad, planta y equipo
3.7	- Instrumentos financieros
3.8	- Repuestos y materiales e Inventarios
3.9	- Cuentas por cobrar comerciales y otras cuentas por cobrar
3.10	- Efectivo y equivalentes de efectivo
3.11	- Cuentas del patrimonio
3.12	- Cuentas por pagar comerciales, remuneraciones y cargas sociales y otras deudas
3.13	- Deudas financieras
3.14	- Impuesto a las ganancias
3.15	- Provisiones y otros cargos
3.16	- Arrendamientos
3.17	- Reconocimiento de ingresos
3.18	- Información por segmentos
3.19	- Saldos de créditos y deudas con partes relacionadas
4	- ADMINISTRACION DE RIESGOS FINANCIEROS
4.1	Riesgo de mercado
4.2	Riesgo de crédito
4.3	Riesgo de liquidez
4.4	Riesgo de capital
4.5	Estimación del valor razonable
5	- ESTIMACIONES Y JUICIOS CONTABLES
6	- INFORMACION POR SEGMENTOS
7	- PROPIEDAD, PLANTA Y EQUIPO
8	- PARTICIPACION EN SOCIEDADES
9	- PASIVO POR IMPUESTO DIFERIDO
10	- ACTIVOS Y PASIVOS FINANCIEROS POR CATEGORÍA
11	- CALIDA CREDITICIA DE LOS ACTIVOS FINANCIEROS
12	- ACTIVOS POR DERECHO DE USO Y DEUDAS POR ARRENDAMIENTO
13	- REPUESTOS Y MATERIALES
14	- INVENTARIOS
15	- OTRAS CUENTAS POR COBRAR
16	- CUENTAS POR COBRAR COMERCIALES
17	- INVERSIONES FINANCIERAS A VALOR RAZONABLECON CAMBIOS EN OTROS RESULTADOS
	INTEGRALES
18	- EFECTIVO Y EQUIVALENTES DE EFECTIVO
19	- CAPITAL SOCIAL Y PRIMA DE EMISION
20	- RESERVAS

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• 21 - RESULTADOS NO ASIGNADOS

• 22 - CUENTAS POR PAGAR COMERCIALES

• 23 - DEUDAS FINANCIERAS

• 24 - REMUNERACIONES Y CARGAS SOCIALES

• 25 - CARGAS FISCALES

• 26 - OTRAS DEUDAS

• 27 - PROVISIONES Y OTROS CARGOS

• 28 - INGRESOS

• 29 - OTROS EGRESOS OPERATIVOS NETOS

• 30 - RESULTADOS FINANCIEROS

• 31 - IMPUESTO A LAS GANANCIAS

• 32 - RESULTADO POR ACCIÓN

• 33 - COMPROMISOS

• 34 - PARTES RELACIONADAS Y PERSONAL CLAVE DE LA DIRECCIÓN DE LA SOCIEDAD

• 35 - GARANTIAS Y BIENES DE DISPONIBILIDAD RESTRINGIDA

• 36 - GUARDA DE DOCUMENTACION

• 37 - RESERVAS DE GAS Y PETROLEO (NO CUBIERTO POR EL INFORME DE LOS AUDITORES INDEPENDIENTES)

• 38 - PARQUE EOLICO DIADEMA II

• 39 - ADQUISICION DENEGOCIOS Y CONCESIONES

• 40 - PARTICIPACION EN OPERACIONES CONJUNTAS – RESUMEN DE LA SITUACIÓN FINANCIERA

ANEXO A – PROPIEDAD, PLANTA Y EQUIPO ANEXO C – INVERSIONES ANEXO D – OTRAS INVERSIONES ANEXO E – PROVISIONES ANEXO F – COSTO DE INGRESOS ANEXO G – ACTIVOS Y PASIVOS EN MONEDA EXTRANJERA

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

ART. 12 DEL CAPITULO III DEL TITULO IV DE LAS NORMAS DE LA COMISION NACIONAL DE VALORES

INFORME DE LOS AUDITORES INDEPENDIENTES

INFORME DE LA COMISION FISCALIZADORA SOBRE ESTADOS FINANCIEROS SEPARADOS

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NOMENCLATURA

Monedas

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

Glosario de términos

Términos bbl BTU CC CNV CSJN CT ADC CVP FACPCE GLP GWh IASB km km2 KW LVFVD m3 MMBTU MEM Mm3 MMm3 MMMm3 Mtn MW NCP ARG NIC NIIF Nm3 OyM PED RECPAM 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 Costo variable de producción Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas Gas licuado de petróleo 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 Miles de toneladas Megawat Normas Contables Profesionales vigentes antes de las NIIF Normas Internacionales de Contabilidad Normas Internacionales de Información Financiera Metro cúbico normal Operación y mantenimiento Parque Eólico Diadema Resultado por exposición a cambios en el poder adquisitivo de la moneda 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 SEPARADOS

correspondientes al ejercicio finalizado el 30 de abril de 2020 presentados en forma comparativa

Ejercicio económico Nº 32 iniciado el 1º de mayo de 2019

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 (Nota 19)

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 a1 voto poracción,las cuales estánautorizadas arealizaroferta pública	Miles de$
	179.802

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020

PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020

COMISION FISCALIZADORA

(Socio)

C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17

Dr. Norberto Luis Feoli

1

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Estados de Situación Financiera Separados Al 30 de abril de 2020 y 2019 Expresado en miles de pesos

ACTIVO ACTIVO NO CORRIENTE Propiedad, planta y equipo Participación en sociedades Activos por derechos de uso Repuestos y materiales Inversiones financieras a valor razonable con cambios en otros resultados integrales Otras cuentas por cobrar Total del activo no corriente ACTIVO CORRIENTE Repuestos y materiales Inventarios Otras cuentas por cobrar Cuentas por cobrar comerciales Efectivo y equivalentes de efectivo Total del activo corriente Total del activo	Nota / Anexo	30.04.2020 30.04.2019
	7 / A 8 / C 12 13 17 15 13 14 15 16 18	27.921.961 30.835.083 1.625.812 1.753.131 251.344 - 1.079.539 1.011.635 9.103.455 - 454.615 502.674
		40.436.726 34.102.523
		267.897 252.908 326.027 14.580 2.258.192 1.019.467 1.516.202 2.563.598 3.108.148 12.337.010
		7.476.466 16.187.563
		47.913.192 50.290.086

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

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020

PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 COMISION FISCALIZADORA

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

2

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Estados de Situación Financiera Separados Al 30 de abril de 2020 y 2019 Expresado en miles de pesos

PATRIMONIO Y PASIVO PATRIMONIO Capital social Ajuste de capital Prima de emisión Ajuste prima de emisión Reserva legal Reserva por inversiones a valor razonable Reserva facultativa Reserva por revaluación de activos Resultados no asignados Total del patrimonio PASIVO PASIVO NO CORRIENTE Cuentas por pagar comerciales Deudas financieras Pasivo 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	30.04.2020 30.04.2019
	19 19 19 19 20 20 20 20 21 22 23 9 25 27 / E 22 23 24 25 26	179.802 179.802 4.009.739 4.009.739 79.686 79.686 1.777.068 1.777.068 349.738 96.655 84.422 - 7.785.836 2.977.261 2.854.626 1.932.997 1.228.211 9.091.342
		18.349.128 20.144.550
		1.191.234 581.102 20.509.547 19.181.280 1.154.020 3.715.056 1.312.339 677.194 2.480 3.610
		24.169.620 24.158.242
		3.353.039 3.841.112 1.504.821 683.122 343.635 296.710 192.949 913.236 - 253.114
		5.394.444 5.987.294
		29.564.064 30.145.536
		47.913.192 50.290.086

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

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020

PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020

COMISION FISCALIZADORA

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

3

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Estados de Resultados Integrales Separados

Correspondientes a los ejercicios iniciados el 1 de mayo de 2019 y 2018 y finalizados el 30 de abril de 2020 y 2019 Expresado en miles de pesos

Ingresos Costo de ingresos Resultado bruto Gastos de comercialización Gastos de administración Otros egresos operativos netos Resultado operativo Ingresos financieros Costos financieros Otros resultados financieros RECPAM Resultados de participación en sociedades Resultado antes de impuesto a las ganancias Impuesto a las ganancias Resultado neto del ejercicio Conceptos que se reclasificarán posteriormente a resultados Otros resultados integrales Conceptos que no se reclasificarán posteriormente a resultados Otros resultados integrales Resultado integral del ejercicio Resultado neto por acción básico y diluido: - Resultados por acción básico y diluido Resultado integral por acción básico y diluido: - Resultados por acción básico y diluido	Nota / Anexo	30.04.2020 30.04.2019
	28 F H H 29 30 30 8 31 20 20 32 32	17.167.309 19.724.563 (9.213.932) (8.570.641)
		7.953.377 11.153.922 (2.568.896) (2.749.711) (879.320) (777.865) (2.249.694) (6.863)
		2.255.467 7.619.483 5.771.996 8.176.121 (10.525.206) (16.018.687) 2.504.757 2.717.999 (121.111) 63.154
		(114.097) 2.558.070 1.048.082 (542.667)
		933.985 2.015.403 84.422 - (2.813.829) 1.149.914
		(1.795.422) 3.165.317
		5,1945 11,2090 (9,9856) 17,6045

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

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020

PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 COMISION FISCALIZADORA

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

4

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Estado de Cambios en el Patrimonio Separado

Correspondiente a los ejercicios iniciados el 1 de mayo de 2019 y 2018 y finalizados el 30 de abril de 2020 y 2019 Expresado en miles de pesos

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(2) Saldos al 30 de abril de 2019 Asamblea General Ordinaria del 21 de agosto de 2019(3) Resultado integral del ejercicio Desafectación de Reserva por revaluación de activos(2) Saldos al 30 de abril de 2020	Capital Ganancias reservadas	Resultados acumulados Total del patrimonio Otros resultados integrales acumulados Resultados no asignados Reserva por revaluación de activos Reserva por inversiones a valor razonable
	Acciones en circulación Ajuste de capital Prima de emisión Ajuste Prima de emisión Reserva legal Reserva facultativa (1)
	179.802 4.009.739 79.686 1.777.068 96.655 1.248.253 - - - - - 1.729.008 - - - - - - - - - - - -	818.437 - 8.769.593 16.979.233 - - (1.729.008) - 1.149.914 - 2.015.403 3.165.317 (35.354) - 35.354 -
	179.802 4.009.739 79.686 1.777.068 96.655 2.977.261 - - - - 253.083 4.808.575 - - - - - - - - - - - -	1.932.997 - 9.091.342 20.144.550 4.029.684 - (9.091.342) - (2.813.829) 84.422 933.985 (1.795.422) (294.226) - 294.226 -
	179.802 4.009.739 79.686 1.777.068 349.738 7.785.836	2.854.626 84.422 1.228.211 18.349.128

(1) Para distribución de dividendos y/o inversiones y/o cancelación de deuda y/o absorción de pérdidas.

(2) Generada por la revaluación de activos (ver Nota 20).

(3) Ver Nota 21.

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

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 29 de julio de 2020 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 Dr. Nicolás A. Carusoni Síndico Titular Dr. Alejandro Götz Contador Público (UM) Contador Público (UBA) Presidente C.P.C.E.C.A.B.A. T° 252 F° 141 C.P.C.E.C.A.B.A. T° 50 F° 212

5

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Estados de Flujo de Efectivo Separados

Correspondiente a los ejercicios iniciados el 1 de mayo de 2019 y 2018 y finalizados el 30 de abril de 2020 y 2019 Expresado en miles de pesos

- Nota / Anexo Flujo de efectivo de las actividades operativas: Resultado integral del ejercicio Ajustes para arribar al flujo neto de efectivo proveniente de las actividades operativas: Resultados financieros generados por el efectivo y equivalentes de efectivo Impuesto a las ganancias 31 Intereses sobre deudas financieras devengados y otros 23 Diferencia de cambio generada por deudas financieras y otras 23 Resultados financieros generados por inversiones financieras a costo amortizado no consideradas efectivo o equivalentes de efectivo RECPAM Devengamiento de intereses de créditos y deudas 30 Depreciación de propiedad, planta y equipo 7 / A Depreciación derechos de uso 12 Desvalorización de propiedad, planta y equipo 7 / A Bajas de propiedad, planta y equipo 7 / A Otros resultados integrales que se reclasificarán posteriormente a resultados 20 Otros resultados integrales que no se reclasificarán posteriormente a resultados 20 Resultado de participación en sociedades 8 Desvalorización de inventarios 29 Cambios netos en activos y pasivos operativos: Disminución / (Aumento) de cuentas por cobrar comerciales Aumento de otras cuentas por cobrar Aumento de inventarios Aumento de repuestos y materiales (Disminución) / Aumento de cuentas por pagar comerciales Aumento de remuneraciones y cargas sociales Disminución de cargas fiscales (Disminución) / Aumento de otras deudas Impuesto a las ganancias 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 Pagos por adquisiciones de nuevas áreas Evolución de inversiones financieras no consideradas equivalente de efectivo Cobro / (Otorgamiento) Préstamos a E G WIND Aporte de capital en Hychico 8 Aporte de capital en E G WIND 8 Flujo neto de efectivo utilizado en las actividades de inversión Flujo de efectivo de las actividades de financiación Intereses pagados 23 Pago de alquiler NIIF 16 12 Deudas financieras canceladas 23 Deudas financieras obtenidas 23 Flujo neto de efectivo utilizado en las actividades de financiación (Disminución) / Aumento neto en el efectivo, equivalentes del efectivo y descubiertos bancarios Resultados financieros generados por el efectivo y equivalentes de efectivo RECPAM generado por el efectivo y equivalentes de efectivo Efectivo, equivalentes de efectivo y descubiertos bancarios al inicio del ejercicio 18 Efectivo, equivalentes de efectivo y descubiertos bancarios al cierre del ejercicio 18	30.04.2020 30.04.2019
	(1.795.422) 3.165.317 (3.752.021) (6.209.940) (1.048.082) 542.667 1.572.517 1.729.886 8.261.653 13.688.981 (1.205.303) (1.144.433) (3.829.387) (4.915.270) 18.804 43.229 3.603.713 2.825.014 60.861 - 1.813.300 - - 9.748 (84.422) - 2.813.829 (1.149.914) 121.111 (63.154) 484.343 - 1.047.396 (727.589) (1.223.344) (684.316) (795.790) (4.758) (82.893) (339.668) (1.452.304) 1.300.247 46.926 88.009 (294.311) (831.975) (253.111) 64.939 (367.973) (174.657)
	3.660.090 7.212.363
	(4.254.577) (4.652.152) (669.857) (1.894.739) (7.813.729) 2.578.711 32.676 (523.332) (192) (8.409) - (329.094)
	(12.705.679) (4.829.015)
	(1.363.338) (1.277.284) (79.346) - (1.260.970) (187.124) 2.630.006 -
	(73.648) (1.464.408)
	(9.119.237) 918.940 3.752.021 6.209.940 (3.861.646) (3.706.142) 12.337.010 8.914.272
	3.108.148 12.337.010

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020

PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 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

6

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Operaciones que no generan movimientos de efectivo

Operaciones que no generan movimientos de efectivo
Información complementaria Provisión por abandono de pozos Precio de compra diferido área Pampa del Castillo Adquisiciones en Propiedad, planta y equipo no abonadas Consideración contingente Bella Vista Oeste	30.04.2020 30.04.2019
	(412.399) (360.720) - (211.558) (755.304) (685.872) (154.997) -

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

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020

PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 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

7

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Notas a los Estados Financieros Separados

Correspondientes al ejercicio finalizado el 30 de abril de 2020 y 2019 Expresadas en miles de pesos

NOTA 1 - INFORMACIÓN GENERAL

1.1. Información general de la Sociedad

Capex S.A. (en adelante, “la Sociedad”) fue creada en el año 1988 y junto con sus subsidiarias Servicios Buproneu S.A. (SEB), Hychico S.A. (Hychico) y EG WIND S.A. (E G WIND) (juntas, “el Grupo”) tienen como actividad principal la generación de energía eléctrica de fuentes convencionales y renovables, la exploración y producción de hidrocarburos, y la prestación de servicios relacionados con el procesamiento y la separación de gases.

La Sociedad inició sus operaciones en el segmento de exploración y producción de hidrocarburos en la Provincia de Neuquén a través de la explotación del yacimiento Agua del Cajón para luego expandir sus operaciones hacia el segmento de generación de energía eléctrica. Mediante la construcción y desarrollo de una Central Térmica de Ciclo Combinado de 672 MW de potencia instalada y una planta de GLP, ambas ubicadas en el yacimiento Agua del Cajón, integró verticalmente sus operaciones. Como parte de esta integración vertical el gas producido por el segmento de Hidrocarburos en el yacimiento Agua del Cajón es procesado en la planta de GLP para separar los fluidos líquidos del gas seco y utilizar este último como combustible en la Central Térmica para la producción de energía eléctrica. Posteriormente, a través de sus subsidiarias Hychico y EG WIND, la Sociedad comenzó a desarrollar proyectos de energías renovables incluyendo generación eólica y producción de hidrógeno y oxígeno. En el año 2017 la Sociedad comenzó un proceso de crecimiento y expansión que incluyó la expansión de su negocio de exploración y producción de Hidrocarburos mediante la compra de participaciones en diferentes áreas hidrocarburíferas que incluyen Loma Negra y La Yesera, ambas ubicadas en la Provincia de Río Negro; Parva Negra Oeste ubicada en la Provincia de Neuquén; y Pampa del Castillo y Bella Vista Oeste ambas ubicadas en la Provincia de Chubut.

Segmento de Hidrocarburos

Provincia del Neuquén

Agua del Cajón : la Sociedad explota el área Agua del Cajón bajo una concesión otorgada por la Provincia de Neuquén en el año 1991 y extendida en sucesivas oportunidades. La última extensión, actualmente vigente, fue otorgada en el año 2017 mediante el Dec 556/17. El Poder Ejecutivo de la Provincia del Neuquén otorgó la concesión de explotación no convencional sobre la totalidad del área por un plazo de 35 años venciendo la misma en 2052. 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. La Sociedad ha superado el compromiso de inversión antes de lo estipulado.

Parva Negra Oeste : en noviembre de 2019, la Sociedad y Gas y Petróleo del Neuquén S.A. (“GyP”) suscribieron un contrato para la exploración, desarrollo y producción del área Parva Negra Oeste por un período de 4 años (prorrogable por 4 años) finalizando en 2027. Parva Negra Oeste se encuentra ubicada en una posición favorable para el desarrollo de la formación Vaca Muerta. El contrato suscripto por la Sociedad y GyP prevé que en caso de descubrirse hidrocarburos comercialmente explotables, y cumplidas ciertas condiciones, GyP solicitará una Concesión de Explotación No Convencional de 35 años sobre el área (ver Nota 39).

Provincia de Río Negro

Loma Negra y La Yesera : En octubre de 2017 la Sociedad 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 en la provincia de Río 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. Las operaciones de ambas concesiones se llevan a cabo mediante consorcios con otras empresas, siendo la Sociedad el operador de las mismas desde el momento de adquisición de las participaciones de Chevron Argentina S.R.L.

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NOTA 1 - INFORMACIÓN GENERAL (Cont.)

Provincia del Chubut

Pampa del Castillo – La Guitarra : en agosto de 2018, la Sociedad adquirió de Enap Sipetrol y Petrominera del Chubut S.E. (“PMC”) el 95% de la concesión de explotación hidrocarburífera Pampa del Castillo – La Guitarra, un área de explotación de petróleo ubicada próxima a la ciudad de Comodoro Rivadavia. El plazo de vigencia de la concesión vence en octubre de 2026. Las operaciones se llevan a cabo mediante una unión transitoria entre la Sociedad y PMC, en la cual la Sociedad es el operador (ver Nota 39).

Bella Vista Oeste: En octubre de 2019, la Sociedad obtuvo la adjudicación de los derechos exclusivos para la explotación, transporte y comercialización de hidrocarburos del área Bella Vista Oeste Bloque I, ubicada próxima a la ciudad de Comodoro Rivadavia. Dicha adjudicación es por un período de 25 años desde el 1 de febrero de 2020, pudiendo la Sociedad solicitar prórrogas por plazos de 10 años de duración, en la medida que cumpla con sus obligaciones como concesionario, se encuentre produciendo hidrocarburos en el área y presente un plan de inversiones relativos al período de extensión (ver Nota 39).

Segmentos de Energía

Generación de energía térmica : El negocio de generación de energía eléctrica de fuente térmica tiene una capacidad nominal total de generación de 672 MW (ISO), y está formado por un ciclo abierto con una capacidad instalada total nominal de 371 MW y un ciclo combinado con fuego suplementario con una capacidad instalada total nominal de 301 MW. A efectos de vincular la Central Térmica Agua del Cajón (“CT ADC”) 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.

Generación de energía a partir de fuentes renovables: La Sociedad a través de sus subsidiarias Hychico y EG Wind, desarrolló y construyó dos parques eólicos: i) Parque Eólico Diadema I, con una potencia instalada de 6,3 MW, explotado por Hychico desde el año 2009 y ii) Parque Eólico Diadema II con una potencia instalada de 27,6 MW, explotado por EG WIND desde el año 2019 y adjudicado bajo el programa de Energías Renovables Renovar 2. Ambos parques eólicos se encuentran cercanos a la ciudad de Comodoro Rivadavia, en la Provincia del Chubut. La energía generada en los parques eólicos es vendida a CAMMESA bajo contratos de largo plazo.

Generación de energía a partir de hidrógeno: La Sociedad, a través de Hychico, desarrolló y construyó una Planta de Hidrógeno ubicada próxima a la ciudad de Comodoro Rivadavia en la Provincia de Chubut. Como parte del proceso de producción de energía, agua es inyectada en la planta para luego separar el Hidrógeno del Oxígeno. La planta posee dos electrolizadores de 325 KW cada uno, con una capacidad de producción de hidrógeno de 60 Nm[3] /h 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. 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.

Segmento de Procesamiento y Separación de gases líquidos derivados del gas

La Sociedad opera, a través de su subsidiaria Servicios Buproneu S.A., una planta de GLP ubicada en el Yacimiento Agua del Cajón. El gas producido en el mencionado yacimiento, rico en componentes licuables es procesado en la planta de GLP para así obtener 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 el petróleo mientras que el gas seco remanente es utilizado como combustible para la generación de energía eléctrica a través de la Central Térmica Agua del Cajón.

La Sociedad continúa evaluando: i) posibles adquisiciones de activos hidrocarburíferos que permitan incrementar los niveles de producción y reservas; ii) la incorporación de negocios de generación de energía a partir de fuentes renovables.

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

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NOTA 1 - INFORMACIÓN GENERAL (Cont.)

Nota 1.2. Impacto del Coronavirus en las operaciones de la Sociedad y sus subsidiarias

El 11 de marzo de 2020 la Organización Mundial de la Salud declaró al coronavirus (“COVID-19”) pandemia a nivel global. El brote del COVID-19 está teniendo un impacto adverso en la economía mundial y en particular en el precio del petróleo que ha registrado una baja de más del 50%. La caída de la actividad económica ocasionada por las medidas de aislamiento dictadas por los diferentes países para mitigar la circulación y propagación del virus, generó una fuerte retracción de la demanda de petróleo que se vio exacerbada por la falta de acuerdo entre los miembros de la OPEP y Rusia respecto de los volúmenes de producción y consecuente ajuste de la oferta. Actualmente, algunos países han relajado las medidas de confinamiento y aislamiento pero en algunos casos se han registrado rebrotes del virus implicando esto el volver atrás con la relajación de las medidas. El alcance total y duración de tales medidas de contención y su impacto en la economía mundial aún son inciertas.

De acuerdo con las recomendaciones que la OMS publicó para todos los países afectados por la pandemia Covid-19, el Gobierno Nacional emitió el DNU Nro. 297/20 mediante el cual estableció el aislamiento social, preventivo y obligatorio desde el 20 de marzo de 2020 e implementó una serie de medidas tendientes a disminuir la circulación, permitiendo la misma solo a aquellas personas vinculadas a la prestación de actividades esenciales. Dicho aislamiento fue prorrogado en sucesivas ocasiones y podría ser prorrogado por el tiempo que se considere necesario en atención a la situación epidemiológica.

El DNU establece como ciertas actividades esenciales, las guardias mínimas que aseguren la operación y mantenimiento de Yacimientos de Petróleo y Gas, plantas de tratamiento y/o refinación de petróleo y gas, transporte y distribución de energía eléctrica, combustibles líquidos, petróleo y gas, estaciones expendedoras de combustibles y generadores de energía eléctrica. Las situaciones mencionadas han afectado significativamente la industria de hidrocarburos en el país, como se detalla a continuación:

• La demanda de hidrocarburos, en especial la de petróleo si bien ha disminuido significativamente, a la fecha de presentación de los presentes estados financieros los volúmenes demandados muestran una tendencia incremental.

• La capacidad de almacenaje del petróleo crudo se vio significativamente afectada producto de la baja de consumo de las refinerías.

• Los precios locales de petróleo, que utilizan como referencia los valores internacionales, han registrado una fuerte caída, pero las proyecciones muestran una recuperabilidad (ver “barril criollo”).

• La demanda de gas se ha visto afectada principalmente debido a que CAMMESA ha disminuido el despacho eléctrico y, por ende, hay un menor consumo de gas para la generación térmica.

El cierre de toda actividad industrial no esencial y la estacionalidad de consumo han contribuido a la baja de la demanda. En consecuencia, los precios obtenidos por la Sociedad, en las recientes subastas realizadas por CAMMESA han mostrado una sostenida tendencia a la baja, respecto de los precios pre-aislamiento. Por otro lado, el Gobierno Nacional ha emitido el Decreto 488/20 con vigencia a partir del 19 de mayo de 2020 mediante el cual establece que las entregas de crudo que se efectúen en el mercado local entre dicha fecha y el 31 de diciembre de 2020 deben ser facturadas por las empresas productoras y pagadas por las empresas refinadoras y sujetos comercializadores tomando un valor de referencia para el crudo tipo Medanito de US$ 45/bbl.

Respecto del precio gas el Gobierno Nacional se encuentra evaluando la implementación de un plan gas con precios sostén para la industria.

En cuanto a las tarifas de energía eléctrica, con fecha 8 de abril de 2020 la Secretaría de Energía facultó a CAMMESA, a posponer hasta nueva decisión la aplicación del factor de actualización previsto en la Res. 31/20 Dicha resolución prevé la pesificación y posterior actualización por un factor de ajuste atada a la inflación, de las tarifas de generación de energía eléctrica.

La Sociedad ha establecido como principales objetivos preservar la seguridad y salud de su personal y mantener sus yacimientos operativos mediante la venta de su producción ya sea en el mercado local como internacional. A la fecha dichos objetivos han sido alcanzados conforme a lo establecido por la Sociedad. Asimismo, la Sociedad ha logrado despachar energía eléctrica generada en la Central Térmica de Agua del Cajón utilizando el gas producido en su yacimiento. Esto último, a pesar de la baja en la demanda de energía eléctrica como consecuencia de la Pandemia antes mencionada y de la rotura de uno de los transformadores de la Central Térmica ocurrida durante el mes de enero de 2020, cuya reparación se encuentra en curso y se estima poner en marcha en el mes de agosto de 2020.

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 1 - INFORMACIÓN GENERAL (Cont.)

La Gerencia de la Sociedad monitorea constantemente la situación, tomando las medidas que considera necesarias con el objetivo de asegurar la integridad sanitaria de su personal, mantener la operación de todos sus segmentos de negocio y preservar la situación financiera. Estas acciones implicaron el desarrollo de un plan de acción que incluye la implementación de las siguientes medidas: i) un esquema de trabajo remoto para las posiciones que así lo permitan, ii) protocolos preventivos en las operaciones que requieren la presencia de personal para su funcionamiento y para garantizar el cumplimiento de tareas de mantenimiento en tiempo y forma, iii) la revisión de su programa de inversiones, y iv) el mantenimiento de una posición de liquidez adecuada teniendo en cuenta la coyuntura y condición actual de mercado, entre otras.

En virtud de las medidas adoptadas conforme lo explicado precedentemente, la Sociedad continúa explotando todos sus yacimientos y el resto de las actividades, aunque adaptando sus operaciones al contexto actual.

En relación con los estados financieros al 30 de abril de 2020, se resumen a continuación los principales impactos causados por las circunstancias descriptas:

• Evaluación del valor recuperable de Propiedad, Planta y Equipo: la caída actual y prevista en los precios de los hidrocarburos y las variables macroeconómicas, principales premisas utilizadas para la estimación del valor recuperable de los activos, arrojaron como resultado el reconocimiento de una desvalorización en el segmento de petróleo y gas atribuibles al yacimiento Agua del Cajón por $ 1.813.300 (ver Notas 3.6.,5, 7 y 29).

• Desvalorización de los inventarios de petróleo: la caída en el precio del petróleo ha generado la registración por parte de la Sociedad de una desvalorización de los inventarios de crudo por $ 484.343. Dicha desvalorización es consecuencia de que el valor neto realizable al 30 de abril de 2020 fue inferior al costo de producción (ver Notas 3.8, 14 y 29).

El alcance final del brote del COVID-19 y su impacto en la economía del país es desconocido e imposible de predecir razonablemente. Sin embargo, si bien ha producido efectos significativos a corto plazo, no se prevé que los mismos afecten la continuidad de los negocios de la Sociedad. Dada la solidez financiera actual de la Sociedad, se estima que la compañía podrá seguir haciendo frente a sus compromisos financieros de los próximos doce meses.

Adicionalmente, el Gobierno está en proceso de renegociación de deuda externa ante los acreedores internacionales. El Directorio se encuentra monitoreando de cerca la situación y tomando las medidas necesarias para preservar la vida humana y los negocios de la Sociedad.

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NOTA 2 - MARCO REGULATORIO DE LOS SECTORES PETROLERO, ELECTRICO, GAS Y GLP

a) Sector petrolero

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.

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.

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 2 - MARCO REGULATORIO DE LOS SECTORES PETROLERO, ELECTRICO, GAS Y GLP (Cont.)

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.

Mediante el Decreto de Necesidad y Urgencia N° 566/19 de fecha 15 de agosto de 2019 el Poder Ejecutivo Nacional (PEN) estableció que durante 90 días corridos siguientes a la entrada en vigencia, o sea a partir de la publicación en el Boletín Oficial el 16 de agosto de 2019:

• 1) las entregas de petróleo crudo efectuadas en el mercado local durante los noventa días corridos siguientes a la entrada en vigencia de la medida debían ser facturadas y pagadas al precio convenido entre las empresas productoras y refinadoras al día 9 de agosto de 2019, aplicando un tipo de cambio de referencia de $ 45,19/US$ y un precio de referencia BRENT de US$ 59/bbl.

• 2) el precio tope de naftas y gasoil en todas sus calidades, comercializados por las empresas refinadoras y/o los expendedores mayoristas y/o minoristas, en todos los canales de venta, no podía ser superior al precio vigente al día 9 de agosto de 2019.

• 3) las empresas refinadoras y/o los expendedores mayoristas y/o minoristas debían cubrir, a los precios establecidos en dicho decreto, el total de la demanda nacional de combustibles líquidos, de conformidad con los volúmenes que les fueran requeridos a partir de las prácticas usuales de mercado, proveyendo de manera habitual y continua a todas y cada una de las zonas que integran el territorio de la República Argentina.

• 4) las empresas productoras de hidrocarburos debían cubrir el total de la demanda de petróleo crudo que les fuera requerido por las empresas refinadoras locales, proveyendo de manera habitual y continua a todas las refinerías ubicadas en el territorio de la República Argentina para la adecuada satisfacción de las necesidades internas.

• 5) la comercialización de los combustibles debía realizarse en un todo de acuerdo con las calidades, tipos y demás requisitos establecidos por la normativa vigente.

Mediante el Decreto de Necesidad y Urgencia N° 601/19 de fecha 30 de agosto de 2019 y con vigencia a partir del día de su publicación en el Boletín Oficial el 2 de septiembre de 2019, el PEN sustituyó lo establecido en el Decreto 566/19 mencionado en los artículos 1 y 2, estableciendo hasta el 13 de noviembre de 2019 un tipo de cambio de referencia de $ 46,69/US$. Además, el precio tope de naftas y gasoil en todas sus calidades, comercializados por las empresas refinadoras y/o los expendedores mayoristas y/o minoristas, que tengan como destino final el abastecimiento de combustibles por pico de surtidor en bocas de expendio (estaciones de servicio) no podía ser superior al precio vigente al día 9 de agosto de 2019.

Posteriormente se emitió la Res SEN 557/19 (vigente a partir del 19 de septiembre de 2019) que elevó el tipo de cambio de referencia a $ 49,30/US$ y la Res SEN 688/19 (vigente a partir del 1 de noviembre de 2019) que eleva el tipo de cambio de referencia a $ 51,77/US$.

Por otro lado, con fecha 13 de septiembre de 2019 se publicó la Res N° 552/19 del Ministerio de Hacienda, fijando una transferencia de $ 116,10 por barril de petróleo entregado en el mercado local durante el mes de septiembre de 2019, a ser abonado 88% a la empresa productora solicitante y 12% a la provincia en cuya jurisdicción se encuentre la concesión en la cual se haya producido el petróleo. La solicitud de transferencia debía estar acompañada de las renuncias de la empresa productora de petróleo y la provincia concedente a todo derecho, acción o reclamo administrativo, judicial, extrajudicial o arbitral, en la República Argentina, en el extranjero y en el ámbito internacional, relacionados con la aplicación de los Decretos N° 566/19 y 601/19. La Sociedad no ha efectuado solicitud alguna al respecto.

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 2 - MARCO REGULATORIO DE LOS SECTORES PETROLERO, ELECTRICO, GAS Y GLP (Cont.)

En función del contexto económico que atraviesa el país mencionado en Nota 1, con fecha 18 de mayo de 2020 se emitió el Decreto N° 488/2020, publicado en el Boletín Oficial el 19 de mayo de 2020, mediante el cual el Poder Ejecutivo Nacional estableció que las entregas de crudo que se efectúen en el mercado local entre dicha fecha y el 31 de diciembre de 2020 deberían ser facturadas por las empresas productoras y pagadas por las empresas refinadoras y sujetos comercializadores tomando un valor de referencia para el crudo tipo Medanito de US$ 45 / bbl. Esta disposición (que se contradice con lo que expresamente determina la Ley 17.319 respecto a que el precio base de cálculo para el pago de regalías debe ser el efectivamente percibido) quedará sin efecto si la cotización del Brent supera dicho valor durante diez días consecutivos. Se facultó a la Secretaría de Energía para la modificación trimestral del precio de referencia como así también la revisión periódica del alcance de la medida dispuesta sobre la base de parámetros de volumen de producción y de niveles de actividad e inversión. Asimismo, el decreto dispuso que durante la vigencia del mismo las empresas productoras deben:

• 1) Sostener los niveles de actividad y/o de producción registrados durante el año 2019, manteniendo los contratos con las empresas de servicios regionales y la planta de trabajadores que tenían al 31 de diciembre de 2019 para lo cual deberán tomar en consideración la actual contracción de la demanda local e internacional de hidrocarburos y sus derivados como consecuencia de la pandemia del COVID-19 y siempre dentro de los parámetros de explotación adecuada y económica establecidos por el art. 31 de la Ley 17.319;

• 2) Cumplir con el plan anual de inversiones;

• 3) No acceder al mercado de cambios para la formación de activos externos ni adquirir títulos valores en pesos para su posterior venta en moneda extranjera o transferencia de custodia al exterior; y

• 4) Aplicar el precio fijado en todos los casos para la liquidación de las regalías hidrocarburíferas.

Derechos de Exportación

Mediante el Decreto 793/2018 de fecha 3 de septiembre de 2018, el Poder Ejecutivo Nacional fijaba 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 podría exceder de $4/US$ del valor imponible o del precio oficial FOB.

Mediante Decreto N° 37/19 del Poder Ejecutivo Nacional publicado en el Boletín Oficial el 14 de diciembre de 2019 se eliminó el tope de $4/US$ del valor imponible o precio FOB como derechos de exportación de acuerdo con el Decreto N° 793/18. En consecuencia, la alícuota de derechos de exportación aplicable a hidrocarburos será de 12% sin tope alguno.

Por otra parte, mediante la Ley N° 27.541 publicada en el Boletín Oficial el 23 de diciembre de 2019 se estableció que las alícuotas de los derechos de exportación aplicables a hidrocarburos y minería no podían superar el 8% del valor imponible o del precio FOB. Sin embargo, a la fecha de los presentes estados financieros la Aduana se encontraba liquidando los derechos de exportación de hidrocarburos a una alícuota del 12%. La Sociedad ha interpuesto las impugnaciones correspondientes y solicitado la repetición del derecho de exportación abonado en exceso.

Por último, el Decreto N° 488/2020, publicado el 18 de mayo de 2020, del Poder Ejecutivo Nacional establece un esquema para la determinación de la alícuota de los derechos de exportación, dejando sin efecto toda norma que se oponga a ello, a cuyos efectos define:

a. Valor Base (VB): US$ 45/bbl.

• b. Valor de Referencia (VR): US$ 60/bbl.

c. Precio Internacional (PI): el último día hábil de cada mes la Secretaría de Energía publicará la cotización del precio del barril “ICE Brent primera línea”, considerando para ello el promedio de las últimas 5 cotizaciones publicadas por el “Platts Crude Marketwire” bajo el encabezado “Futures Settlements”. Si existiera una diferencia superior al 15% se fijará una nueva cotización la cual será aplicable a partir del primer día hábil siguiente.

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 2 - MARCO REGULATORIO DE LOS SECTORES PETROLERO, ELECTRICO, GAS Y GLP (Cont.)

En base a estas definiciones, establece para los derechos de exportación:

• Una alícuota del 0% en los casos en que el PI sea igual o inferior al VB.

• Una alícuota del 8% en los casos en que el PI sea igual o superior al VR.

• En los casos en que el PI se encuentre comprendido entre el VB y el VR, la alícuota se determinará utilizando la siguiente fórmula:

PI – VB Alícuota = x 8% VR – VB

La Sociedad realizó ventas al exterior de petróleo por $ 5.255 millones y $ 4.070 millones al 30 de abril de 2020 y 2019, respectivamente.

b) Sector eléctrico

b.1) Esquema de remuneración vigente desde febrero de 2020

b.1.1) Res 31/2020 de la Secretaría de Energía

El 26 de febrero de 2020 la Secretaría de Energía del Ministerio de Desarrollo Productivo publicó la Resolución 31/2020, la cual pesificó los valores remunerados mediante la Resolución Res 1/2019 de la ex-Secretaría de Recursos Renovables y Mercado Eléctrico (SRRyME) a partir del 1 de febrero de 2020.

Asimismo dispuso que los valores expresados en pesos se actualizarán en forma mensual en función de un factor que surgirá de la suma del 60% de la variación del Indice de Precios al consumidor (IPC) y el 40% de la variación del Indice de Precios Internos al por Mayor (IPIM) del mes anterior. Esta actualización comenzaba a aplicar a partir de la transacción correspondiente al segundo mes de vigencia de la resolución. Mediante la Nota Administrativa NO-2020-24910606-APN-SE#MDP, de fecha 8 de abril de 2020, la Secretaría de Energía facultó a CAMMESA, a posponer hasta nueva decisión la aplicación del factor de actualización. En virtud de ello a la fecha de presentación de los presentes estados financieros, CAMMESA no ha aplicado el factor de actualización previsto en Resolución SE N° 31/2020. La Dirección de la Sociedad estima que el factor de actualización será aplicado en el corto plazo.

Los nuevos valores fijados para las remuneraciones establecidas 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	[$/MW-mes]
CCgrande P > 150 MW	100.650

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

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

idad Garantizada Ofrecida (DIGO)
Período	[$/MW – mes]
Dic – Ene – Feb – Jun – Jul - Ago	360.000
Mar – Abr – May – Sep – Oct - Nov	270.000

La remuneración mensual de potencia de un generador habilitado térmico (GHT) será proporcional a la disponibilidad mensual, al factor de uso de la correspondiente unidad de generación y a un precio que variará estacionalmente. El valor físico a utilizar es la potencia media mensual, descontando las horas correspondientes a los mantenimientos programados y acordados. Las indisponibilidades de potencia a considerar en la determinación de la potencia media disponible serán las que sean de responsabilidad propia de la gestión del agente generador.

La indisponibilidad de la DIGO de una unidad generadora, derivada de cualquier falla propia o por imposibilidad de consumir el combustible asignado en el despacho económico, es responsabilidad del GHT y será tratada como una indisponibilidad forzada.

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 CCgrande P > 150 MW	Gas Natural [$/MWh]
	240

En las horas donde la unidad de generación se encuentre despachada fuera del despacho óptimo por razones operativas no atribuibles a generación forzada por requerimientos de transporte, de control de tensión o de seguridad, se reconocerá como remuneración por energía generada considerando a ésta igual al 60% de la potencia neta instalada, independientemente de la energía entregada por la unidad de generación.

• 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 84 $/MWh para cualquier tipo de combustible.

Cuando la unidad de generación se encuentre despachada fuera del despacho óptimo por razones operativas no atribuibles a generación forzada por requerimientos de transporte, de control de tensión o de seguridad, se reconocerá como remuneración por energía operada considerando a ésta igual al 60 % de la potencia neta instalada, independientemente de la energía entregada por la unidad de generación, más la potencia rotante calculada como la diferencia entre la potencia neta instalada disponible y la energía generada.

iii) Remuneración disponibilidad de potencia en horas de alto requerimiento

La Res 31/2020 introduce el concepto de Período de evaluación de funcionamiento del parque generador en Horas de Máximo Requerimiento Térmico (HMRT), a las 50 horas en las que se registre el mayor despacho de generación neta de origen térmico en cada uno de los meses del año calendario.

Estas horas se evaluarán, como muestra el siguiente cuadro, analizando las horas de cada mes ordenadas de mayor a menor requerimiento térmico:

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HMRT	Períodos	Períodos	Períodos	Períodos
	Verano	Otoño	Invierno	Primavera
HMRT-1	Primeras 25 horas de mayor requerimiento térmico de cada mes en cada período
HMRT-2	Segundas25horas demayor requerimiento térmico de cadames encada período

Los GHT recibirán 37.500 $/MW por la potencia generada media en las 50 horas de mayor requerimiento térmico del mes, diferenciando a las primeras 25 horas de las segundas 25 horas y los períodos estacionales del año (verano, invierno, otoño y primavera).

o Verano / Invierno:

� Primeras 25 hs del mes: 37.500 $/MW x 1,2

� Segundas 25 hs del mes: 37.500 $/MW x 0,6

o Otoño / Primavera:

� Primeras 25 hs del mes: 37.500 $/MW x 0,2 � Segundas 25 hs del mes: 37.500 $/MW x 0,0

Por último, se faculta a la Subsecretaría de Energía Eléctrica de la Secretaría de Energía del Ministerio de Desarrollo Productivo a dictar normas complementarias o aclaratorias que se requieran para la instrumentación de la resolución.

b.1.2) Flexibilización de cargos e intereses por mora en el pago de la transacción económica

A través de la Resolución SRRYME N° 29/2019, se flexibilizó la aplicación de cargos e intereses punitorios en caso de atrasos en pago de las transacciones económicas en el MEM.

• i. Reducción recargos: se prorroga hasta el 30 de abril del 2020 la reducción del 50% de los recargos para agentes que registren deudas vencidas e impagas.

• ii. Intereses compensatorios y punitorios: se aplicará solamente un interés compensatorio, equivalente a la tasa fijada por el BNA para sus operaciones de descuento a 30 días, a los agentes que registren un atraso en el pago pero que hayan pagado en término los últimos tres vencimientos inmediatos anteriores, siempre y cuando realicen el pago dentro de los 15 días posteriores a la fecha de vencimiento de la factura y se aplicará adicionalmente un interés punitorio del 1% por cada día de atraso, calculado sobre el monto de la deuda vencida e impaga, teniendo como tope los recargos previstos en los procedimientos de CAMMESA cuando realicen el pago con posterioridad a dicho plazo. Cabe destacar que el esquema anterior establecía intereses punitorios crecientes en función del tiempo transcurrido.

• iii. Compensaciones: se habilita la compensación, sin aplicación de intereses compensatorios, en caso de atrasos de hasta 5 días en un mes determinado, a través del adelantamiento en el pago de la factura siguiente 2 días por cada día de atraso ocurrido.

b.2) Esquema de remuneración hasta enero de 2020

b.2.1) 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 dispuso:

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 era destinada al cumplimiento de los citados contratos.

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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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 podía 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 informaba las fechas de declaración, las cuales debían ser al menos 30 días previos del inicio de cada trimestre.

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

• i) Remuneración por potencia disponible mensual, la cual se afectaría 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 era 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

Para aquellas unidades generadoras que habían 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, era considerada, con una disponibilidad del 50% de la disponibilidad real.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 29 de julio de 2020 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISION FISCALIZADORA (Socio) Dr. Norberto Luis Feoli

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ii) Remuneración por energía generada y operada

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

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

Para aquellas unidades generadoras que habían declarado la opción de gestión propia de combustibles para su generación que al ser requerida no poseía el combustible con el cual fue convocada para el despacho, perdería 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 remuneraba por la Energía Generada el 50% de los costos variables no combustibles correspondientes.

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 1,4 US$/MWh para cualquier tipo de combustible.

Para aquellas unidades generadoras que habían 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, perdería 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 aplicaba el 50% del precio de valorización de la Energía Operada.

Remuneración de otras Tecnologías de Generación:

La resolución también abarcaba 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 debían realizar una declaración del compromiso asumido para la referida gestión. Tal declaración se realizaba con el procedimiento vigente para las declaraciones quincenales de CVP (Costo Variable de Producción).

Asimismo, establecía 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 debía descontar de la liquidación de los créditos que le correspondan al generador un monto equivalente al máximo entre 1 US$/MWh generado y 700 US$/MW-mes.

Con relación a los conceptos que los respectivos Anexos determinaban en Dólares Estadounidenses, la Resolución disponía que el OED convertiría 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 facultaba a la Subsecretaría de Mercado Eléctrico a dictar normas complementarias o aclaratorias que se requieran para la instrumentación de la presente resolución.

b.2.2) 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.

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Esta norma fue derogada el 1 de marzo de 2019 por la Secretaría de Recursos Renovables y Mercado Eléctrico mediante la Resolución 1/2019.

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 y/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.

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

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• 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.2.3) Programa de mantenimiento de las unidades de generación de energía eléctrica

En 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.

En abril de 2013 se aprobó la ejecución de las obras propuestas por US$ 30.891.000 y en noviembre de 2015 se amplió en US$ 20.000.000, a partir de la cual el monto total del Programa ascendió a la suma de US$ 50.891.000.

La cancelación de dicha financiación se realizó aplicando los diferentes conceptos establecidos por la Res 95/13, Res 529/14, Res SE 19 E/2017 y Res 1/2019 SRRyME.

b.2.4) Ley 27.541

Mediante la Ley 27.541, publicada el 23 de diciembre de 2019, el Poder Ejecutivo Nacional definió que las tarifas de electricidad y gas bajo jurisdicción federal se mantengan por un plazo de 180 días sin modificaciones, planteando también una renegociación tarifaria integral o iniciar una revisión extraordinaria en los términos de las Leyes 24.065, 24.076 y demás normas concordantes.

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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.

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.

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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.

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NOTA 2 - MARCO REGULATORIO DE LOS SECTORES PETROLERO, ELECTRICO, GAS Y GLP (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 38).

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.

b.3.7) Resolución 488/2017 – Contratos de Abastecimiento de Energía Eléctrica Renovable

Con fecha 19 de diciembre de 2017, mediante la Res 488/2017 del Ministerio de Energía y Minería, se adjudicaron los Contratos de Abastecimiento de Energía Eléctrica Renovable en los términos establecidos en las Resoluciones N° 275 de fecha 16 de agosto de 2017 y N° 473 de fecha 30 de noviembre de 2017, ambas de ese Ministerio, indicándose el Precio Adjudicado por megavatio hora para cada tecnología en cada Contrato de Abastecimiento de Energía Eléctrica Renovable a suscribir y la asignación del cupo remanente.

b.3.8) Resolución 230/2019 - Ministerio de Hacienda – Secretaría de Gobierno de Energía

Con fecha 30 de abril de 2019 se dictó la Res 230/19 de la Secretaría de Gobierno de Energía, a través de la cual se modificó el Anexo I de la Res 281/17 estableciendo como temas relevantes las nuevas condiciones para el mantenimiento de la prioridad de despacho otorgada, formas de demostrar el avance de la construcción del proyecto y plazo de mantenimiento de la caución contratada por la potencia por la cual se le asignó prioridad al proyecto.

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

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• 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 tiene vigencia desde su publicación en el Boletín Oficial y hasta el 31 de diciembre de 2021.

Podían 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 deberían estar inscriptas en el Registro Nacional de Empresas Petroleras. Estas deberían 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.

• 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.

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Definiciones:

1. 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).

2. Concesiones Incluidas: Son aquellas concesiones que producen Gas No Convencional, ubicadas en la cuenca Neuquina.

3. 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.

4. Precio Mínimo:

5. 2018: 7,50 US$/MMbtu.

6. 2019: 7,00 US$/MMbtu.

7. 2020: 6,50 US$/MMbtu.

8. 2021: 6,00 US$/MMbtu.

9. Precio Efectivo: Precio promedio mensual ponderado por el volumen total de ventas de gas natural en Argentina (será publicado por la SE).

10. Compensación Unitaria: Resultado de Restar el Precio Efectivo del Precio Mínimo (cuando dicha diferencia sea mayor a cero).

11. 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.

• 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.

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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. Al 30 de abril de 2020 el plan de inversión se encuentra cumplido con una inversión total de millones de US$ 127,5.

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”. Esta solicitud no fue aprobada 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 2020 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 2018 – septiembre 2019 por un monto aproximado de $ 1.637,1 millones. La Sociedad ha registrado en el rubro Ingresos el total del incentivo que cumple con las condiciones establecidas en la Resolución 419 E/2017, cuyo importe ascendió a $ 1.386,7 millones correspondiente a la producción de los meses abril 2019 – marzo 2020 (ver Notas 3.17 y 28).

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 (ver Nota 27.c).

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 tenían vigencia a partir del 1 de agosto de 2018. Para la cuenca neuquina el precio máximo establecido fue de 4,42 U$S/MMbtu.

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.

• Véase nuestro informe de fecha

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NOTA 2 - MARCO REGULATORIO DE LOS SECTORES PETROLERO, ELECTRICO, GAS Y GLP (Cont.)

• 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.

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 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.

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.

Resolución 12/2019 SEN

El 27 de diciembre de 2019, el Ministerio de Desarrollo Productivo dictó la Resolución N° 12/19 por la cual derogó, con efectos a partir del 30 de diciembre de 2019, la Resolución SGE N° 70/18, restableciendo el esquema de centralización de la provisión de combustibles para la generación en CAMMESA.

Nota Secretaría de Energía NO-2020-05333189-APN-SE#MDP- Mecanismos para la provisión de Gas Natural para su utilización en el Mercado Eléctrico Mayorista en las subastas

El 24 de enero de 2020 la Secretaría de Energía emitió la nota NO-2020-05333189-APN-SE#MDP, la cual instruye a CAMMESA a incluir en las Condiciones Generales y Particulares de los Concursos, cláusulas que impliquen la obligación de entrega de los volúmenes adjudicados y nominados por CAMMESA.

A su vez, establece nuevos precios de referencia máximos para las operaciones de adquisición de gas natural que realice CAMMESA a partir del 1 de febrero de 2020. Para la cuenca neuquina el precio máximo establecido es 4,02 US$/MMbtu para los meses de junio, julio y agosto y de 2,67 US$/MMbtu para los restantes meses del año.

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Nota Secretaría de Energía NO-2020-33627304-APN-SE#MDP – Precios Máximos de Referencia del Gas

El 21 de mayo de 2020 la Secretaría de Energía emitió la nota NO-2020-33627304-APN-SE#MDP, la cual establece nuevos precios de referencia máximos para las operaciones de adquisición de gas natural que realice CAMMESA a partir del 1 de junio de 2020. Para la cuenca neuquina el precio máximo establecido es de 2,67 US$/MMbtu para todos los meses del año.

El Gobierno Nacional se encuentra evaluando la implementación de un plan gas con precios sostén para la industria.

d) Sector 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.

• 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 27.2 a.1)). Posteriormente se firmaron adendas a dichos acuerdos, las cuales fueron ratificadas por resoluciones de la SEN.

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• 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 27.2 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 27.2 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

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 precios máximos de referencia establecido por la Disposición 104/2019, de la Subsecretaría de Hidrocarburos y Combustibles, y vigentes al 30 de abril de 2020 quedaron establecidos en $/tn 9.895 para el butano y $/tn 9.656 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.

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.

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NOTA 2 - MARCO REGULATORIO DE LOS SECTORES PETROLERO, ELECTRICO, GAS Y GLP (Cont.)

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 74E/2017) y en noviembre de 2017 (474-E/2017) determinándose para entonces precios de $/tn 1.941 para usuarios residenciales (expresado en moneda histórica).

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. Sin perjuicio de ello, la Sociedad realizó entregas de propano conforme las condiciones de la decimosexta prórroga del Acuerdo Propano para Redes, indicando también que esa dependencia se encuentra abocada a las tareas tendientes a extender la vigencia del Acuerdo al menos hasta el 30 de junio de 2020.

• Mercado externo

Con fecha 3 de septiembre de 2018, el PEN emitió el Decreto N° 793/18 el cual entre el 4 de septiembre de 2018 y el 31 de diciembre de 2020 fija un derecho de exportación del 12% sobre el monto exportado de propano, butano y gasolina natural. Dicha retención posee un tope de $4 por cada dólar de base imponible o del precio oficial FOB. Posteriormente, con motivo de la sanción de la Ley N° 27.541, se dispuso un tope del 8% para la alícuota aplicable a los hidrocarburos a partir del 23 de diciembre de 2019. Sin embargo, a la fecha de los presentes estados financieros la Aduana se encontraba liquidando los derechos de exportación de hidrocarburos a una alícuota del 12%. La Sociedad ha interpuesto las impugnaciones correspondientes y solicitado la repetición del derecho de exportación abonado en exceso.

e) Medidas en el mercado financiero y cambiario dictadas por el Gobierno Nacional

El 1 de septiembre de 2019 el PEN dictó el Decreto 609/19, y en concordancia con ello el Banco Central de la República Argentina (“BCRA”) emitió la Comunicación “A” 6770, estableciendo medidas para el acceso al mercado de cambios. Entre ellas establece:

• Plazos máximos para ingresar y liquidar operaciones de exportación en el mercado de cambios.

• El requisito de conformidad previa del BCRA para: i) el giro de utilidades y dividendos al exterior; ii) precancelación con más de 3 días hábiles anteriores al vencimiento de servicios de capital e intereses de deudas financieras con el exterior, salvo en el caso que la precancelación sea efectuada de manera simultánea con fondos liquidados de nuevos endeudamientos cuya vida promedio sea mayor que la de la deuda que se precancela, entre otros requisitos; iii) precancelación de deuda por importaciones de bienes y servicios; iv) el acceso al mercado de cambios para la constitución de activos externos para personas jurídicas y humanas (estas últimas cuando superen los US$ 200 mensuales).

• Ingresar y liquidar en el mercado de cambios el producido de los nuevos endeudamientos financieros obtenidos en el exterior y demostrar el cumplimiento de este requisito para el acceso al mercado de cambios para el pago de los servicios de capital e intereses de las mismas.

• En caso de acceso al mercado de cambios local para el pago de deudas financieras o comerciales con el exterior deberá demostrarse, en caso de corresponder, que la operación en cuestión se encuentra declarada en la última presentación vencida de Relevamientos de Activos y Pasivos del BCRA.

• Prohíbe el acceso al mercado de cambios para: i) la cancelación de deudas entre residentes, que se celebren a partir del 01.09.2019; ii) para no residentes por montos superiores a US$ 1.000 mensuales.

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NOTA 2 - MARCO REGULATORIO DE LOS SECTORES PETROLERO, ELECTRICO, GAS Y GLP (Cont.)

Asimismo, con fecha 28 de mayo de 2020, el BCRA emitió la Comunicaciones “A” 7030 y luego modificada por la Comunicación “A” 7042 y por la cual estableció que a fin de poder dar acceso al Mercado Único y Libre de Cambios las personas jurídicas deberán declarar bajo juramento que la totalidad de sus tenencias de moneda extranjera en el país se encuentran depositadas en cuentas en entidades financieras y que no posee activos externos líquidos disponibles por un monto superior a US$ 100.000., entendiendo por activos líquidos externos, tenencias de billetes y monedas en moneda extranjera, inversiones que permitan obtener disponibilidad inmediata de moneda extranjera (títulos públicos externos, fondos en cuentas de inversión, etc) entre otros.

Asimismo, a fin de poder dar acceso al mercado para cancelar pagos de importaciones de bienes se deberá demostrar que el monto total de los pagos asociados a sus importaciones de bienes cursados a través del mercado de cambios durante el año 2020, incluido el pago cuyo curso se está solicitando, no supera el monto por el cual el importador tendría acceso al mercado de cambios al computar las importaciones de bienes que constan a su nombre en el sistema de seguimiento de pagos de importaciones de bienes (SEPAIMPO) y que fueron oficializadas entre el 01.01.2020 y el día previo al acceso al mercado de cambios.

NOTA 3 - BASES DE PRESENTACIÓN Y POLITICAS CONTABLES

3.1 – Bases de presentación

Los presentes estados financieros separados han sido preparados de conformidad 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). Todas las NIIF efectivas a la fecha de preparación de los presentes estados financieros fueron aplicadas.

Los presentes estados financieros separados contienen todas las exposiciones significativas requeridas por las NIIF. También fueron incluidas algunas cuestiones adicionales requeridas por la CNV, entre ellas, la información complementaria prevista en el último párrafo del art.12 Capítulo III Título IV de la Resolución General N° 622/13.

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, la Sociedad 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.

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 5.

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NOTA 3 - BASES DE PRESENTACIÓN Y POLITICAS CONTABLES (Cont.)

Los presentes estados financieros han sido aprobados para su emisión por el Directorio de la Sociedad con fecha 29 de julio de 2020. Dicho Directorio se celebró a distancia durante la emergencia sanitaria en concordancia con la Res Gen N° 830/2020 emitida por la CNV.

Adicionalmente, la Sociedad ha hecho uso de la ampliación de plazos para la presentación ante la CNV, tal cual se encuentra previsto en la Res Gen N° 842/2020. En función al impacto del coronavirus en las operaciones de la Sociedad, a la fecha los presentes estados financieros se encuentran pendientes de transcripción al Libro Inventario y Balances.

Reexpresión de estados financieros

Los estados financieros han sido expresados en términos de la unidad de medida corriente al 30 de abril de 2020 de acuerdo con NIC 29 “Información financiera en economías hiperinflacionarias”.

Información comparativa

Los saldos al 30 de abril de 2019 que se exponen en los presentes estados financieros separados 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 2020 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.

3.2 - Normas contables

3.2.1 - Normas nuevas y modificadas adoptadas por la Sociedad

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 9 – Activos financieros a valor razonable con cambios en otros resultados integrales

Los activos financieros a valor razonable con cambios en otros resultados integrales se reconocen inicialmente al valor razonable más los costos de transacción directamente atribuibles a la compra. Con posterioridad al reconocimiento inicial, los activos financieros clasificados en esta categoría se valúan a valor razonable, reconociendo la pérdida o ganancia en otros resultados integrales, con excepción de las pérdidas y ganancias por intereses, tipo de cambio y las pérdidas crediticias esperadas. Los importes reconocidos en otros resultados integrales, se reconocen en resultados en el momento en el que tiene lugar la baja de los activos financieros. No obstante, los intereses calculados por el método del tipo de interés efectivo se reconocen en resultados.

Los activos financieros se miden a su valor razonable con cambios en otros resultados integrales cuando: i) el modelo de negocio tiene como objetivo tanto la obtención de los flujos de efectivo contractuales, así como la venta de dichos activos financieros y, ii) según las condiciones del contrato, se recibirán flujos de efectivo en fechas específicas que constituyen exclusivamente pagos del capital más intereses. Los resultados financieros de estas inversiones se reconocen en el resultado del ejercicio.

NIIF 16 - Arrendamientos

La Sociedad aplica a partir del ejercicio iniciado el 1 de mayo de 2019 la NIIF 16 de forma simplificada, en relación con los contratos de arrendamiento identificados como tales bajo NIC 17, incluyendo el efecto de la incorporación de esta nueva norma en los rubros Activos por derechos de uso y Cuentas por pagar - Deuda por arrendamiento (Nota 12).

Los términos de los contratos de arrendamiento se negocian sobre base individual y contienen diversos términos y condiciones. Los arrendamientos se reconocen como un activo por derecho de uso y un pasivo correspondiente a la fecha en que el activo está disponible.

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NOTA 3 - BASES DE PRESENTACIÓN Y POLITICAS CONTABLES (Cont.)

El importe del activo por derecho de uso incluye la medición inicial del pasivo por arrendamiento y se deprecia bajo el método de línea recta en función del plazo de arrendamiento de cada contrato, salvo que la vida útil de dicho activo subyacente sea inferior.

El pasivo por arrendamiento se midió al valor presente de los pagos de arrendamiento restantes, descontado a la tasa de interés incremental al 1 de mayo de 2019. Posteriormente, la Sociedad incrementa el pasivo por arrendamiento para reflejar el interés devengado (y reconocido en el estado de resultados integrales), deduce las cuotas pagadas y recalcula el nuevo valor contable aplicando la tasa de descuento.

La Gerencia ha revisado los contratos de arrendamiento vigentes y ha identificado compromisos que corresponden a contratos que finalizan dentro de los 12 meses o un plazo inferior, desde la adopción, o bien, se refieren a arrendamientos a corto plazo o a arrendamientos subyacentes de bajo valor, que continúan siendo reconocidos, por la Sociedad, en los resultados del ejercicio.

- 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 aplicación de la misma no impactó 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 aplicación de la misma no impactó en los resultados de las operaciones o en la situación financiera de la Sociedad.

3.2.2 - Nuevas normas, modificaciones e interpretaciones publicadas que todavía no han entrado en vigencia para ejercicios financieros que comenzaron el 1 de mayo de 2019 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 2019:

- 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 que se inicien 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 3 - Combinaciones de negocios

Modificada en octubre de 2018. Clarifica la definición de negocio y establece guías para determinar si una transacción se debe contabilizar como una combinación de negocios o como una adquisición de activos. Aplica a las transacciones de adquisición a partir del 1 de enero de 2020 y admite adopción anticipada.

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NOTA 3 - BASES DE PRESENTACIÓN Y POLITICAS CONTABLES (Cont.)

- NIC 1 - Presentación de estados financieros y NIC 8 - Políticas contables, cambios en las estimaciones contables y errores

Modificadas en octubre de 2018. Aclaran la definición de materialidad e incorporan el concepto de “ensombrecimiento de información” cuando existe efecto similar al de omitir o declarar información inexacta. Aplica de forma prospectiva a períodos anuales a partir del 1 de enero de 2020 y admite adopción anticipada.

- Modificaciones a la NIIF 9 “Instrumentos financieros”, NIC 39 “Instrumentos financieros: Presentación” y NIIF 7 “Instrumentos Financieros: Información a Revelar”:

Incorpora exenciones temporales en caso de relaciones de cobertura afectadas por la reforma de la tasa de interés de referencia, conforme las recomendaciones publicadas por el Financial Stability Board (FSB) en julio de 2014. Las modificaciones son aplicables a los ejercicios anuales iniciados a partir del 1 de enero de 2020, permitiendo la adopción anticipada.

3.3. – Consideración de los efectos 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.

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).

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NOTA 3 - BASES DE PRESENTACIÓN Y POLITICAS CONTABLES (Cont.)

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 de la Sociedad 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 reservas por revaluación se encuentran expresadas en términos reales.

• 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. Al 30 de abril de 2020, el índice de precios ascendió a 310,1243, con una inflación anual de 45,6%.

3.4. – Principios de consolidación y contabilidad de participación en sociedades y acuerdos conjuntos

3.4.1 - Participación en sociedades

La Sociedad registra la participación en sus sociedades subsidiarias por el método de la participación (valor patrimonial proporcional), de acuerdo con lo establecido en la NIC 27. Conforme al método de la participación, las inversiones son inicialmente reconocidas al costo, y dicho monto se incrementa o disminuye para reconocer la participación de la Sociedad en el resultado obtenido por la entidad con posterioridad a la fecha de adquisición. Los dividendos recibidos o por recibir de las subsidiarias se reconocen como una reducción en el valor libro de la inversión.

La participación en las ganancias y pérdidas de las participaciones en sociedades se reconocen en los resultados integrales del ejercicio, y los cambios patrimoniales que no son resultados del ejercicio se imputan a reservas de patrimonio (y de corresponder, se incluyen en otros resultados integrales).

Subsidiarias son todas las entidades sobre las que la Sociedad tiene control. La Sociedad controla una entidad cuando está expuesta o tiene derecho a retornos variables por su involucramiento con la entidad y tiene la capacidad de afectar esos retornos variables a través de su poder sobre la entidad.

Las ganancias no trascendidas de operaciones entre la Sociedad y estas compañías, en caso de que sean significativas, se eliminan por el porcentaje de la participación en dichas sociedades. Las pérdidas no realizadas también se eliminan, a no ser que la transacción provea evidencia de indicadores de desvalorización de los activos transferidos.

Las políticas contables de las subsidiarias han sido modificadas, en caso de corresponder, para asegurar la consistencia con las políticas adoptadas por la Sociedad.

A partir del 31 de julio de 2014, la Sociedad valúa la Planta de GLP y el PED (propiedad de SEB e Hychico, respectivamente) por el modelo de revaluación (al igual que ciertos activos de su propiedad, ver punto 3.6.III), ya que considera que este modelo refleja de manera más fiable el valor de estos activos, utilizando para tal fin los servicios de expertos independientes.

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NOTA 3 - BASES DE PRESENTACIÓN Y POLITICAS CONTABLES (Cont.)

Las subsidiarias de la Sociedad al 30 de abril de 2020 son las que se detallan a continuación. El Capital Social de las mismas consiste en 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 y la separación de gases
Hychico S.A. (Hychico)	Argentina	85,2046%	14,7954%	Producción de energía eléctrica a partir de fuentes renovables
E G WIND S.A. (E G WIND)	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 2020 y 2019. 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 48,6770 Y 48,5496% del capital y de los votos al 30 de abril de 2020 y 2019, respectivamente y adicionalmente posee el 38,4501 y 36,4320% de manera indirecta al 30 de abril de 2020 y 2019, 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 y (ii) la Planta de producción de hidrógeno y oxígeno 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 2020 y 2019 y adicionalmente posee el 4,25% de manera indirecta a la misma fecha. E G WIND se dedica a la generación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables y se encuentra operando desde septiembre de 2019 el Parque Eólico Diadema II (ver Notas 8 y 38)

Recuperabilidad de las inversiones

La valuación de las inversiones en sociedades, cada una considerada una unidad generadora de efectivo (UGE), se analiza a cada fecha de cierre si existe evidencia objetiva de que no sea 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 2020 y 2019, el valor libro de la participación en sociedades no excede el valor presente del flujo de fondos proyectados.

3.4.2 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 39).

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 3 - BASES DE PRESENTACIÓN Y POLITICAS CONTABLES (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.

3.4.3 Participaciones en operaciones conjuntas

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 40 se expone la situación financiera resumida de las operaciones conjuntas.

Recuperabilidad de las participaciones

La valuación de las participaciones en operaciones conjuntas, cada una considerada una unidad generadora de efectivo (UGE), se analiza a cada fecha de cierre si existe evidencia objetiva de que no sea 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 2020 y 2019, el valor libro de la participación en los acuerdos conjuntos no excede el valor presente del flujo de fondos proyectados.

3.5 - Conversión de moneda extranjera

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.

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Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 COMISION FISCALIZADORA

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NOTA 3 - BASES DE PRESENTACIÓN Y POLITICAS CONTABLES (Cont.)

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.

3.6 - Propiedad, planta y equipo

• I. Actividades de exploración de petróleo y gas:

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

En función de ello y de acuerdo con lo permitido por la NIIF 6, la Sociedad capitaliza los gastos de E&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 la Sociedad 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 la Sociedad 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”.

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.

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NOTA 3 - BASES DE PRESENTACIÓN Y POLITICAS CONTABLES (Cont.)

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.

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 del testeo 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.

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.

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.

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

A partir del 31 de julio de 2014, la Sociedad modificó su política contable de valuación del rubro Propiedad, planta y equipo para los activos CT ADC, Edificios y Terrenos, la Planta de GLP (propiedad de SEB) y el PED I (propiedad de Hychico), la cual fue aplicada a todos los elementos que pertenecen a la misma clase de activos, 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.

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NOTA 3 - BASES DE PRESENTACIÓN Y POLITICAS CONTABLES (Cont.)

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.

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 CT ADC, la Planta de GLP y el PED I 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.

Al 30 de abril de 2020 la Sociedad y expertos independientes efectuaron una actualización de los valores razonables de los Edificios y Terrenos, la CT ADC, la Planta de GLP y el PED I. Las diferencias que han surgido respecto de la revaluación practicada al 30 de abril de 2019, fueron registradas en los presentes estados financieros. En el mes de septiembre de 2019 se ha finalizado la construcción del PED II. La Sociedad considera que no existen indicios que indiquen que el valor contable difiere del costo de reposición depreciado.

En el caso de la CT ADC, a los valores determinados en base al método de costo de reposición depreciado fue necesario aplicar un coeficiente de depreciación por obsolescencia económica del 33,846 % y 11,9 % al 30 de abril de 2020 y 2019, 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.

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 2020.

Al 30 de abril de 2020 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 (ver Nota 5).

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NOTA 3 - BASES DE PRESENTACIÓN Y POLITICAS CONTABLES (Cont.)

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 20.b). Ver en Nota 21.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 2020 y 2019.

Al 30 de abril de 2020, 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 30 de abril de 2019.

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.

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). Los cambios en las estimaciones de reservas se tienen en cuenta en el cálculo de las depreciaciones con carácter retroactivo al inicio del ejercicio.

• 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) Los cambios en las estimaciones de reservas se tienen en cuenta en el cálculo de las depreciaciones con carácter retroactivo al inicio del ejercicio.

• iii) El gasoducto de abastecimiento se deprecia aplicando alícuotas lineales en función de su vida útil estimada en 20 años. iv) 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.

• v) 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.

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NOTA 3 - BASES DE PRESENTACIÓN Y POLITICAS CONTABLES (Cont.)

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

• Administración central y administración planta Edificios: 50 años

Bienes de administración: 5 años

• Bienes destinados a 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

• CT ADC

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

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 2020 y 2019, el valor residual contable de Propiedad, planta y equipo no excede el valor presente del flujo de fondos futuros proyectado.

VI) Deterioro del valor de la Propiedad, planta y equipo

Al 30 de abril de 2020 y 2019, el valor residual contable de Propiedad, planta y equipo no excede el valor presente del flujo de fondos futuros proyectado. Cabe destacar que al 30 de abril de 2020 la Sociedad ha registrado una desvalorización de $ 1.813.300 en la UGE Agua del Cajón, en Nota 5 iv) se describe la metodología de la determinación del valor recuperable.

3.7 - Instrumentos financieros

Las compras y ventas habituales de activos financieros se reconocen en la fecha de transacción, es decir, la fecha en la que la Sociedad 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 la Sociedad ha traspasado sustancialmente todos los riesgos y ventajas derivados de su titularidad.

La Sociedad clasifica sus instrumentos financieros en las siguientes categorías:

• Activos financieros a costo amortizado.

• Activos financieros a valor razonable con cambios en resultados.

• Activos financieros a valor razonable con cambios en otros resultados integrales.

• Pasivos financieros a valor razonable con cambios en resultados.

• Pasivos financieros a costo amortizado.

La clasificación de los activos financieros depende del modelo de negocio de la Sociedad 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.

Los activos financieros 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.

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NOTA 3 - BASES DE PRESENTACIÓN Y POLITICAS CONTABLES (Cont.)

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.

Si alguna de las condiciones detalladas anteriormente no se cumple, los activos financieros son medidos a valor razonable con cambios en resultados o en otros resultados integrales.

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 reconocen en resultados, en el rubro Resultados Financieros, en el ejercicio en que se originan.

Los activos financieros se miden a su valor razonable con cambios en otros resultados integrales cuando:

• i) El modelo de negocio tiene como objetivo tanto la obtención de los flujos de efectivo contractuales, así como la venta de dichos activos financieros, y

• ii) Según las condiciones del contrato, se recibirán flujos de efectivo en fechas específicas que constituyen exclusivamente pagos del capital más intereses.

Los activos financieros valuados a valor razonable con cambios en otros resultados integrales se reconocen inicialmente al valor razonable más los costos de transacción directamente atribuibles a la compra. Con posterioridad al reconocimiento inicial, los activos financieros clasificados en esta categoría se valúan a valor razonable, reconociendo la pérdida o ganancia en otros resultados integrales, con excepción de las pérdidas y ganancias por intereses, tipo de cambio y las pérdidas crediticias esperadas que se reconocen en resultados. Los importes reconocidos en otros resultados integrales, se reconocen en resultados en el momento en el que tiene lugar la baja de los activos financieros.

Respecto de los pasivos financieros, la Sociedad 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.

3.7.1 - Desvalorización de activos financieros

La Sociedad evalúa la pérdida crediticia esperada asociada con sus instrumentos financieros contabilizados a costo amortizado e instrumentos financieros a valor razonable con cambios en Otros Resultados Integrales, de corresponder. Dicho análisis se basa, en evaluar la existencia de 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.

La Sociedad aplica el enfoque simplificado permitido por NIIF 9 para medir las pérdidas crediticias esperadas sobre los créditos por ventas y otros créditos con características de riesgo similar. Para determinar las pérdidas crediticias esperadas, la Sociedad utiliza información prospectiva, así como datos históricos. Periódicamente, la Sociedad evalúa los cambios en el riesgo de crédito considerando las dificultades financieras significativas de los deudores, la probabilidad de que el deudor declare la quiebra o el concurso preventivo y el incumplimiento o mora en el pago relevantes, así como cambios significativos en indicadores de mercado externo y en el entorno económico y regulatorio Para calcular las pérdidas crediticias esperadas la Sociedad agrupa los créditos por ventas en función a indicadores de riesgo crediticio comunes y les asigna una tasa de incobrabilidad esperada en función a un coeficiente de incobrabilidad histórico ajustado a las condiciones económicas futuras esperadas.

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.

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Compensación de instrumentos financieros

Los activos y pasivos financieros se compensan y el valor neto se informa en el estado de situación financiera cuando existe un derecho exigible legalmente de compensar los valores reconocidos y existe una intención de pagar en forma neta, o de realizar el activo y cancelar el pasivo simultáneamente.

3.8 - 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 CT ADC, en el rubro Propiedad, planta y equipo (Nota 3.6.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.

La Sociedad 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. Al 30 de abril de 2020 se reconoció una desvalorización de $484.343 en los inventarios de crudo, como consecuencia de la caída en el precio del petróleo (ver Nota 29).

3.9 - 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.

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.

Se presentan dentro del activo corriente si su cobro es exigible en un plazo menor o igual a un año.

3.10 - 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.

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NOTA 3 - BASES DE PRESENTACIÓN Y POLITICAS CONTABLES (Cont.)

3.11 – 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 Ajuste prima de emisión

La diferencia entre el capital y prima de emisión expresados en moneda homogénea y el capital y prima de emisión nominal histórico han sido expuestas en las cuentas "Ajuste de capital” y “Ajuste prima de emisión", respectivamente, integrantes 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 inversiones a valor razonable

La Reserva por inversiones a valor razonable surge de la aplicación de la NIIF 9.

- 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 20).

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NOTA 3 - BASES DE PRESENTACIÓN Y POLITICAS CONTABLES (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. Al 30 de abril de 2019 incluye la Reserva por revaluación de activos por la Res. 777/18 de la CNV (ver Nota 21.c).

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:

1. Ganancias reservadas

2. a. Reservas facultativas

3. b. Reserva legal

4. Ajuste prima de emisión

5. Primas de emisión

6. Ajuste de capital

7. 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 21).

3.12 - 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.

3.13 - 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.

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

(Socio) C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 COMISION FISCALIZADORA

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 3 - BASES DE PRESENTACIÓN Y POLITICAS CONTABLES (Cont.)

3.14 - Impuestos a las ganancias

3.14.1. 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.

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 (ver Nota 5.iii).

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 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 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.

3.15 - Provisiones y otros cargos

Las provisiones se reconocen cuando:

• La Sociedad 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 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 la Sociedad 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.

3.16 Arrendamientos

En los arrendamientos en los que la Sociedad es arrendatario (Nota 12), se reconoce un activo por derecho de uso y un pasivo por arrendamiento en la fecha en que el activo arrendado está disponible para su uso por parte de la Sociedad.

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 COMISION FISCALIZADORA

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NOTA 3 - BASES DE PRESENTACIÓN Y POLITICAS CONTABLES (Cont.)

El pasivo por arrendamiento al inicio corresponde al valor presente de los pagos remanentes bajo los contratos de arrendamiento clasificados como arrendamientos operativos bajo la norma anterior (NIC 17) y que no se hayan efectuado en esa fecha, incluyendo en caso de corresponder:

• Pagos fijos, menos cualquier incentivo de arrendamiento por cobrar.

• Pagos por arrendamiento variables que dependen de un índice o tasa.

• Importes que la Sociedad espera pagar como garantías de valor residual.

• Precio de ejercicio de una opción de compra (si la Sociedad está razonablemente segura de ejercer esa opción), y

• Pagos por penalizaciones derivadas de la terminación del arrendamiento.

Los pagos por arrendamiento se descuentan utilizando la tasa de endeudamiento incremental de la Sociedad. La tasa en dólares utilizada fue del 6,9% anual.

El pasivo por arrendamientos se incluye en la línea “Deudas por arrendamiento” dentro del rubro “Cuentas por Pagar Comerciales”. Cada pago por arrendamiento se asigna entre el capital y el costo financiero. El costo financiero se imputa al resultado durante el plazo del arrendamiento a fin de producir una tasa de interés periódica constante sobre el saldo restante del pasivo para cada período.

Los activos por derecho de uso se miden al costo que comprende:

• Importe de la medición inicial del pasivo por arrendamiento.

• Cualquier pago de arrendamiento realizado antes o a partir de la fecha de inicio, menos cualquier incentivo de arrendamiento recibido.

• Cualquier costo directo inicial, y

• Una estimación de los costos a incurrir por desmantelar o restaurar el activo subyacente, conforme los términos y condiciones del arrendamiento.

Los activos por derecho de uso se deprecian en forma lineal durante la vida útil del activo o durante el plazo del arrendamiento, si es menor.

La Sociedad reconoce los pagos por arrendamientos asociados con arrendamientos a corto plazo (con un plazo de hasta 12 meses) y arrendamientos en los que el activo subyacente es de bajo valor (equipos informáticos y artículos de oficina), como un gasto de forma lineal a lo largo del plazo del arrendamiento.

Soluciones prácticas utilizadas

En la aplicación por primera vez de la NIIF 16, la Sociedad ha aplicado las siguientes soluciones prácticas permitidas por la norma:

• Aplicación de una sola tasa de descuento para una cartera de arrendamientos con similares características.

• Contabilizar los arrendamientos operativos con un período remanente menor a 12 meses al 1 de mayo de 2019 como arrendamientos de corto plazo.

• Excluir los costos directos iniciales para la medición del activo por derecho de uso a la fecha de aplicación inicial.

• Utilizar toda la información disponible a la fecha de evaluación para determinar el plazo del arrendamiento cuando el contrato contiene opciones de extensión o de terminación.

Los arrendamientos en los cuales la Sociedad actúa como arrendador no realizó ningún cambio a la contabilización de los activos registrados por arrendamientos operativos como consecuencia de la adopción de la NIIF 16.

3.17 - 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.

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 COMISION FISCALIZADORA

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NOTA 3 - BASES DE PRESENTACIÓN Y POLITICAS CONTABLES (Cont.)

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 y propano y butano 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 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.

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 2.c y 28), 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.

3.18 - 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 6).

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.

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 COMISION FISCALIZADORA

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 3 - BASES DE PRESENTACIÓN Y POLITICAS CONTABLES (Cont.)

3.19 - 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 34).

Se han incluido como partes relacionadas a las personas y sociedades comprendidas en el Decreto 677/01 y reglamentaciones de la CNV.

NOTA 4 - ADMINISTRACION DE RIESGOS FINANCIEROS

4.1. 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.

4.1.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 de la Sociedad están expuestos a las variaciones en los tipos de cambio de las monedas en las que opera.

La Sociedad posee aproximadamente el 96,7% de sus pasivos financieros y el 77,1% de sus activos financieros denominados en dólares estadounidenses, con lo cual la divisa que genera la mayor exposición es el dólar estadounidense.

El vencimiento del 94,2% 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 2020 y 2019, la Sociedad 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) que produce la Sociedad están denominados en dólares estadounidenses, los que representaron aproximadamente un 79% y 72% de los ingresos de la Sociedad durante los ejercicios económicos finalizados 30 de abril de 2020 y 2019, respectivamente. En el caso de la energía eléctrica generada por la CT ADC, con la sanción de la Res. 19 E/2017 (modificada por Res 1/19) con vigencia desde el 1 de febrero de 2017 y hasta el 31 de enero de 2020, la remuneración estaba fijada en dólares y sus ingresos representaron aproximadamente un 20% y 27%, respectivamente, de las ventas totales de la Sociedad al 30 de abril de 2020 y 2019. A partir de febrero 2020 y con la sanción de la Res 31/2020 los precios de la energía se fijan en pesos, actualizados en forma mensual por un factor asociado a la inflación, actualización que por el momento ha sido pospuesta. Respecto 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 1%, de las ventas totales de la Sociedad al 30 de abril de 2020 y 2019, respectivamente. Asimismo, los precios de la energía eléctrica generada por los parques eólicos operados por las subsidiaras de la Sociedad también se encuentran denominados en dólares estadounidenses.

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 COMISION FISCALIZADORA

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NOTA 4 - ADMINISTRACION DE RIESGOS FINANCIEROS (Cont.)

La siguiente tabla presenta la exposición de la Sociedad al riesgo de tipo de cambio por los activos y pasivos financieros denominados en una moneda distinta a la moneda funcional de la Sociedad:

	al 30/04/2020	al 30/04/2019
Posición neta Activo /(Pasivo) en US$	(168.136)	(116.268)
Dólar estadounidense – tipo de cambio	66,64 (comprador) y 66,84 (vendedor)	43,95 (comprador) y 44,15 (vendedor)
Posición neta Activo /(Pasivo) en$	(11.274.540)	(7.537.315)

La sensibilidad del resultado integral y del patrimonio al 30 de abril de 2020 y 2019, 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 $ 789.218 y $ 527.612, respectivamente.

4.1.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. Este riesgo se encuentra mitigado, ya que la Sociedad posee el 91,1% de sus pasivos financieros a una tasa fija nominal anual del 6,875%.

4.1.c. Riesgo de precio

Los precios internacionales del petróleo crudo y del gas han dependido históricamente de una diversidad de factores, entre otros, oferta y demanda internacional, acontecimientos políticos y económicos en las regiones productoras de petróleo y gas, la competencia por parte de otras fuentes de energía, las reglamentaciones gubernamentales, conflictos bélicos.

Por otra parte, a lo largo de los años en nuestro país las diferentes políticas regulatorias, económicas y gubernamentales determinaron 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 local 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. Asimismo, 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.

Considerando la situación actual por la que atraviesa el país y el mundo como consecuencia de la pandemia del COVID-19 y la crisis del precio del petróleo, en los últimos meses la Sociedad ha vendido su producción en el mercado local e internacional, con el objetivo de mantener sus yacimientos operativos, a precios inferiores a los vigentes previo al comienzo de la Pandemia. Esta situación es coyuntural y con la recuperación de la economía mundial se espera un reacomodamiento de los precios internacionales.

Con respecto al precio del gas, también 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 diversos 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, si bien tratan de eliminarse paulatinamente, existen programas de subsidios al consumo que podrían afectar a algunos productores.

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 COMISION FISCALIZADORA

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NOTA 4 - ADMINISTRACION DE RIESGOS FINANCIEROS (Cont.)

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, desde febrero de 2020, en pesos actualizados en forma mensual por un factor asociado a la inflación, actualización que por el momento ha sido suspendida. Para más información sobre precios, ver Notas 1.2 y 2.

Al 30 de abril de 2020 y 2019, la Sociedad no posee productos derivados o coberturas sobre los precios de hidrocarburos.

Al 30 de abril de 2020 y 2019, 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 $ 907.481 y $ 1.089.150, respectivamente.

4.2 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 la Sociedad. El riesgo de crédito en la Sociedad 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 de la Sociedad al riesgo de crédito es atribuible principalmente a los créditos comerciales por operaciones de venta de energía, petróleo, gas y GLP; de todos modos la Sociedad no ha tenido que registrar provisiones por incobrabilidad en los últimos años.

Particularmente, los créditos relacionados con la venta de energía, en los últimos años CAMMESA abonaba sus liquidaciones en el plazo previsto de pago, sin registrarse demoras significativas, sin embargo en los últimos meses, se ha atrasado en la realización de los pagos llevándolos de los 45 días previstos a 75 días. Los generadores de energía que venden en el mercado spot tienen poca capacidad de gestión para asegurar las cobranzas de sus créditos.

Respecto de los créditos provenientes del Programa de Estímulo a las Inversiones en Desarrollos de Producción de Gas Natural proveniente de Reservorios No Convencionales, Res 419/ E/2017, si bien se encontraban con ciertos retrasos para su cobro en los últimos meses el Gobierno Nacional ha procurado agilizar los mismos a la fecha.

El entorno económico actual ha sido considerado al revisar y actualizar las estimaciones de las provisiones.

4.3 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 tiene estructurado el 91,1% de sus pasivos financieros sobre la base de la emisión en mayo 2017 de Obligaciones Negociables Clase 2 a un plazo de 7 años con vencimiento de su capital en una cuota en mayo de 2024. Los covenants que rigen esta deuda son 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 23).

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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NOTA 4 - ADMINISTRACION DE RIESGOS FINANCIEROS (Cont.)

Por otro lado, la Sociedad ha estructurado su cartera de inversiones en función de los vencimientos de estos pasivos y las necesidades financieras para hacer frente a las inversiones requeridas por la incorporación de las nuevas áreas hidrocarburíferas (Loma Negra, La Yesera, Pampa del Castillo, Bella Vista Oeste Bloque I y Parva Negra Oeste), el desarrollo del PED II y las necesidades de capital de trabajo, invirtiendo a su vez los excedentes de efectivo en cuentas que generen resultados, escogiendo instrumentos de bajo riesgo y adecuada calidad crediticia.

En el contexto actual, la Sociedad ha revisado sus flujos financieros adecuándolos a la coyunta y condición actual de mercado, manteniendo una posición de liquidez adecuada.

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 2020 y 2019.

Al 30 de abril de 2020	Sin plazo	Menos 3 meses	Entre 3 meses yun año	Entre 1 y 2 años	Entre 2 y 5 años	Más de 5 años
Deudas financieras	-	1.295.119	1.073.540	1.936.237	23.498.438	-
Cuentas por pagar comerciales	298.889	3.023.261	20.570	27.427	109.707	73.773
Al 30 de abril de 2019	Sin plazo	Menos 3 meses	Entre 3 meses y unaño	Entre 1 y 2 años	Entre 2 y 5 años
Deudas financieras	-	686.812	734.949	1.325.487	23.919.014
Cuentas por pagar comerciales	186.395	3.605.996	44.564	7.680	141

4.4 Riesgo de capital

Los objetivos de la Sociedad al administrar el capital es salvaguardar la capacidad del mismo para continuar con la gestión de sus operaciones.

La Sociedad monitorea su estructura de capital sobre la base de la relación entre el capital de la deuda financiera neta sobre el EBITDA generado por la Sociedad 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 2020: 0,972 y

b) Al 30 de abril de 2019: 0,523.

4.5 Estimación del valor razonable

La Sociedad 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).

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 4 - ADMINISTRACION DE RIESGOS FINANCIEROS (Cont.)

El siguiente cuadro presenta los activos financieros de la Sociedad medidos a valor razonable al 30 de abril de 2020 y 2019.

	30.04.2020	30.04.2020	30.04.2019	30.04.2019
	Nivel 1	Total	Nivel 1	Total
Activos
Activos financieros a valor razonable con cambios en resultados
Fondos comunes de inversión	1.222.331	1.222.331	2.967.432	2.967.432
Activos financieros a valor razonable con cambios en otros resultados integrales	-	-	-	-
Títulos públicos	9.103.455	9.103.455	-	-

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 5 - 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

La Sociedad 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:

• (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 Propiedad, planta y equipo,

• (v) el valor razonable de los activos revaluados, y

• (vi) el valor razonable de las adquisiciones de negocios .

(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.

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 COMISION FISCALIZADORA

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NOTA 5 - ESTIMACIONES Y JUICIOS CONTABLES (Cont.)

La estimación de las reservas de crudo y gas son una parte integral del proceso de toma de decisiones de la Sociedad. El volumen de las reservas de crudo y gas se 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 3.6).

Las estimaciones de reservas fueron preparadas por personal técnico de la Sociedad, y se basan en las condiciones tecnológicas y económicas vigentes al 31 de diciembre de 2019, considerando la evaluación económica y teniendo como horizonte el vencimiento de las concesiones, 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 37.

(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 27).

(iii) Impuesto a las ganancias

La Sociedad 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 financieros 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 9)

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.

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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NOTA 5 - ESTIMACIONES Y JUICIOS CONTABLES (Cont.)

(iv) Test de desvalorización del valor de Propiedad, planta y equipo

La Sociedad 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 3.6, 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).

La Sociedad ha identificado las siguientes UGEs:

• Activos de exploración y explotación:

• Agua el Cajón

• Loma Negra y La Yesera

• Pampa del Castillo

• Bella Vista Oeste

• Parva Negra Oeste

• Otros activos tangibles:

• CT ADC

• Planta GLP

• PED I

• PED II

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 el precio de los hidrocarburos, tarifas de energía, 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 la Sociedad y la cotización de las acciones de la Sociedad 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, la Sociedad 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.

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020

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NOTA 5 - ESTIMACIONES Y JUICIOS CONTABLES (Cont.)

Metodología para la estimación del valor recuperable:

Criterio general de la Sociedad: la metodología utilizada en la estimación del importe recuperable de la 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 fondos basados en las mejores estimaciones disponibles de ingresos, egresos y egresos para hacer usos de las reservas 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, se destacan los precios de energía, hidrocarburos, la regulación vigente, la estimación de incrementos de costos, los costos de personal y las reservas de petróleo y gas.

La valoración de los activos de 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.

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.

Para la estimación de los ingresos futuros al 30 de abril de 2020 del negocio de petróleo y gas, la Sociedad se basó en la construcción de un flujo de ingresos utilizando dos escenarios alternativos ponderados en base a probabilidades de ocurrencia de diferentes expectativas

Para el primer escenario se tomó como base para la proyección un caso tendencial donde se estima el cumplimiento de las pautas medias históricas con un ajuste de corto plazo, debido a la aparición de las distorsiones mundiales producto de las caídas de demanda y actividad, derivadas en gran parte por las distintas medidas de aislamiento tomadas por los gobiernos que generaron una importante parálisis de la mayoría de las actividades económicas. Los precios de petróleo recuperan los valores de tendencia en 3-4 años y en el gas se asume que para el largo plazo los valores se ubicarán en cifras que reflejen el valor de obtener un abastecimiento interno suficiente.

Para el segundo escenario las premisas utilizadas se basaron en una variación del anterior donde la recuperación tendencial se produce en forma más tardía. Los precios de petróleo muestran su recupero a la tendencia en forma posterior (5-6 años) y los precios de gas asumen en el mediano plazo que la tendencia de corto se mantiene con un suave ajuste que logra el precio de indiferencia en el largo plazo (más de 10 años).

En ambos escenarios se utilizó una tasa nominal anual de descuento en dólares que varía para cada año de la proyección, las tasas utilizadas van desde el 15,72% al 13,41% durante el período de evaluación.

En base a la ponderación del 70% para el primer escenario y del 30% para el segundo escenario al 30 de abril de 2020 la Sociedad reconoció una perdida por desvalorización de $ 1.813.300 con relación a los activos de explotación para la UGE Agua del Cajón. El cargo por desvalorización se incluye en el rubro Otros ingresos y egresos operativos, del Estado de Resultados Integrales (Nota 29).

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NOTA 5 - ESTIMACIONES Y JUICIOS CONTABLES (Cont.)

(v) Valor razonable de los activos revaluados

Para el grupo de activos del rubro Propiedad, planta y equipo cuya política de valuación es el modelo de revaluación, CT ADC, Planta GLP (propiedad de SEB), PED I (propiedad de Hychico) y PED II (propiedad de EG WIND) la Sociedad realiza estimaciones respecto del valor razonable de los mismos.

Para la estimación de los ingresos futuros del segmento de energía eléctrica al 30 de abril de 2020, la Sociedad se basó en la construcción de un flujo de ingresos utilizando también dos escenarios alternativos ponderados en base a probabilidades de ocurrencia de diferentes expectativas.

En el primer escenario se asume que el esquema de remuneración de la energía eléctrica prevista por la regulación se mantiene vigente, atendiendo las pautas mencionadas de corto plazo, mientras que las pautas del segundo escenario impactan en la actividad de generación eléctrica en general a la baja en 10% y la remuneración se ve afectada en el tiempo respecto del primer escenario por un mayor plazo de medidas de congelamiento tarifario.

En base a la ponderación del 80% para el primer escenario y del 20% para el segundo escenario al 30 de abril de 2020, para el caso de la CT ADC fue necesario la aplicación de un coeficiente de depreciación por obsolescencia económica a los valores determinados en base al método de costo de reposición depreciado para adecuarlos a los flujos de fondos futuros descontados una tasa nominal anual de descuento en dólares que varía para cada año de la proyección; las tasas utilizadas van desde el 12,2% al 12,12% durante el período de evaluación. Ver Nota 3.6.III.

Con respecto a la estimación de los ingresos futuros del segmento de energía renovable provenientes de los PED I y PED II al 30 de abril de 2020, la Sociedad se basó para la construcción de los flujos de fondos en los precios de venta que surgen de los contratos de abastecimiento firmados con CAMMESA, un promedio del factor de viento de los últimos años y una estimación de los costos de mantenimiento. Dichos flujos de fondos futuros fueron descontados a una tasa nominal anual de descuento en dólares que varía para cada año de la proyección, las tasas utilizadas van desde el 10,63% al 8,54% durante el período de evaluación Los flujos de fondos futuros no exceden el valor razonable calculado en base al método de costo de reposición depreciado.

En cuanto a la estimación de los ingresos futuros del negocio de procesamiento y separación de gases líquidos derivados del gas provenientes de la Planta de GLP al 30 de abril de 2020, la Sociedad se basó para la construcción de los flujos de fondos en los escenarios de precios del gas, según lo descripto en el segmento de petróleo y gas, para modelar el margen utilizado en la elaboración de los subproductos de la planta, tomando una ponderación del 70% y del 30% para cada uno. Dichos flujos de fondos futuros fueron descontados a una tasa nominal anual en dólares que varía para cada año de la proyección; las tasas utilizadas van desde el 14,29% al 11,65% durante el período de evaluación Los flujos de fondos futuros no exceden el valor razonable calculado en base al método de costo de reposición depreciado.

(vi) Valor razonable de las adquisiciones de negocios

La aplicación del método de adquisición implica la medición a valor razonable de los activos identificables adquiridos y los pasivos asumidos en la combinación de negocios a la fecha de la adquisición.

Para la determinación de los valores razonables se utilizan los lineamientos mencionados en (i) Reservas de petróleo y gas y (iv) Test de desvalorización del valor de Propiedad, planta y equipo.

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NOTA 6 – 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 de la Sociedad:

• 1) La exploración, producción y comercialización de petróleo y gas (“Petróleo y gas”),

• 2) La generación de energía térmica (“Energía ADC”), y

• 3) El procesamiento y separación de gases líquidos derivados del gas (“GLP”).

Dentro de esta apertura por segmentos, los ingresos recibidos de CAMMESA al 30 de abril de 2020, los cuales ascienden a $ 7.566,8 millones, se distribuyen en:

• 1) Ingresos de gas por $ 4.105,1 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 térmica por $ 3.461,7 millones: la remuneración especifica por generación.

Cabe destacar que al 30 de abril de 2020, el resultado operativo del segmento de Petróleo y Gas se ve afectado por una desvalorización de los activos de la UGE Agua del Cajón por $ 1.813.300 (ver Nota 5 (iv) y una desvalorización de inventarios (petróleo) por $ 484.343 (ver Nota 3.8).

Por otro lado, en el mes de enero de 2020 el transformador de la Turbina Vapor 7 de la CT ADC tuvo una falla en la terminal de salida de una fase de alta tensión. Dicha falla ocasionó el incendio del transformador que fue sofocado por su propio sistema de protección y la asistencia de terceros, afectando sus bobinados internos y obligando a encarar en el sitio una reparación mayor. La reparación se inició en el mes de abril de 2020, luego de lograr las autorizaciones de ingreso de personal y equipos de movimiento de cargas al sitio debido a las restricciones de aislamiento y movilidad vigentes a ese momento. Desde el mes de enero de 2020 la CT ADC opera a ciclo abierto con la consiguiente disminución de la generación de energía. Se estima concluir con la reparación y comenzar a operar a ciclo combinado a inicios del mes de agosto de 2020. Lo mencionado afectó el resultado operativo del segmento de Energía ADC.

A continuación se expone la información por segmentos al 30 de abril de 2020 y 2019:

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NOTA 6 – INFORMACION POR SEGMENTOS (Cont.)

Ingresos Reclasificación entre segmentos Ingresos por segmento Participación por segmento sobre Ingresos Costo de Ingresos Resultado bruto Participación por segmento sobre Resultado bruto Gastos de comercialización Gastos de administración Otros (egresos) / ingresos operativos netos Resultado operativo Ingresos financieros Costos financieros Otros resultados financieros RECPAM Resultado antes participación en sociedades y de impuesto a las ganancias Resultados participación en sociedades Resultado antes de impuesto a las ganancias Impuesto a las ganancias Resultado neto del ejercicio Otros resultados integrales Resultado integral del ejercicio Depreciaciones En Costo de ingresos En Gastos de administración Desvalorizaciones En Propiedad, planta y equipo En Inventarios Total	30.04.2020	30.04.2020	30.04.2020
	Petróleoy gas Energía ADC GLP 9.054.136 7.566.871 546.302 4.465.555 (4.105.118) (360.437)	Energía ADC	GLP	Total
				17.167.309 -
	13.519.691 3.461.753 185.865 78,75% 20,17% 1,08% (7.610.971) (1.447.708) (155.253)			17.167.309 100,00% (9.213.932)
	5.908.720 2.014.045 30.612 74,29% 25,33% 0,38% (2.181.870) (380.708) (6.318) (591.577) (263.796) (23.947) (2.254.238) 4.231 313			7.953.377 100,00% (2.568.896) (879.320) (2.249.694)
	881.035 1.373.772 660			2.255.467 5.771.996 (10.525.206) 2.504.757
	(2.736.991) (860.014) - (35.575) (29.840) (2.154) (1.813.300) - - (484.343) - -			7.014 (121.111)
				(114.097) 1.048.082
				933.985 (2.729.407)
				(1.795.422)
				(3.597.005) (67.569) (1.813.300) (484.343)
	(5.070.209) (889.854) (2.154)			(5.962.217)

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NOTA 6 – INFORMACION POR SEGMENTOS (Cont.)

Ingresos Reclasificación entre segmentos Ingresos por segmento Participación por segmento sobre Ingresos Costo de Ingresos Resultado bruto Participación por segmento sobre Resultado bruto Gastos de comercialización Gastos de administración Otros egresos operativos netos Resultado operativo Ingresos financieros Costos financieros Otros resultados financieros RECPAM Resultado antes participación en sociedades y de impuesto a las ganancias Resultados participación en sociedades Resultado antes de impuesto a las ganancias Impuesto a las ganancias Resultado neto del ejercicio Otros resultados integrales Resultado integral del ejercicio Depreciaciones En Costo de ingresos En Gastos de administración Total	30.04.2019	30.04.2019	30.04.2019
	Petróleoy gas Energía ADC GLP 7.629.701 11.234.800 860.062 6.582.378 (6.007.666) (574.712)	Energía ADC	GLP	Total
				19.724.563 -
	14.212.079 5.227.134 285.350 72,05% 26,50% 1,45% (6.731.379) (1.629.440) (209.822)			19.724.563 100,00% (8.570.641)
	7.480.700 3.597.694 75.528 67,07% 32,25% 0,68% (2.320.653) (408.273) (20.785) (493.371) (233.359) (51.135) (2.675) (3.892) (296)			11.153.922 100,00% (2.749.711) (777.865) (6.863)
	4.664.001 2.952.170 3.312			7.619.483 8.176.121 (16.018.687) 2.717.999
	(1.712.296) (1.096.236) - (6.376) (9.387) (719)			2.494.916 63.154
				2.558.070 (542.667)
				2.015.403 1.149.914
				3.165.317
				(2.808.532) (16.482)
	(1.718.672) (1.105.623) (719)			(2.825.014)

La Sociedad no es titular de activos que no sean instrumentos financieros fuera del país al 30 de abril de 2020 y 2019.

NOTA 7 - PROPIEDAD, PLANTA Y EQUIPO

7 - PROPIEDAD, PLANTA Y EQUIPO
Valor residual al inicio del ejercicio Altas Revalúo Desvalorizaciones (ver Nota 29) Bajas Depreciaciones Valor residual al cierre del ejercicio	30.04.2020 30.04.2019
	30.835.083 24.672.977 6.247.134 7.749.899 (3.743.243) 1.246.969 (1.813.300) - - (9.748) (3.603.713) (2.825.014)
	27.921.961 30.835.083

Del cargo por depreciaciones del ejercicio finalizado el 30 de abril de 2020 y 2019 $ 3.582.316 y $ 2.808.532, respectivamente, se imputaron a Costos de producción y $ 21.397 y $ 16.482, respectivamente, a gastos de administración.

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 7 - PROPIEDAD, PLANTA Y EQUIPO (Cont.)

A continuación, se detalla el revalúo por grupo de bienes:

CT ADC Edificio y terreno Neuquén Resto de los bienes Total CT ADC Edificio y terreno Neuquén Resto de los bienes Total	Neto resultante al 30.04.2019	Altas del ejercicio - neto	Desvaloriza- ción	Depreciación del ejercicio a valor de costo	Depreciación del ejercicio a valor de costo	Valor residual a valor de costo al 30.04.2020	Valor residual a valor de costo al 30.04.2020
	Revalúo al 30.04.2019	Bajas del ejercicio - revalúo	Depreciación del ejercicio - revalúo		Valor residual de revalúo al 30.04.2020		Neto resultante al 30.04.2020
	7.291.717 (3.631.002) (383.624) 3.277.091 8.436.350 688.874 (112.241) - 576.633 965.446 - - - - 18.520.165
	7.980.591 (3.743.243) (383.624) 3.853.724 27.921.961

NOTA 8 - PARTICIPACION EN SOCIEDADES

Saldo al inicio SEB Revalúo de la Planta de GLP (neto del efecto del impuesto diferido) Cambio de alícuota de impuesto a las ganancias Hychico Aumento de capital Revalúo del PED (neto del efecto del impuesto diferido) Cambio de alícuota de impuesto a las ganancias E G WIND Aumento de capital Participación en resultados Saldo al cierre signación de la participación en resultados es la siguiente: A resultados del ejercicio A Reserva por revaluación de activos Total	30.04.2020 30.04.2019
	1.753.131 1.122.098 (20.026) 149.410 - 10.672 192 8.409 13.626 65.608 - 4.686 - 329.094 (121.111) 63.154
	1.625.812 1.753.131
	30.04.2020 30.04.2019
	(95.422) 67.100 (25.689) (3.946)
	(121.111) 63.154

La asignación de la participación en resultados es la siguiente:

A continuación se detalla el revalúo por grupo de bienes, previo al porcentaje de participación de la Sociedad y del efecto del impuesto diferido:

Planta de GLP PED Total Planta de GLP PED Total	Neto resultante al 30.04.2019	Altas / Bajas del ejercicio	Depreciación del ejercicio a valor de costo	Valor residual a valor de costo al 30.04.2020	Valor residual a valor de costo al 30.04.2020
	Revalúo al 30.04.2019	Altas / Bajas del ejercicio - revalúo	Depreciación del ejercicio – revalúo	Valor residual de revalúo al 30.04.2020	Neto resultante al 30.04.2020
	226.519 (26.428) (25.169) 174.922 493.616 187.645 22.328 (15.012) 194.961 536.617
	414.164 (4.100) (40.181) 369.883 1.030.233

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020

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Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 COMISION FISCALIZADORA

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 8 - PARTICIPACION EN SOCIEDADES (Cont.)

El efecto del revalúo neto de depreciaciones y del impuesto diferido y luego de aplicar el porcentaje de participación de la Sociedad es de $ 124.630 para la Planta de GLP y de $ 124.271 para el PED al 30 de abril de 2020.

NOTA 9 – PASIVO POR IMPUESTO DIFERIDO

La posición 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 por impuesto diferido (neto)	30.04.2020 30.04.2019
	671.857 17.680 120.914 2.808 (996.114) (2.484.808) (950.677) (1.250.736)
	(1.154.020) (3.715.056)

El movimiento de los activos y pasivos por impuesto diferido, sin considerar la compensación de saldos es el siguiente:

• Activos diferidos:

Saldo al 30 de abril de 2019 Cargo a resultados Saldo al 30 de abril de 2020 - Pasivos diferidos: Saldo al 30 de abril de 2019 Cargo a resultados Cargo a Otros Resultados Integrales Saldo al 30 de abril de 2020	Quebrantos (*) Cuentas por pagar comerciales Provisiones y otros Total - 25.129 (4.641) 20.488 724.688 34.068 13.527 772.283 724.688 59.197 8.886 792.771 Inversiones financieras Propiedad, Planta y Equipo Otras cuentas por cobrar Deudas financieras Total
	(92.715) (3.496.323) (115.263) (31.243) (3.735.544) 118.067 950.677 (186.470) 1.889 884.163 (31.224) 935.814 - - 904.590
	(5.872) (1.609.832) (301.733) (29.354) (1.946.791)

(*) El quebranto será utilizado para el pago del pasivo generado por el ajuste por inflación impositivo Art 95 expuesto en rubro Cargas Fiscales no corriente (ver Nota 25).

Los quebrantos impositivos vigentes al 30 de abril de 2020 son los siguientes:

Año generación	Monto	Tasa	Monto computable	Año de Prescripción
Quebranto impositivo específico generado al 30 de abril de 2019 Quebranto impositivo específico generado al 30 de abril de 2020 Quebranto impositivogenerado al 30 de abril de 2020	55.684 58.587 2.301.355	30% 30% 30%	16.705 17.576 690.407	2024 2025 2025
Total quebranto impositivo al 30 de abril de 2020	2.415.626		724.688

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NOTA 9 – PASIVO POR IMPUESTO DIFERIDO (Cont.)

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 redujo gradualmente desde el 35% al 30% para los ejercicios fiscales que comenzaron 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.

Sin embargo, por medio de la Ley N° 27.541, promulgada el 23 de diciembre de 2019, se suspende la reducción de la tasa prevista hasta los ejercicios fiscales que se inicien a partir del 1 de enero de 2021 inclusive, estableciendo que para el período de la suspensión la alícuota del impuesto se mantendrá en el 30%.

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 (aplicable al 30 de abril de 2019).

La Ley N° 27.541 dispone que el ajuste por inflación positivo o negativo que se determine como consecuencia de la aplicación del ajuste dispuesto en el Título VI de la Ley del Impuesto a las Ganancias, correspondiente al primer y segundo ejercicio iniciado a partir del 1 de enero de 2019, deberá imputarse un sexto (1/6) en ese período fiscal y los cinco sextos (5/6) restantes, en partes iguales, en los cinco períodos fiscales inmediatos siguientes. Lo establecido en dicha disposición no obsta al cómputo de los tercios remanentes correspondientes a períodos anteriores, calculado conforme a la versión anterior del artículo 194 de la ley de Impuesto a las Ganancias.

La variación del IPC para los ejercicios finalizados el 30 de abril de 2020 y 2019 fue del 45,6% y 55,8%, respectivamente, por lo cual la Sociedad para determinar la ganancia imponible correspondiente a dichos ejercicios, incluyó dichos ajustes.

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%.

En virtud de la suspensión de la alícuota del Impuesto a las Ganancias prevista en la Ley N° 27.541, se mantiene la retención del 7% hasta los ejercicios fiscales que se inicien hasta el 1 de enero de 2021 inclusive.

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 29 de julio de 2020

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Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 COMISION FISCALIZADORA

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NOTA 9 – PASIVO POR IMPUESTO DIFERIDO (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 la Sociedad ha ejercido la opción de realizar el revalúo fiscal de sus bienes, ascendiendo el impuesto especial determinado a un total de $ 276.847 (expresado en moneda histórica), el cual se expuso en la línea Impuesto a las Ganancias del Estado de Resultados Integrales al 30 de abril de 2019. La Sociedad optó 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.

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 COMISION FISCALIZADORA

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 10 – ACTIVOS Y PASIVOS FINANCIEROS POR CATEGORÍA

TA 10 – ACTIVOS Y PASIVOS FINANCIEROS POR CATEGORÍA
	30.04.2020 30.04.2019
ACTIVOS
Activos financieros a costo amortizado
Cuentas por cobrar comerciales y otras cuentas por cobrar	3.143.843 3.929.378
Inversiones financieras a costo amortizado	5.911 9.225.664
Caja y bancos	1.879.906 143.914
Total	5.029.660 13.298.956
Activos financieros a valor razonable con cambios en resultados
Inversiones financieras a valor razonable con cambios en resultados	1.222.331 2.967.432
Total	1.222.331 2.967.432
Activos financieros a valor razonable con cambios en otros resultados integrales
Inversiones financieras a valor razonable con cambios en otros resultados integrales	9.103.455 -
Total	9.103.455 -
PASIVOS
Pasivosfinancieros a costo amortizado	25.712.641 24.286.616
Total	25.712.641 24.286.616

NOTA 11 - 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 las calificadoras de riesgo para el caso del efectivo y equivalente de efectivo y las inversiones financieras. En el caso de las cuentas a cobrar comerciales la clasificación es en función de índices históricos.

La calidad crediticia es la siguiente:

Efectivo y equivalentes de efectivo Inversiones a valor razonable con cambios en otros resultados integrales Calidad crediticia“Investment Grade” Total La calidad crediticia de las cuentas por cobrar comerciales es la siguiente: Sin plazo De plazo vencido De 0 a 3 meses De plazo a vencer De 0 a 3meses Total		30.04.2020 30.04.2019
	Efectivo y equivalentes de efectivo	3.108.148 12.337.010
	Inversiones a valor razonable con cambios en otros resultados integrales Calidad crediticia“Investment Grade”	9.103.455 -
	Total	12.211.603 12.337.010
		30.04.2020 30.04.2019
	Sin plazo
	De plazo vencido
	De 0 a 3 meses	614.802 26.570
	De plazo a vencer
	De 0 a 3meses	901.400 2.537.028
	Total	1.516.202 2.563.598

Adicionalmente, en lo que respecta a los créditos con CAMMESA, ver Nota 4.2.

NOTA 12 – ACTIVOS POR DERECHO DE USO Y DEUDAS POR ARRENDAMIENTO

La Sociedad ha adoptado la NIIF 16 “Arrendamientos” de manera retrospectiva desde el 1 de mayo de 2019, pero no ha modificado los saldos comparativos por el ejercicio anterior, tal como es permitido por las disposiciones transitorias de dicha norma. La reclasificaciones y ajustes que surgen de la nueva norma de arrendamiento son reconocidos en el patrimonio neto al 1 de mayo de 2019.

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 12 – ACTIVOS POR DERECHO DE USO Y DEUDAS POR ARRENDAMIENTO (Cont.)

(i) Medición de los pasivos por arrendamiento

Al 30 de abril de 2020, la Sociedad ha registrado la deuda por arrendamiento en el rubro “Cuentas por Pagar Comerciales (Nota 22), por un total de $ 238.412, expuesto en el pasivo corriente y no corriente por $ 100.522 y $ 137.890, respectivamente. Dichos pasivos se encuentran descontados y la evolución de los mismos es la siguiente:

Saldo al inicio por aplicación de NIIF 16 Pagos realizados Actualización financiera Diferencias de cambio y conversión, netas Saldo al cierre	30.04.2020
	312.205 (79.346) (37.206) 42.759
	238.412

(ii) Medición del activo por arrendamiento

El activo por derecho de uso fue medido por un monto igual al pasivo por arrendamiento.

La evolución de los activos por derecho de uso de la Sociedad en el ejercicio finalizado al 30 de abril de 2020 es la siguiente:

Valor de origen Depreciación acumulada Saldo al 30 de abril de 2020	Edificios	Maquinariasy equipos	Total
	265.746 46.459 312.205 (46.172) (14.689) (60.861)
	219.574 31.770 251.344

La depreciación acumulada de Edificios por $ 46.172 está incluida en Gastos de Administración y la de Maquinarias y equipos por $ 14.689 dentro de Costo de producción.

(iii) Ajustes reconocidos en el estado de situación financiera al 1 de mayo de 2019.

El cambio en la política contable afectó los siguientes rubros en el estado de situación financiera al 1 de mayo de 2019:

• Derecho de uso de activos – incremento de $ 312.205.

• Cuentas por Pagar Comerciales - Deudas por arrendamiento – incremento de $ 312.205.

El cambio de política contable no tuvo impacto en resultados acumulados al 1 de mayo de 2019.

NOTA 13 - REPUESTOS Y MATERIALES

TA 13 - REPUESTOS Y MATERIALES
	30.04.2020	30.04.2019
No corriente
En moneda nacional
Repuestos y materiales de consumo	1.039.446 40.093	979.486
En moneda extranjera (Anexo G)
Anticipos varios		32.149
Total	1.079.539	1.011.635
Corriente	257.874
En moneda nacional
Repuestos y materiales de consumo		244.870
En moneda extranjera (Anexo G)
Anticipos varios	10.023	8.038
Total	267.897	252.908

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020

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NOTA 14 - INVENTARIOS

TA 14 - INVENTARIOS
	30.04.2020 30.04.2019
Petróleo(1)	323.056 11.250 2.971 3.330
Propano y butano
Total	326.027 14.580

(1) Al 30 de abril de 2020 incluye una desvalorización de 484.343 (ver Notas.1.2 y 29)

NOTA 15 - OTRAS CUENTAS POR COBRAR

	30.04.2020 30.04.2019
No corriente
En moneda extranjera (Anexo G)
Crédito Soc. Art. 33–Ley 19.550 (Nota 34.b)	454.615 502.674
Total	454.615 502.674
Corriente
En moneda nacional
Anticipos varios	19.628 34.149 32.262 32.277 331.087 - 264.800 146.104 109.269 124.084 78.495 59.515 3.832 3.477 2.392 3.301 37.039 91.936 20.973 32.945 1.059.203 406.493 3.838 12.079 32.372 33.889 76.784 39.218
Impuesto a los ingresos brutos
Impuesto a las ganancias
Impuesto al valor agregado
Otros créditos impositivos
Seguros a devengar
Gastos a devengar
Créditos Soc. Art. 33 – Ley 19.550 (Nota 34.b)
Acuerdo de abastecimiento de gas propano para redes a cobrar
Fondo fiduciario de gas a recuperar
Programa estímulo gas no convencional
Diversos
En moneda extranjera (Anexo G)
Anticipos varios
Créditos Soc. Art. 33 – Ley 19.550 (Nota 34.b)
Crédito Operación UT	176.372 -
Diversos	9.846 -
Total	2.258.192 1.019.467

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:

ún el plazo estimado de cobro, los mismos se agrupan como sigue:
	30.04.2020 30.04.2019
Sin plazo (expuesto en el activo corriente) De plazo a vencer De 0 a 3 meses De 3 a 6 meses De 6 a 9 meses De 9 a 12 meses Más de 1 año Total	1.126.069 507.476 1.018.629 464.747 38.388 15.748 42.283 15.748 32.823 15.748 454.615 502.674
	2.712.807 1.522.141

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NOTA 16 – CUENTAS POR COBRAR COMERCIALES

TA 16 – CUENTAS POR COBRAR COMERCIALES
	30.04.2020 30.04.2019
No corriente
En moneda nacional
Deudores incobrables	2.627 3.824
Menos: Provisión por pérdidas esperadas (Anexo E)	(2.627) (3.824)
Total	- -
Corriente
En moneda nacional
Por venta de petróleo y otros	125.054 -
Por venta de energía y otros	1.061.015 74.594 37.715 29.980 284.789 1.286.025 - 1.166.783 7.629 6.216
Créditos Soc. Art. 33 – Ley 19.550 (Nota 34.b)
En moneda extranjera (Anexo G)
Por venta de petróleo y otros
Por venta de energía
Créditos Soc. Art. 33–Ley 19.550 (Nota 34.b)
Total	1.516.202 2.563.598

Al 30 de abril de 2020 y 2019, el monto de cuentas por cobrar comerciales por $ 1.516.202 y $ 2.563.598, 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:

	30.04.2020 30.04.2019
Sin plazo (expuesto en el activo corriente)
De plazo vencido
De 0 a 3 meses	614.802 26.570
De plazo a vencer
De 0 a 3 meses	901.400 2.537.028
Total	1.516.202 2.563.598

Al 30 de abril de 2020 y 2019 el monto de la provisión para cuentas por cobrar comerciales asciende a $ 2.627 y $ 3.824, respectivamente.

Los movimientos de la provisión (Anexo E) para cuentas por cobrar comerciales incobrables son los siguientes:

	30.04.2020 30.04.2019
Saldo al inicio del ejercicio	(3.824) (3.824)
RECPAM	1.197 -
Saldo al cierre del ejercicio	(2.627) (3.824)

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.

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 17 – INVERSIONES FINANCIERAS A VALOR RAZONABLE CON CAMBIOS EN OTROS RESULTADOS INTEGRALES

No Corriente En moneda extranjera (Anexo G) Inversiones financieras a valor razonable con cambios en otros resultados integrales (Anexo D) Total Según el plazo estimado de cobro, los mismos se agrupan como sigue: De plazo a vencer Más de 1 año Total NOTA 18 - EFECTIVO Y EQUIVALENTES DE EFECTIVO Corriente En moneda nacional Caja 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 A efectos del estado de flujos de efectivo se incluyen como fondo, el efectivo y Caja y bancos Inversiones financieras a valor razonable Inversiones financieras a costo amortizado Total	No Corriente En moneda extranjera (Anexo G) Inversiones financieras a valor razonable con cambios en otros resultados integrales (Anexo D) Total Según el plazo estimado de cobro, los mismos se agrupan como sigue: De plazo a vencer Más de 1 año Total NOTA 18 - EFECTIVO Y EQUIVALENTES DE EFECTIVO Corriente En moneda nacional Caja 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 A efectos del estado de flujos de efectivo se incluyen como fondo, el efectivo y Caja y bancos Inversiones financieras a valor razonable Inversiones financieras a costo amortizado Total	30.04.2020 30.04.2019 9.103.455 - 9.103.455 -
		30.04.2020 30.04.2019
	De plazo a vencer
	Más de 1 año	9.103.455 -
	Total	9.103.455 -
		30.04.2020 30.04.2019
	Corriente
	En moneda nacional
	Caja	71 73 302.715 54.138 900.478 1.019.251 272 186 1.576.848 89.517 5.911 9.225.664 321.853 1.948.181
	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	3.108.148 12.337.010
		equivalentes de efectivo:
		30.04.2020 30.04.2019
	Caja y bancos	1.879.906 143.914
	Inversiones financieras a valor razonable	1.222.331 2.967.432
	Inversiones financieras a costo amortizado	5.911 9.225.664
	Total	3.108.148 12.337.010

El importe en libros de las inversiones financieras a costo amortizado se aproxima a su valor razonable.

NOTA 19 - CAPITAL SOCIAL Y PRIMA DE EMISION

Cantidad de acciones Saldos al 30 de abril de 2019 179.802.282 Saldos al 30 de abril de 2020 179.802.282	Valor nominal por acción Capital suscripto Ajuste de capital Prima de emisión Ajuste de prima de emisión
	$ $ $ $ $
	1 179.802 4.009.739 79.686 1.777.068 1 179.802 4.009.739 79.686 1.777.068

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 el Ajuste de la prima de emisión no son distribuibles en efectivo ni en bienes, pero se permite su capitalización mediante la emisión de acciones liberadas. Asimismo, estas partidas son aplicables para cubrir pérdidas acumuladas, de acuerdo con el orden de absorción que se indica en Nota 3.11.

Todas las acciones emitidas han sido suscriptas e integradas.

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. (Socio)

C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 COMISION FISCALIZADORA Dr. Norberto Luis Feoli

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 19 - CAPITAL SOCIAL Y PRIMA DE EMISION (Cont.)

El estado del capital al 30 de abril de 2020 y 2019 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 e inscripto	$	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 General Ordinaria
	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

NOTA 20 - RESERVAS

a) Evolución de reservas

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 Asamblea General Ordinaria del 21 de agosto de 2019 Resultado integral del ejercicio Desafectación de Reserva por revaluación de activos (punto b) Saldos al 30 de abril de 2020	Reserva legal Reserva facultativa(1) Reserva por revaluación de activos (ver punto b) Reserva por inversiones a valor razonable
	96.655 1.248.253 818.437 - - 1.729.008 - - - - 1.149.914 - - - (35.354) -
	96.655 2.977.261 1.932.997 - 253.083 4.808.575 4.029.684 - - - (2.813.829) 84.422 - - (294.226) -
	349.738 7.785.836 2.854.626 84.422

(1) Para la distribución de dividendos, inversiones y/o cancelación de deuda y/o absorción de pérdidas.

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020

PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 COMISION FISCALIZADORA

(Socio)

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NOTA 20 – RESERVAS (Cont.)

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 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 Distribución Asamblea General Ordinaria del 21 de agosto de 2019 (Disminución) / incremento por revaluación Impuesto diferido Total Otros resultados integrales Desafectación por depreciación del ejercicio(1) Desafectación por impuesto diferido(1) Subtotal desafectación de Reservas por revaluación de activos(1) Saldo al 30 de abril de 2020	CT ADC	Planta GLP	PED	Edificio y Terreno Neuquén	Total
	670.992 - 53.247 94.198 818.437
	1.044.190 213.443 93.726 202.782 1.554.141 (313.257) (64.033) (28.118) (60.837) (466.245) 46.660 10.672 4.686 - 62.018
	777.593 160.082 70.294 141.945 1.149.914
	(57.746) - (5.259) 8.267 (54.738) 17.324 - 1.315 745 19.384
	(40.422) - (3.944) 9.012 (35.354)
	1.408.163 160.082 119.597 245.155 1.932.997
	3.643.312 1.311 - 385.061 4.029.684
	(3.631.002) (25.107) 19.024 (112.241) (3.749.326) 907.751 5.081 (5.398) 28.063 935.497
	(2.723.251) (20.026) 13.626 (84.178) (2.813.829)
	(383.624) (23.910) (12.789) - (420.323) 115.087 7.173 3.837 - 126.097
	(268.537) (16.737) (8.952) - (294.226)
	2.059.687 124.630 124.271 546.038 2.854.626

(1) Se imputa a resultados acumulados

NOTA 21 - RESULTADOS NO ASIGNADOS

Saldo al 30 de abril de 2018 Asamblea General Ordinaria del 28 de agosto de 2018 (constitución de reserva facultativa) Resultado integral del ejercicio Desafectación de Reserva por revaluación de activos (Nota 20) Saldo al 30 de abril de 2019 Asamblea General Ordinaria del 21 de agosto de 2019 Resultado integral del ejercicio Desafectación de Reserva por revaluación de activos (Nota 20) Saldo al 30 de abril de 2020	30.04.2020	30.04.2019
		8.769.593 (1.729.008) 2.015.403 35.354
	9.091.342 (9.091.342) 933.985 294.226	9.091.342
	1.228.211

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 la 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.

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020

PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 COMISION FISCALIZADORA

(Socio)

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NOTA 21 - RESULTADOS NO ASIGNADOS (Cont.)

• b) De acuerdo con la Clase 2 del Programa Global para la emisión de Obligaciones Negociables (Nota 23 a)), la Sociedad y sus subsidiarias SEB y E G WIND podrán declarar o pagar:

• a. Dividendos o distribuciones en acciones con derecho a voto;

• b. Dividendos o distribuciones cobrados por la Sociedad y/o sus Subsidiarias Restringidas (SEB y E G WIND);

• c. 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 Neta Consolidada sobre EBITDA consolidado 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” y la “Reserva por Inversiones a Valor Razonable” no podrán ser distribuidos, capitalizados ni destinados a absorber pérdidas acumuladas, pero deberán ser computados 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.

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 $ 4.156.160. Al 30 de abril de 2019, siguiendo los lineamientos establecidos en la Res. 777/18, se encontraban 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 $ 4.029.684, ad referéndum de la Asamblea de Accionistas que considerara los estados financieros al 30 de abril de 2019.

La Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria del 21 de agosto de 2019 decidió afectar el saldo de $ 4.029.684 a la Reserva por Revaluación de Activos.

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 COMISION FISCALIZADORA

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NOTA 22 - CUENTAS POR PAGAR COMERCIALES

TA 22 - CUENTAS POR PAGAR COMERCIALES
	30.04.2020	30.04.2019
No corriente
En moneda nacional
Provisiones varias	831.499 137.890 221.845	573.603
En moneda extranjera (Anexo G)
Deudas por arrendamiento		-
Provisiones varias		7.499
Total	1.191.234	581.102
Corriente
En moneda nacional	1.434.242 17 194.169 1.541.646 16.081 100.522 66.362
Proveedores		1.680.748
Proveedores Soc. Art. 33 – Ley 19.550 (Nota 34.b)		3.735
Provisiones varias		179.280
En moneda extranjera (Anexo G)
Proveedores		1.344.183
Provisiones Soc. Art. 33 – Ley 19.550 (Nota 34.b)		15.452
Deudas por arrendamiento		-
Provisiones varias		617.714
Total	3.353.039	3.841.112

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:

ún el plazo estimado de pago, los mismos se agrupan como sigue:
	30.04.2020 30.04.2019
Sin plazo (expuesto en el pasivo corriente)	298.889 186.396
De plazo vencido De 0 a 3 meses De 3 a 6 meses De 6 a 9 meses De 9 a 12 meses De 1 a 2 años De plazo a vencer De 0 a 3 meses De 3 a 6 meses De 6 a 9 meses De 9 a 12 meses De 1 a 2 años Más de 2 años Total	35.001 182.010 2.813 - 597 180 1.743 140 120 5.860 2.985.631 3.421.961 9.415 14.855 9.415 14.855 9.415 14.855 37.659 7.498 1.153.575 573.604
	4.544.273 4.422.214

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020

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Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 COMISION FISCALIZADORA

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 23 - DEUDAS FINANCIERAS

30.04.2020 30.04.2019 No corriente En moneda nacional Comisiones y gastos a devengar - obligaciones negociables (75.815) (98.530) Préstamos bancarios 533.362 - En moneda extranjera (Anexo G) Obligaciones Negociables 20.052.000 19.279.810 Total 20.509.547 19.181.280 Corriente En moneda nacional Comisiones y gastos a devengar - obligaciones negociables (22.588) (24.349) Financiamiento anticipado para mantenimiento de la CT ADC (Nota 2.b.2.3) - 96.274 Préstamos bancarios 288.353 - En moneda extranjera (Anexo G) Préstamos bancarios 603.380 - Obligaciones Negociables 635.676 611.197 Total 1.504.821 683.122 La evolución de los préstamos es la siguiente: 30.04.2020 30.04.2019 Saldo al inicio 19.864.402 14.530.804 RECPAM (7.689.902) (8.620.861) Préstamos obtenidos 2.630.006 - Devengamientos: Interés devengado 1.554.795 1.707.689 Comisiones y gastos devengados 17.722 22.197 Diferencia de cambio generada por deudas en moneda extranjera 8.261.653 13.688.981 Pagos: Intereses (1.363.338) (1.277.284) Capital (1.260.970) (187.124) Saldo al cierre 22.014.368 19.864.402 Según el plazo estimado de pago los mismos se agrupan de la siguiente manera: 30.04.2020 30.04.2019 6 meses o menos 1.516.132 647.160 6-12 meses (11.311) 35.962 Más de 2 años 20.509.547 19.181.280 Total 22.014.368 19.864.402 Los importes en libros de los recursos ajenos de la Sociedad están denominados en las siguientes monedas: 30.04.2020 30.04.2019 Dólar Estadounidense 21.291.056 19.891.007 Pesos 723.312 (26.605) Total 22.014.368 **19.864.402 **		30.04.2020	30.04.2019
	No corriente
	En moneda nacional
	Comisiones y gastos a devengar - obligaciones negociables	(75.815) 533.362 20.052.000	(98.530)
	Préstamos bancarios		-
	En moneda extranjera (Anexo G)
	Obligaciones Negociables		19.279.810
	Total	20.509.547	19.181.280
	Corriente
	En moneda nacional
	Comisiones y gastos a devengar - obligaciones negociables	(22.588) - 288.353 603.380 635.676	(24.349)
	Financiamiento anticipado para mantenimiento de la CT ADC (Nota 2.b.2.3)		96.274
	Préstamos bancarios		-
	En moneda extranjera (Anexo G)
	Préstamos bancarios		-
	Obligaciones Negociables		611.197
	Total	1.504.821	683.122
		30.04.2020	30.04.2019
		19.864.402 (7.689.902) 2.630.006 1.554.795 17.722 8.261.653 (1.363.338) (1.260.970) 22.014.368	14.530.804 (8.620.861) - 1.707.689 22.197 13.688.981 (1.277.284) (187.124)
			19.864.402
		ra:
		30.04.2020	30.04.2019
	6 meses o menos	1.516.132	647.160
	6-12 meses	(11.311)	35.962
	Más de 2 años	20.509.547	19.181.280
	Total	22.014.368	19.864.402
		30.04.2020 30.04.2019
	Dólar Estadounidense	21.291.056 19.891.007
	Pesos	723.312 (26.605)
	Total	22.014.368 **19.864.402 **

Las deudas en dólares devengan un interés promedio anual del 6,815% y 6,875% al 30 de abril de 2020 y 2019, respectivamente.

El valor razonable de las obligaciones negociables al 30 de abril de 2020 y 2019 asciende a $ 13.356 y $ 15.312 millones, valuados según método de valuación nivel 1 (ver Nota 4.5).

El importe en libros del resto de las deudas financieras corrientes y no corrientes se aproxima a su valor razonable.

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 COMISION FISCALIZADORA

(Socio)

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 23 - DEUDAS FINANCIERAS (Cont.)

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.

Al momento de la emisión la Clase 2 de las Obligaciones Negociables ha sido calificada internacionalmente por las calificadoras de riesgo Fitch en “B+/RR3” y Standard & Poor’s en “B” y localmente por Fitch en “A” y Standard & Poor´s en “raA+”. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros tienen una calificación internacional de “CCC” y “CCC+“por parte de Fitch y Standard & Poor´s, respectivamente y una calificación local de “CCC+/RR3” y “raBBB-”, por parte de Fitch y Standard & Poor´s, respectivamente.

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.

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 COMISION FISCALIZADORA

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 23 - DEUDAS FINANCIERAS (Cont.)

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 2020 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 el nuevo Endeudamiento, (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 Consolidada 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 Consolidado 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 (*).

• • 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 y 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 Consolidada sobre EBITDA Consolidado ajustado no fuera superior a 3,5:1,0 (*).

• 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 2020 asciende a $ 20.687.676, de las cuales $ 635.676 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 2020 asciende a $ 98.403, de las cuales $ 22.588 son corrientes.

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020

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Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020

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NOTA 23 - DEUDAS FINANCIERAS (Cont.)

A la fecha de emisión de los estados financieros al 30 de abril de 2020, la Sociedad y sus Sociedades Restringidas cumplen con todos los compromisos asumidos.

b) Contrato de préstamo con BBVA Francés

Con fecha 8 de abril de 2020 la Sociedad celebró un préstamo con el BBVA Francés para la prefinanciación de exportaciones con las siguientes características:

Monto: US$ 9.000.000. Vencimiento: 1 de junio de 2020. Amortización: una cuota al vencimiento. Tasa de interés: 4,80% nominal anual.

El saldo al 30 de abril de 2020 asciende a $ 603.380, siendo en su totalidad corriente. A su vencimiento se ha cancelado.

c) Contrato de préstamo con Banco Macro S.A.

Con fecha 3 de abril de 2020 la Sociedad celebró un préstamo con el Banco Macro para la financiación del capital de trabajo, con las siguientes características:

Monto: $ 800.000.000. Vencimiento: 4 de octubre de 2021.

Amortización: tres cuotas trimestrales a partir del 2 de abril de 2021.

Tasa de interés: tasa BADLAR corregida más 9,25% nominal anual, pagaderos trimestralmente, venciendo la primer cuota el 3 de julio de 2020.

El saldo al 30 de abril de 2020 asciende a $ 821.715, de los cuales $ 288.353 son corrientes.

d) Resumen al 30 de abril de 2020

Resumen al 30 de abril de 2020
Préstamo	Corriente		No corriente	Total
Obligaciones Negociables Senior Notes (punto a))	635.676		20.052.000	20.687.676
Comisiones y gastos a devengar Oblig.Negoc. (punto a))	(22.588)		(75.815)	(98.403)
PréstamoBBVA Francés	603.380		-	603.380
Préstamo Banco Macro S.A.	288.353		533.362	821.715
Total	1.504.821		20.509.547	22.014.368
TA 24 – REMUNERACIONES Y CARGAS SOCIALES
			30.04.2020	30.04.2019
Corriente
En moneda nacional
Remuneraciones y deudas sociales			87.257 256.378	78.821
Provisiones varias				217.889
Total			343.635	296.710

NOTA 24 – REMUNERACIONES Y CARGAS SOCIALES

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NOTA 25 - CARGAS FISCALES

TA 25 - CARGAS FISCALES
	30.04.2020 30.04.2019
No Corriente
En moneda nacional
Impuesto a las ganancias a pagar	1.312.339 677.194
Total	1.312.339 677.194
Corriente
En moneda nacional
Retenciones y percepciones impositivas	70.952 37.609 8.685 -
Provisión por impuesto a los ingresos brutos
Impuesto especial (Revalúo impositivo)	- 402.987
Impuesto a las ganancias a pagar (neto) – (Nota 31)	- 319.770 113.312 152.870
Otros
Total	192.949 913.236

NOTA 26 - OTRAS DEUDAS

	30.04.2020 30.04.2019
Corriente
En moneda nacional
Regalías de petróleo y gas	- 251.702 - 1.412
Aporte en Hychico
Total	- 253.114

NOTA 27 - PROVISIONES Y OTROS CARGOS

1. Provisiones

rovisiones
	30.04.2020 30.04.2019
No corriente
En moneda nacional
Para juicios y multas (Anexo E)	2.480 3.610
Total	2.480 3.610

La provisión para juicios se constituyó en base al análisis de las posibles indemnizaciones que la Sociedad estima deberá soportar, de acuerdo con la opinión de sus asesores legales. Su evolución es la que se detalla a continuación:

Saldo al 30 de abril de 2018 RECPAM Saldo al 30 de abril de 2019 RECPAM Saldo al 30 de abril de 2020	5.624 (2.014)
	3.610 (1.130)
	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 encontraba la Sociedad.

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. (Socio)

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 27 - PROVISIONES Y OTROS CARGOS (Cont.)

Las sanciones aplicadas consistieron 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 ascendía a $ 3.853 (expresado en moneda histórica) aproximadamente, e

• Inhabilitación para exportar mientras no se cumplía 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 2020 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.

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 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 (expresado en moneda histórica).

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 (expresado en moneda histórica) 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.

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 27 - PROVISIONES Y OTROS CARGOS (Cont.)

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.

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.

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NOTA 27 - PROVISIONES Y OTROS CARGOS (Cont.)

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.

a.3) Resolución 77/12 de la SEN

La Sociedad considera que la Res SEN 77/12, mencionada en la Nota 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 2020 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 $ 2.863 (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.

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 27 - PROVISIONES Y OTROS CARGOS (Cont.)

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.

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.

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NOTA 27 - PROVISIONES Y OTROS CARGOS (Cont.)

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 de marzo de 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 2020 no contemplan cargo alguno a resultados relacionado con estos conceptos.

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 (expresado a moneda homogénea del 30 de abril de 2020 millones de $ 170). 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 28 - INGRESOS

TA 28 - INGRESOS
	30.04.2020 30.04.2019
Petróleo	2.026.527 2.326.112 5.254.596 4.069.651 1.386.679 1.128.367 290.358 - 7.566.871 11.234.800 432.957 827.445 113.345 - 95.976 105.571 - 32.617
Exportación de petróleo
Programa estímulo de gas (Nota 2.c)
Gas
Energía eléctrica ADC(1)
GLP
GLP al exterior
Servicios
Otros(2)
Total	17.167.309 19.724.563

(1) Incluye los ingresos generados por el gas producido el yacimiento y consumido en la CT ADC y pagado por CAMMESA bajo el concepto Reconocimiento Combustibles por $ 4.105,1 millones y $ 6.007,7 millones al 30 de abril 2020 y 2019, respectivamente (ver Nota 6).

(2) Corresponde a ingresos provenientes de los programas Propano Sur y Programa Hogar por $ 31,2 millones y $ 1,4 millones al 30 de abril de 2019, respectivamente (ver Nota 2.d).

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NOTA 29 - OTROS EGRESOS OPERATIVOS NETOS

TA 29 - OTROS EGRESOS OPERATIVOS NETOS
	30.04.2020 30.04.2019
Desvalorización de Propiedad, planta y equipo (ver Nota 5)	(1.813.300) -
Desvalorización de Inventarios	(484.343) -
Resultado venta de rodados	- 3.031 37.962 33.689 - (2.745) - (32.133) 9.987 (8.705)
Ingresos por servicios administrativos indirectos Consorcios / UTE (neto)
Gravámenes no computables
Derechos de exclusividad
Diversos
Total	(2.249.694) (6.863)

NOTA 30 - RESULTADOS FINANCIEROS

		30.04.2020	30.04.2019
	Ingresos financieros
	Intereses y otros	724.002 5.047.994	595.583
	Diferencia de cambio		7.580.538
		5.771.996	8.176.121
	Costos financieros	(1.664.486) (18.804) (8.841.916)
	Intereses y otros		(1.669.575)
	Devengamiento de intereses de deudas		(43.229)
	Diferencia de cambio		(14.305.883)
		(10.525.206)	(16.018.687)

NOTA 31 - 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 antes de impuestos, es la siguiente:

Resultado contable antes del impuesto a las ganancias del ejercicio Tasa del impuesto vigente Resultado del ejercicio a la tasa del impuesto Diferencias permanentes a la tasa del impuesto: - Devengamiento de intereses de créditos y deudas - RECPAM - Reexpresión valor fiscal Propiedas, Planta y Equipos( 2) - Resultado de participación en sociedades - Diferencia de cambio títulos del exterior - Cambio alícuota impuesto a las ganancias(2) - Ajuste por inflación impositivo Art 95 e impuesto a las ganancias anterior - Impuesto especial por Revalúo Impositivo(2) - Diversos Total impuesto cargado a resultados Impuesto determinado del ejercicio (1) Impuesto especial por Revalúo Impositivo(2) Ajuste por inflación impositivo Art 95 e impuesto a las ganancias anterior Cargo por impuesto diferido(3) Total impuesto cargado a resultados	30.04.2020 30.04.2019
	$ $
	(114.097) 2.558.070 30% 30%
	34.229 (767.421) (5.641) (12.968) 740.943 669.339 - 1.007.467 (36.333) 18.945 931.250 - - (1.461) (608.364) (1.051.585) - (402.987) (8.002) (1.996)
	1.048.082 (542.667)
	- (815.847) - (402.987) (608.364) (682.204) 1.656.446 1.358.371
	1.048.082 (542.667)

(1) Al 30 de abril de 2019 el impuesto determinado se ha compensado con retenciones, quedando un impuesto a pagar de $ 319.770, respectivamente (ver Nota 25).

(2) Ver Nota 3.14.1

(3) Neto del cargo de la Reserva por inversiones financieras por $ 31.221 (pérdida) al 30 de abril de 2020 y de la Reserva Revalúo Técnico por $ 935.811 y $ 327.434 al 30 de abril de 2020 y 2019, respectivamente.

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NOTA 32 - RESULTADO POR ACCIÓN

El resultado básico 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 (Nota 19).

El resultado diluido por acción es igual al resultado básico por acción debido a que la Sociedad no posee acciones ordinarias potenciales dilusivas.

nciales dilusivas.
	30.04.2020	30.04.2019
Resultado neto atribuible a los accionistas de la Sociedad	933.985	2.015.403
Nºmedio ponderado de acciones ordinarias en circulación	179.802	179.802
Resultado neto por acción básico y diluido	5,1945	11,2090
	30.04.2020	30.04.2019
Resultado integral atribuible a los accionistas de la Sociedad	(1.795.422)	3.165.317
Nºmedio ponderado de acciones ordinarias en circulación	179.802	179.802
Resultado integral por acción básico y diluido	(9,9856)	17,6045

NOTA 33 – COMPROMISOS

• En Nota 2.b.2.1. se menciona el compromiso con CAMMESA como consecuencia de la Res SRRyME 1/19.

• En Nota 39 a) se detalla el compromiso de inversión de Capex con la provincia del Chubut en relación con la Concesión Hidrocarburífera Bella Vista Oeste.

• En Nota 39 b) se detalla el compromiso de inversión de Capex con la provincia de Neuquén en relación con la Concesión Hidrocarburífera Parva Negra Oeste.

• En Nota 39 c) se detalla el compromiso de inversión de Capex 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.

• En relación con el suministro de GLP, la Sociedad cuenta con distintos compromisos asumidos para el ejercicio 2020/2021. En relación al butano comercial por casi la totalidad de la producción en el mercado local. En lo que respecta al gas propano comercial sus compromisos locales alcanzan aproximadamente el 22% de su producción. Al igual que lo viene haciendo, se prevé exportación de propano durante todo el período en función del otorgamiento de los correspondientes permisos de exportación.

• En Nota 23.a) se describen los principales compromisos originados por la emisión de la ON Senior Notes Clase 2.

• No existen erogaciones de capital comprometidas pero no incurridas a la fecha de cierre de los estados financieros al 30 de abril de 2020.

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NOTA 34 - 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:

as operaciones con la sociedad controlante C.A.P.S.A. fueron:
	30.04.2020	30.04.2019
Gastos correspondientes a C.A.P.S.A. Gastos correspondientes a CapexS.A.	17.919 (760)	21.901 (5.610)

a.ii) Con las sociedades controladas

Las operaciones con SEB fueron:

Las operaciones con SEB fueron:
	30.04.2020	30.04.2019
Gastos correspondientes a SEB Costos de procesamiento de gas en la planta de GLP	- (193.792)	13 (182.468)
Las operaciones con Hychico fueron:
	30.04.2020	30.04.2019
Fee de garantía Aumentos de capital Gastos correspondientes a Capex S.A. Gastos correspondientes a Hychico	(283) 192 (111) 165	(368) 6.948 - 1.911
Las operaciones con EG WIND fueron:
	30.04.2020	30.04.2019
Aumentos de capital Préstamo otorgado Intereses cobrados Intereses devengados Gastos correspondientes aEGWIND	- 35.826 44.781 46.407 649	329.094 659.078 - 8.510 1.437

Las operaciones con Hychico fueron:

Las operaciones con EG WIND fueron:

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. Tasa de interés: 8,10% nominal anual. Los intereses se abonan trimestralmente a partir del primer desembolso. Amortización: 23 cuotas trimestrales y consecutivas, habiendo vencido la primera cuota el 25 de noviembre de 2019.

El saldo al 30 de abril de 2020 asciende a $ 531.399, de los cuales $ 68.999 son corrientes.

a.iii) Con las sociedades controladas directa o indirectamente por la controlante

Las operaciones con Interenergy Argentina S.A. fueron:

Las operaciones con Interenergy Argentina S.A. fueron:
Alquileres de oficinas y cocheras Servicios prestados Gastos correspondientes aInterenergy	30.04.2020	30.04.2019
	(6.932) 3.327 531	(8.507) 5.422 -

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NOTA 34 - PARTES RELACIONADAS Y PERSONAL CLAVE DE LA DIRECCIÓN DE LA SOCIEDAD (Cont.)

a.iv) Con las sociedades controlantes de la controlante

Las operaciones con Plenium Energy S.A. fueron:

Las operaciones con Plenium Energy S.A. fueron:
	30.04.2020	30.04.2019
Gastos correspondientes a Plenium	3	4
Las operaciones con Wild S.A. fueron:
	30.04.2020	30.04.2019
Gastos correspondientes aWild	3	13

Las operaciones con Wild S.A. fueron:

a.v) Con las sociedades controladas por las sociedades controlantes de la controlante:

Las operaciones con Interflow S.A. fueron:

Las operaciones con Interflow S.A. fueron:
	30.04.2020	30.04.2019
Gastos correspondientes a Interflow	1.222	-

a.vi) Con las sociedades vinculadas

Las operaciones con Alparamis S.A. fueron:

Las operaciones con Alparamis S.A. fueron:
	30.04.2020	30.04.2019
Alquileres de oficinas y cocheras	(68.214)	(45.883)
Con los consorcios Las operaciones con Loma Negra fueron:
Servicios dirección, operación Gastos prorrateables Cargos por servicios administrativos indirectos Reintegro de gastos Aportes realizados Distribuciones a los socios	30.04.2020	30.04.2019
	163.049 28.833 28.149 21.503 (882.772) 138.267	128.614 30.855 33.453 10.741 (889.231) 176.120
Las operaciones con Lote IV La Yesera fueron:
Servicios dirección, operación Gastos prorrateables Cargos por servicios administrativos indirectos Reintegro de gastos Aportes realizados Distribuciones a los socios	30.04.2020	30.04.2019
	48.401 7.418 20.310 243 (147.893) 38.683	28.762 3.578 6.023 285 (39.050) 9.152
i)Con la UTE peraciones con Pampa del Castillo fueron: Servicios dirección, operación Cargos por servicios administrativos indirectos Reintegro de gastos Aportes realizados Distribuciones alos socios
	30.04.2020	30.04.2019
	386.467 162.351 5.622 (6.202.265) 1.124.748	207.121 145.895 49.293 (3.122.682) 676.282

a.vii) Con los consorcios

Las operaciones con Loma Negra fueron:

a.viii) Con la UTE

Las operaciones con Pampa del Castillo fueron:

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NOTA 34 - PARTES RELACIONADAS Y PERSONAL CLAVE DE LA DIRECCIÓN DE LA SOCIEDAD (Cont.)

b) Saldos al cierre con partes relacionadas

		30.04.2020	30.04.2020			30.04.2019	30.04.2019
	Otras cuentas por cobrar corrientes	Cuentas por cobrar comerciales corrientes	Cuentas por pagar comerciales corrientes	Otras cuentas por cobrar no corriente	Otras cuentas por cobrar corrientes	Cuentas por cobrar comerciales corrientes	Cuentas por pagar comerciales corrientes	Otras deudas corrientes
En moneda nacional Con la sociedad controlante: - Compañías Asociadas Petroleras S.A. Con las sociedades controladas: - Hychico S.A. - E G WIND S.A. Con las sociedades controladas directa o indirectamente por la controlante: - Interenergy Argentina S.A. Consorcios / UTE: - Área Río Negro Norte - Lote IV La Yesera - Pampa del Castillo Con las sociedades controladas por las sociedades controlantes de la controlante Interflow S.A. Total en moneda nacional En moneda extranjera (Anexo G) Con la sociedad controlante: - Compañías Asociadas Petroleras S.A. Con las sociedades controladas: - E G WIND S.A. - Servicios Buproneu S.A. Consorcios: - Área Río Negro Norte - Lote IV La Yesera - Pampa del Castillo Total en moneda extranjera	1.170 - - - - - - 1.222	3.317 - - 444 22.172 7.866 3.916 -	- 17 - - - - - -	- - - - - - - -	1.639 61 1 175 881 3 541	2.493 250 67 428 20.440 4.967 1.335	3.735 - - - - - -	- - - - - - -
	2.392	37.715	17	-	3.301	29.980	3.735	-
	76.784 - - - -	195 - 4.419 915 2.100	- 16.081 - - -	454.615 - - - -	- 39.218 - - - -	20 317 - 1.583 754 3.542	- - 15.452 - - -	- 502.674 - - - -
	76.784	7.629	16.081	454.615	39.218	6.216	15.452	502.674

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 2020 y 2019, asciende a $ 192.887 y $ 190.479, respectivamente.

Adicionalmente, al 30 de abril de 2020 se devengaron $14.500 en concepto de honorarios a los directores titulares.

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NOTA 35 - GARANTIAS Y BIENES DE DISPONIBILIDAD RESTRINGIDA

• Con fecha 29 de marzo de 2012, Hychico firmó un contrato de préstamo con Corporación Interamericana de Inversiones por 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, 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 38).

NOTA 36 – GUARDA DE DOCUMENTACION

Con fecha 14 de agosto de 2014, la CNV emitió la Resolución General N° 629 mediante la cual impone modificaciones a sus normas en materia de guarda y conservación de libros societarios, libros contables y documentación comercial. En tal sentido, se informa que la Sociedad y sus subsidiarias poseen la guarda papeles de trabajo e información no sensible por los períodos no prescriptos, así como sus libros societarios (conforme fuera informado a la CNV por nota el 3 de septiembre de 2019), en su sede administrativa sita en Carlos F. Melo 630, Localidad de Vicente López, Provincia de Buenos Aires.

Asimismo, se encuentra a disposición en el domicilio legal, el detalle de la documentación y de los libros societarios dados en guarda.

NOTA 37 - 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 2019 fue certificada por la auditora independiente, Licenciada Ana María Nardone, según los requerimientos establecidos en la Res. SEN 324/06 y Res. MINEM 69E/2016 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)	3.687	1.558	5.245	660	746	16.181
Petróleo	Mbbl	1.535	1.535	3.070	4.906	7.126	25.857
	Mm3	244	244	488	780	1.133	4.111

(1) expresado en 9.300 Kcal por m3.

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 COMISION FISCALIZADORA

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NOTA 37 - RESERVAS DE GAS Y PETROLEO (NO CUBIERTO POR EL INFORME DE LOS AUDITORES INDEPENDIENTES) (Cont.)

- Bella Vista Oeste

La estimación de reservas y recursos de hidrocarburos del área Bella Vista Oeste, al 31 de diciembre de 2019 fue certificada por el auditor independiente, Licenciada Ana María Nardone, según los requerimientos establecidos en la Res. SEN 324/06 y Res. MINEM 69E/2016 y teniendo como horizonte de vencimiento de la concesión febrero de 2045, con los siguientes valores:

Productos	Productos		Reservas	Reservas			Recursos
			Comprobadas		Probables	Posibles
		Desarrolladas	No desarrolladas	Total
Petróleo	Mbbl	1.415	3.661	5.076	182	-	-
	Mm3	225	582	807	29	-	-

- Loma Negra

La estimación de reservas y recursos de hidrocarburos del área Loma Negra, al 31 de diciembre de 2019 fue certificada por el auditor independiente, Licenciada Ana María Nardone, según los requerimientos establecidos en la Res. SEN 324/06 y Res. 69E/2016 del MINEM y teniendo como horizonte de vencimiento de la concesión diciembre de 2024, con los siguientes valores:

Productos	Productos		Reservas	Reservas			Recursos
			Comprobadas		Probables	Posibles
		Desarrolladas	No desarrolladas	Total
Gas	MMm3 (1)	705	-	705	-	-	1.400
Petróleo	Mbbl	1.277	-	1.277	-	-	969
	Mm3	203	-	203	-	-	154

1) expresado en 9.300 Kcal por m3.

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 2019 fue certificada por el auditor independiente, Licenciada Ana María Nardone, según los requerimientos establecidos en la Res. SEN 324/06 y Res. 69E/2016 del MINEM 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)	139	27	166	-	-	364
Petróleo	Mbbl	1.044	352	1.396	-	-	4.692
	Mm3	166	56	222	-	-	746

1) expresado en 9.300 Kcal por m3.

La Sociedad posee el 18,75 % de dichas reservas.

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020

PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 COMISION FISCALIZADORA

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NOTA 37 - RESERVAS DE GAS Y PETROLEO (NO CUBIERTO POR EL INFORME DE LOS AUDITORES INDEPENDIENTES) (Cont.)

- Pampa del Castillo

La estimación de reservas y recursos de hidrocarburos del área Pampa del Castillo al 31 de diciembre de 2019 fue certificada por la auditora independiente, Licenciado Héctor A. López, según los requerimientos establecidos en la Res. SEN 324/06 y Res. 69E/2016 del MINEM y teniendo como horizonte de vencimiento de la concesión el mes de octubre de 2026, con los siguientes valores:

ntes valores:	ntes valores:
Productos			Reservas				Recursos
			Comprobadas		Probables	Posibles
		Desarrolladas	No desarrolladas	Total
Gas	MMm3 (1)	30	20	50	1	1	-
Petróleo	Mbbl	7.806	5.585	13.391	176	208	-
	Mm3	1.241	888	2.129	28	33	-

(1) expresado en 9.300 Kcal por m3

La Sociedad posee el 95 % de participación en la concesión que posee dichas reservas.

Las reservas comprobadas desarrolladas al 30 de abril de 2020, calculadas en función de las reservas auditadas al 31 de diciembre de 2019 hasta el final de cada concesión, corregidas por la producción del período enero a abril de 2020 y teniendo en cuenta la participación de la Sociedad en cada una de las áreas, ascienden a:

		Agua del Cajón	Bella Vista Oeste	Loma Negra (37,5%)	La Yesera (18,75%)	Pampa del Castillo (95%)	Total
Gas	MMm3 (1)	3.540	-	235	24	29	3.828
Petróleo	Mbbl	1.466	1.334	425	183	6.870	10.278
	Mm3	233	212	68	29	1.092	1.634

1) expresado en 9.300 Kcal por m3

NOTA 38 – 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:

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020

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Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020

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NOTA 38 – PARQUE EOLICO DIADEMA II (Cont.)

• 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.

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 incluía 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 ubicado en la Ciudad de Comodoro Rivadavia, Provincia del Chubut, y está compuesto por 9 aerogeneradores ENERCON E-82 E4 con una potencia nominal de 3,07 MW (megavatio) cada uno, totalizando una potencia instalada de 27,6 MW. La inversión total fue de aproximadamente US$ MM 35,7.

El parque obtuvo su habilitación comercial por parte de CAMMESA el día 18 de septiembre de 2019, cumpliendo con los plazos estipulados en la licitación. Debido a las limitaciones de transporte eléctrico del corredor patagónico y la línea 132 kV Comodoro Rivadavia - Pico Truncado en particular, el parque debe operar con restricciones de potencia, las cuales son administradas por CAMMESA. Hasta tanto no se realicen las obras de ampliación a cargo del Estado Nacional, existirán estas restricciones las cuales serán mayores en la medida que se sumen nuevos parques eólicos en la zona. Como mecanismo de compensación a dichas restricciones, el contrato establece en su punto 10.3 la “Obligación de tomar o pagar” que entrará en vigencia el 19 de junio de 2020 al cumplirse los 30 meses de la adjudicación del contrato.

NOTA 39 –ADQUISICION DE NEGOCIOS Y CONCESIONES

a) Adquisición de Bella Vista Oeste

En el mes de mayo de 2019, Petrominera Chubut S.E. (PMC) lanzó el llamado a Concurso Público Nacional e Internacional N° 2/19 con el objeto de adjudicar derechos exclusivos para la explotación, transporte y comercialización de hidrocarburos dentro del área Bella Vista Oeste Bloque I, en la Provincia del Chubut. La Sociedad participó del Concurso y el 2 de septiembre de 2019 fue aceptada su Oferta Económica.

En octubre de 2019 la Sociedad suscribió con PMC un contrato de concesión de explotación por 25 años, sujeto a su aprobación por parte del Poder Ejecutivo y la Legislatura de la Provincia de Chubut. Está previsto en el contrato de concesión que Capex podrá solicitar prórrogas por plazos de 10 años de duración, en la medida que cumpla con sus obligaciones como concesionario, se encuentre produciendo hidrocarburos en el área y presente un plan de inversiones.

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 39 – ADQUISICION DE NEGOCIOS Y CONCESIONES (Cont.)

Mediante el Dec. 14/20, el 6 de enero de 2020 el Poder Ejecutivo de la Provincia del Chubut aprobó el contrato y el 13 de enero de 2020 lo hizo la Legislatura mediante la Ley IX N° 148. En enero de 2020 la Sociedad abonó a PMC el pago inicial de US$ 4,5 millones (equivalente a $ 296.910 expresado en moneda histórica) y abonará trimestralmente durante el período de la concesión una consideración contingente, de acuerdo con lo previsto en el acuerdo (conceptos que se tuvieron en cuenta al momento de la registración del precio del área).

La vigencia de la concesión rige a partir del 1 de febrero de 2020 y el plan de inversiones comprometido es de millones de US$ 50,1.

A continuación se detalla la conformación del valor de la transacción:

Precio abonado Consideración contingente Consideración total	Monto en miles de US$	Montos en $ equivalentes a la fecha de la transacción
	4.500 2.400	296.910 144.854
	6.900	441.764

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 Total activos netos identificables Precio de compra total	Total $
	441.764
	441.764
	441.764

Los costos relativos a la transacción que incluyeron principalmente honorarios profesionales e impuesto a los sellos, ascendieron a $ 38.322 (expresado en moneda histórica) y se expusieron en el rubro Gastos de administración.

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 del área adquirida.

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.

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NOTA 39 – ADQUISICION DE NEGOCIOS Y CONCESIONES (Cont.)

b) Parva Negra Oeste

En el marco del Plan Exploratorio Neuquén, Gas y Petróleo del Neuquén S.A. (GyP) lanzó el 7° llamado para presentar ofertas para la exploración, desarrollo y eventual explotación de una serie de áreas hidrocarburíferas. El 25 de julio de 2019 la Sociedad presentó una oferta para el área Parva Negra Oeste, la cual resultó adjudicada. El área se ubica en una posición favorable para el eventual desarrollo de la formación Vaca Muerta. Con fecha 5 de noviembre de 2019 la Sociedad y GyP suscribieron un contrato para la exploración, desarrollo y producción del área que contempla la realización de un plan de trabajos de exploración con una inversión aproximada de US$ 19,0 millones a realizarse dentro del primer período de exploración. Las condiciones de adjudicación contemplan un pago de derecho de acceso al área a favor de la Provincia del Neuquén por millones US$5,5. En caso de descubrirse hidrocarburos comercialmente explotables, y cumplidas ciertas condiciones, GyP solicitará una Concesión de Explotación No Convencional de 35 años sobre el área, en el marco del contrato mencionado. Con fecha 22 de noviembre de 2019 la Provincia del Neuquén publicó en el Boletín Oficial el Decreto N° 2499/19 que aprueba el referido contrato. Al estar en una etapa exploratoria, el área no posee reservas ni genera flujos de efectivo, motivo por el cual se consideró a la operación como una adquisición de activo.

c) 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.

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.

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, la Sociedad cuenta con el 95% de participación en la Concesión Pampa de Castillo, mientras que el 5% restante le pertenece a Petrominera.

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NOTA 39 – ADQUISICION DE NEGOCIOS Y CONCESIONES (Cont.)

**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 730 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.

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).

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.

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.

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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d) Concurso Público Nacional e Internacional N° 1/19 – pre adjudicación de derechos exclusivos para la exploración de hidrocarburos y eventual concesión de explotación, transporte y comercialización de hidrocarburos sobre el área Puesto Zúñiga

Durante el mes de noviembre de 2019, la Secretaría de Energía del Gobierno de Rio Negro lanzó el llamado a Concurso Público Nacional e Internacional N° 1/19 con el objeto de adjudicar derechos exclusivos para la exploración de hidrocarburos y eventual concesión de explotación, transporte y comercialización de hidrocarburos sobre el área Puesto Zúñiga, en la Provincia de Rio Negro. La Sociedad participó del Concurso presentando una oferta el 28 de noviembre de 2019, la cual consistió en un compromiso de inversión de US$ 7,1 millones a desarrollar dentro del primer período de exploración. Con fecha 6 de febrero de 2020 la Secretaría de Energía del Gobierno de Río Negro aprobó la calificación de Capex y pre adjudicó el área. A la fecha la Comisión de Pre adjudicación del Concurso se encuentra preparando un dictamen para la Provincia con la evaluación de la oferta y la conveniencia de la adjudicación del permiso de exploración.

NOTA 40 – PARTICIPACION EN OPERACIONES CONJUNTAS – RESUMEN DE LA SITUACION FINANCIERA

Los activos y pasivos y las principales magnitudes de resultados, antes del porcentaje de participación, al 30 de abril de 2020 y 2019 de las operaciones conjuntas en los que participa la Sociedad se detallan a continuación:

Consorcios Participación	Loma Negra 37,50%	La Yesera 18,75%	Pampa del Castillo 95%
Activo no corriente (1) Activo corriente Total activo Pasivo corriente Total pasivo	30.04.2020 30.04.2019	30.04.2020 30.04.2019	30.04.2020 30.04.2019
	12.140.151 11.185.368 429.191 336.524	923.983 276.830 199.309 21.851	4.331.803 1.435.485 562.839 302.185
	12.569.342 11.521.892	1.123.292 298.681	4.894.642 1.737.670
	318.504 543.949	202.759 82.928	1.477.565 1.236.081
	318.504 543.949	202.759 82.928	1.477.565 1.236.081
Costos de producción (1)
	30.04.2020 30.04.2019	30.04.2020 30.04.2019	30.04.2020 30.04.2019
	(629.696) (183.684)	(231.294) (134.948)	(2.870.280) (2.122.477)

(1) No incluyen cargos por deterioro de propiedades, planta y equipo ya que los mismos, en caso de existir, son estimados y registrados por los socios participantes de la UTE y los Consorcios.

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ANEXO A

Al 30 de abril de 2020 y 2019

Propiedad, planta y equipo

Este anexo es parte de los presentes estados financieros

Concepto Actividades de explotación de petróleo y gas: - Area adquirida Agua del Cajón Loma Negra La Yesera Pampa del Castillo Parva Negra Oeste (1) - Otros estudios Agua del Cajón – Exploración Agua del Cajón – Sísmica Parva Negra Oeste - Estudios - Bienes destinados a la extracción de petróleo y gas 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 para la producción de petróleo y gas en Bella Vista Oeste(1) Pozos de petróleo y gas Obras en curso -Bienes destinados a la producción de petróleo y gas en Pampa del Castillo Chubut(1) Pozos de petróleo y gas Obras en Curso Bienes asociados a la producción Otros activos tangibles: -Administración central y administración planta Edificios y terrenos Neuquén) Bienes de administración - Central térmica Agua del Cajón CT ADC Obras en curso - Energía eólica Obras en curso			Valores de origen	Valores de origen
	Al inicio del ejercicio	Altas	Obras en curso finalizadas	Bajas	Revalúo técnico	Al cierre del ejercicio
	1.690.354 547.043 163.957 505.563 - 87.202 130.951 - 20.354.305 1.476.513 1.567.714 95.389 509.751 508.120 412.286 69.802 - - 1.701.462 657.049 513.732 1.131.120 162.555 27.521.832 159.417 446	- - - - 378.466 - - 539 59.983 1.980.672 - 9.275 - 1.340 333.468 - 311.879 430.573 39.197 2.273.941 - - 34.758 - 340.559 52.484	- - - - - - - - 3.0855.720 (3.106.751) 21.031 - - 464.715 (625.495) 160.780 324.158 (324.158) 2.367.912 (2.428.444) 60.532 - - 367.175 (367.175) -	- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -	- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - (112.241) - (3.631.002) - -	1.690.354 547.043 163.957 505.563 378.466 87.202 130.951 539 23.500.008 350.434 1.588.745 104.664 509.751 974.175 120.259 230.582 636.037 106.415 4.108.571
Total al 30 de abril de 2020	59.966.563	6.247.134	-	-	(3.743.243)	62.470.454
Total al 30 de abril de 2019	50.979.444	7.749.899	-	(9.748)	1.246.969	59.966.564

(1) Ver Nota 39.

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020

PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 COMISION FISCALIZADORA

(Socio)

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99

==> picture [65 x 49] intentionally omitted <==

ANEXO A

Al 30 de abril de 2020 y 2019

Propiedad, planta y equipo (Cont.)

Este anexo es parte de los presentes estados financieros

Concepto Actividades de explotación de petróleo y gas: - Area adquirida Agua del Cajón Loma Negra La Yesera Pampa del Castillo Parva Negra Oeste(1) - Otros estudios Agua del Cajón – Exploración Agua del Cajón – Sísmica Parva Negra Oeste - Estudios - Bienes destinados a la extracción de petróleo y gas 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 para la producción de petróleo y gas en Bella Vista Oeste(1) Pozos de petróleo y gas Obras en curso -Bienes destinados a la producción de petróleo y gas en Pampa del Castillo Chubut(1) Pozos de petróleo y gas Obras en Curso Bienes asociados a la producción Otros activos tangibles: -Administración central y administración planta Edificios y terrenos Neuquén) Bienes de administración - Central térmica Agua del Cajón CT ADC Obras en curso - Energía eólica Obras en curso		Depreciaciones	Depreciaciones	Desvaloriza- ciones(2)	Neto resultante al 30.04.2020	Neto resultante al 30.04.2019
	Acumuladas al inicio del ejercicio	Del ejercicio	Acumuladas al cierre del ejercicio
	960.496 77.892 22.069 29.044 - 70.469 96.743 - 10.763.543 - 998.821 31.818 455.389 90.992 - 14.062 - - 173.417 - 67.005 51.309 133.969 15.094.442 - -	39.198 129.985 21.903 52.822 - 899 1.837 - 1.379.235 - 70.482 16.337 7.768 202.806 - 58.545 24.377 - 622.164 - 93.944 2.124 19.273 860.014 - -	999.694 207.877 43.972 81.866 - 71.368 98.580 - 12.142.778 - 1.069.303 48.155 463.157 293.798 - 72.607 24.377 - 795.581 - 160.949 53.433 153.242 15.954.456 - -	- - - - - - - (1.739.623) - (73.677) - - - - - - - - - - - - - - -	690.660 339.166 119.985 423.697 378.466 15.834 32.371 539 9.617.607 350.434 445.765 56.509 46.594 680.377 120.259 157.975 611.660 106.415 3.312.990 502.546 413.315 965.446 44.071 8.303.549 132.801 52.930	729.858 469.151 141.888 476.519 - 16.733 34.208 - 9.590.762 1.476.513 568.893 63.571 54.362 417.128 412.286 55.740 - - 1.528.045 657.049 446.727 1.079.811 28.586 12.427.390 159.417 446
Total al 30 de abril de 2020	29.131.480	3.603.713	32.735.193	(1.813.300)	27.921.961
Total al 30 de abril de 2019	26.306.467	2.825.014	29.131.481	-		30.835.083

(1) Ver Nota 39

(2) Ver Nota 29

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020

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Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 COMISION FISCALIZADORA

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==> picture [65 x 49] intentionally omitted <==

ANEXO C

Al 30 de abril de 2020 y 2019 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	Clase	Valor nomi- nal	Cantidad	Valor patrimonial proporcio- nal 30.04.2020	Valor registrado al 30.04.2020 (4)	Valor registrado al 30.04.2019 (4)			Información sobre el emisor	Información sobre el emisor	Información sobre el emisor	Información sobre el emisor	Información sobre el emisor
									Ultimo estado contable
							Acti- vidad prin- cipal	Estados contables	Capital social	Ajuste de Capital	Resulta- dos no asignados	Patrimo- nio neto	% de partici- pación sobre el capital **social **
Activo no corriente En moneda nacional Participación en sociedades SEB Hychico E G WIND Total Participación en sociedades	Ord. Ord. Ord.	$	50.652 47.805 135.489	$	$	$	(1) (2) (3)	30.04.2020 30.04.2020 30.04.2020	$	$	$	$	95% 49% 95%
		1 1 1		553.096 274.453 469.034	793.991 385.962 445.859	779.151 351.735 622.245			53.318 114.951 329.780	460.399 389.553 331.408	68.489 55.606 (167.468)	582.206 560.110 493.720
				-	1.625.812	1.753.131

(1) Servicios relacionados con el procesamiento y la separación de gases.

(2) degeneración de energía eléctrica.

(3) Producción de energía eléctrica.

(4) La diferencia entre el valor patrimonial proporcional y el valor registrado al 30 de abril de 2020 y 2019 se debe a los ajustes efectuadas sobre los saldos de las subsidiarias para adecuarlos a las NIIF y a la adopción por parte de la Sociedad del método de revaluación de la Planta de GLP (SEB) y del Parque Eólico Diadema (Hychico) (ver Nota 8).

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 COMISION FISCALIZADORA

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ANEXO D

Al 30 de abril de 2020 y 2019 Este anexo es parte de los presentes estados financieros

OTRAS INVERSIONES

Cuenta principal y características	Valor registrado al 30.04.2020	Valor registrado al 30.04.2019
Otras inversiones no corrientes En moneda extranjera (Anexo G) Inversiones financieras a valor razonable con cambios en otros resultados integrales Títulos públicos Total otras inversiones no corrientes Otras inversiones corrientes Efectivo y equivalente de efectivo En moneda nacional Inversiones financieras a valor razonable con cambios en resultados Fondos comunes de inversión En moneda extranjera (Anexo G) Inversiones financieras a costo amortizado con cambio en resultados Cuenta Remunerada Plazos fijos Inversiones financieras a valor razonable con cambio en resultados Fondos comunes de inversión Total otras inversiones corrientes	$	$
	9.103.455	-
	9.103.455	-
	900.478 5.911 - 321.853	1.019.251 416.048 8.809.616 1.948.181
	1.228.242	**12.193.096 **

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020

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Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 COMISION FISCALIZADORA

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102

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ANEXO E

Por los ejercicios iniciados el 1 de mayo de 2019 y 2018 y finalizados el 30 de abril de 2020 y 2019 Este anexo es parte de los presentes estados financieros

PROVISIONES

Rubros	Saldo al inicio del ejercicio	RECPAM	Saldo al cierre del ejercicio
DEDUCIDAS DEL ACTIVO ACTIVO NO CORRIENTE Cuentas por cobrar comerciales En moneda nacional Provisión por pérdidas esperadas Total deducidas del activo INCLUIDAS EN EL PASIVO PASIVO NO CORRIENTE Provisiones y otros cargos En moneda nacional Para juicios y multas Total incluidas en el pasivo Totalprovisiones	$	$	$
	3.824	(1.197)	2.627
	3.824	(1.197)	2.627
	3.610	(1.130)	2.480
	3.610	(1.130)	2.480
	7.434	(2.327)	5.107

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020

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Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 COMISION FISCALIZADORA

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ANEXO F

Por los ejercicios iniciados el 1 de mayo de 2019 y 2018 y finalizados el 30 de abril de 2020 y 2019 Este anexo es parte de los presentes estados financieros

COSTO DE INGRESOS

	30.04.2020	30.04.2019
	$	$
Existencia de inventarios y repuestos y materiales al inicio del ejercicio(1)	1.238.936	835.039
Mas:
- Ingresos a almacenes	864.892	1.355.801
- Adquisición crudo de reventa	231.119	228.394
- Costos de producción (Anexo H)	9.858.010	8.372.468
- Crudo adeudado a terceros	-	12.262
Menos:
- Consumos	(871.335)	(994.387)
- Desvalorización de inventarios (Nota 29)	(484.343)	-
Existencia de inventarios y repuestos y materiales al cierre del ejercicio (1)	(1.623.347)	(1.238.936)
Costo de ingresos	**9.213.932 **	8.570.641

(1) Se incluyen inventarios y repuestos y materiales netos de anticipos varios.

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020

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104

==> picture [65 x 49] intentionally omitted <==

ANEXO G

Al 30 de abril de 2020 y 2019

Este anexo es parte de los presentes estados financieros

ACTIVOS Y PASIVOS EN MONEDA EXTRANJERA Parte 1/2

Rubros		30.04.2020	30.04.2020	30.04.2020	30.04.2019	30.04.2019	30.04.2019	30.04.2019	30.04.2019
	Clase	Monto en miles de US$	Cambio vigente $	Monto en $	Clase	Monto en miles de US$	Cambio vigente $	Monto en $	Monto en $ reexpresa- do
ACTIVO ACTIVO NO CORRIENTE Otras cuentas por cobrar Créditos Soc. Art. 33 – Ley 19.550 Inversiones financieras a valor razonable con cambios en otros resultados integrales Repuestos y materiales Anticipos varios 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 Créditos a recuperar Diversos ME Cuentas por cobrar comerciales Créditos Soc. Art. 33 – Ley 19.550 Por venta de petróleo y otros Por venta de energía Efectivo y equivalentes de efectivo Caja Caja Bancos Inversiones financieras a valor razonable Inversiones financieras a costo amortizado Total del activo corriente Total del activo	US$ US$ US$	6.822 136.606 602	66,64 66,64 66,64	454.615 9.103.455 40.093	US$ US$ US$	7.857 - 503	43,95 - 43,95	345.331 - 22.086	502.674 - 32.149
	US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$ € US$ US$ US$	150 486 1.152 2.647 148 114 4.274 - 1 3 23.662 4.830 88	66,64 66,64 66,64 66,64 66,64 66,64 66,64 - 66,64 72,88 66,64 66,64 66,64	9.598.163	US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$ € US$ US$ US$	126 530 613 - - 97 20.102 18.238 - - 1.399 30.452 144.208	43,95 43,95 43,95 - - 43,95 43,95 43,95 43,95 49,26 43,95 43,95 43,95	367.417	534.823
				10.023 32.372 76.784 176.372 9.846 7.629 284.789 - 84 188 1.576.848 321.853 5.911				5.522 23.281 26.942 - - 4.270 883.484 801.566 1 127 61.497 1.338.377 6.337.922	8.038 33.889 39.218 - - 6.216 1.286.025 1.166.783 1 185 89.517 1.948.181 9.225.664
				2.502.699				9.482.989	13.803.717
				12.100.862				9.850.406	14.338.540

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020

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Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 COMISION FISCALIZADORA

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105

==> picture [65 x 49] intentionally omitted <==

ANEXO G

Al 30 de abril de 2020 y 2019

Este anexo es parte de los presentes estados financieros

ACTIVOS Y PASIVOS EN MONEDA EXTRANJERA (Cont.) Parte 2/2

Rubros		30.04.2020	30.04.2020	30.04.2020	30.04.2019	30.04.2019	30.04.2019	30.04.2019	30.04.2019
	Clase	Monto en miles de US$	Cambio vigente $	Monto en $	Clase	Monto en miles de US$	Cambio vigente $	Monto en $	Monto en $ reexpresa- do
PASIVO PASIVO NO CORRIENTE Cuentas por pagar comerciales Provisiones varias Deudas por arrendamiento Deudas financieras Obligaciones Negociables Total del pasivo no corriente PASIVO CORRIENTE Cuentas por pagar comerciales Proveedores Provisiones varias Soc. Art. 33 – Ley 19.550 Provisiones varias Deudas por arrendamiento Deudas financieras Bancarias Obligaciones Negociables Total del pasivo corriente Total delpasivo	US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$	3.319 2.063 300.000	66,84 66,84 66,84	221.845 137.890 20.052.000	US$ US$	117 300.000	44,15 44,15	5.152 13.245.000	7.499 19.279.810
		23.065 241 993 1.504 9.027 9.510	66,84 66,84 66,84 66,84 66,84 66,84	20.411.735	US$ US$ US$ - US$	20.916 240 9.612 - 9.510	44,15 44,15 44,15 - 44,15	13.250.152	19.287.309
				1.541.646 16.081 66.362 100.522 603.380 635.676				923.438 10.615 424.362 - 419.885	1.344.183 15.452 617.714 - 611.197
				2.963.667				1.778.300	2.588.546
				23.375.402				15.028.452	21.875.855

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020

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Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020

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==> picture [65 x 50] 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 2019 y 2018, y finalizados el 30 de abril de 2020 y 2019 Este anexo es parte de los presentes estados financieros

Concepto	30.04.2020	30.04.2020	30.04.2020	30.04.2020	30.04.2019	30.04.2019	30.04.2019	30.04.2019
	Costos de producción	Gastos de comercializa- ción	Gastos de administración	Total	Costos de producción	Gastos de comercialización	Gastos de administración	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 Depreciación Derechos de uso Gastos de oficina, movilidad y representación Impuestos, tasas, contribuciones, alquileres y seguros Gastos de transporte de gas Adquisición de 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	$	$	$	$	$	$	$	$
	53.965 1.243.454 587.877 1.710.250 682.535 141.079 3.582.316 14.689 44.545 206.797 74.831 1.515.672 - - - - - -	- - - - - - - - - - - - 1.540.127 181.230 421.766 419.773 6.000 -	73.035 364.441 132 70.956 - 5.012 21.397 46.172 22.024 48.983 - - - - - - - 227.168	127.000 1.607.895 588.009 1.781.206 682.535 146.091 3.603.713 60.861 66.569 255.780 74.831 1.515.672 1.540.127 181.230 421.766 419.773 6.000 227.168	76.247 1.026.326 452.635 1.353.805 515.565 113.950 2.808.532 - 24.855 124.861 74.415 1.801.277 - - - - - -	- - - - - - - - - - - - 1.689.708 147.911 451.944 445.894 14.254 -	45.583 341.596 52 74.860 - 6.259 16.482 - 25.677 71.287 - - - - - - - 196.069	121.830 1.367.922 452.687 1.428.665 515.565 120.209 2.825.014 - 50.532 196.148 74.415 1.801.277 1.689.708 147.911 451.944 445.894 14.254 196.069
	9.858.010	2.568.896	879.320	13.306.226	8.372.468	2.749.711	777.865	11.900.044

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 COMISION FISCALIZADORA

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INFORMACION ADICIONAL A LOS ESTADOS FINANCIEROS SEPARADOS

AL 30 DE ABRIL DE 2020

SEGUN ART.12 DEL CAPITULO III DEL TÍTULO IV DE LAS NORMAS DE LA COMISION NACIONAL DE VALORES

en miles de pesos

1. Cuestiones generales sobre la actividad de la Sociedad

• a) No existen regímenes jurídicos específicos y significativos que impliquen decaimientos o renacimientos contingentes de beneficios previstos por dichas disposiciones que no estén explicados en notas a los estados de situación financiera separados.

• b) Ver punto a) de la “Reseña Informativa”.

2. La clasificación de los saldos de créditos y deudas en las siguientes categorías

- Créditos Cuentas por cobrar comerciales De plazo vencido De 0 a 3 meses De plazo a vencer De 0 a 3 meses Otras cuentas por cobrar Sin plazo (expuesto en el activo corriente) De plazo a vencer De 0 a 3 meses De 3 a 6 meses De 6 a 9 meses De 9 a 12 meses De 1 a 2 años Más de 2 años - Deudas Cuentas por pagar comerciales Sin plazo (expuesto en el pasivo corriente) De plazo vencido De 0 a 3 meses De 3 a 6 meses De 6 a 9 meses De 9 a 12 meses De 1 a 2 años De plazo a vencer De 0 a 3 meses De 3 a 6 meses De 6 a 9 meses De 9 a 12 meses De 1 a 2 años Más de 2 años	614.802 901.400
	1.516.202
	1.126.069 1.018.629 38.388 42.283 32.823 68.999 385.616
	2.712.807
	298.889 35.001 2.813 597 1.743 120 2.985.631 9.415 9.415 9.415 37.659 1.153.575
	4.544.273

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 COMISION FISCALIZADORA

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Dr. Norberto Luis Feoli

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Deudas financieras

De plazo a vencer De 0 a 3 meses De 3 a 6 meses De 6 a 9 meses De 9 a 12 meses De 1 a 2 años Más de 2 años Pasivo por impuesto diferido Sin plazo (expuesto en el pasivo no corriente) Cargas fiscales De plazo a vencer De 0 a 3 meses De 1 a 2 años Más de 2 años Remuneraciones y deudas sociales De plazo a vencer De 0 a 3 meses De 6 a 9 meses Provisiones y otros cargos Sin plazo (expuesto en el pasivo no corriente)	1.521.788 (5.656) (5.656) (5.655) (22.621) 20.532.168
	22.014.368
	1.154.020
	1.154.020
	192.949 436.927 875.412
	1.505.288
	138.130 205.505
	343.635
	2.480
	2.480

3. Los créditos y deudas se clasifican de la siguiente manera:

• 3.1) Créditos

	Con cláusula de ajuste	Con cláusula de ajuste	Sin cláusula de ajuste	Sin cláusula de ajuste
	Devengan intereses	No devengan intereses	Devengan intereses	No devengan intereses
En moneda nacional	-	-	-	3.186.602
En moneda extranjera	-	-	531.399	511.008
Total	-	-	531.399	3.697.610

3.2) Deudas

3.2) Deudas
	Con cláusula de ajuste		Sin cláusula de ajuste
	Devengan intereses	No devengan intereses	Devengan intereses	No devengan intereses
En moneda nacional	-	-	800.000	5.388.660
En moneda extranjera	-	-	20.653.560	2.721.842
Total	-	-	21.453.560	8.110.502

4. La Sociedad tiene una participación del 95 % en el capital y en los votos de SEB, una participación directa del 48,6770 % en el capital y en los votos de Hychico y una participación del 95 % en el capital y en los votos de E G WIND S.A.. Asimismo tiene una participación del 37,5 % en el Consorcio Loma Negra, una participación del 18,75 % en el Consorcio La Yesera y una participación del 95% en la Unión Transitoria entre Capex y Petrominera Chubut Sociedad del Estado en el área Pampa del Castillo – La Guitarra. Con Hychico, SEB, E G WIND S.A., los consorcios y UTE existen los siguientes saldos:

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. (Socio) C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 COMISION FISCALIZADORA Dr. Norberto Luis Feoli

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Otras cuentas por cobrar
E G WIND
A vencer
De 1 a 2 años	76.784
Más de 2 años	454.615
Cuentas por cobrar comerciales
A vencer
De 0 a 3 meses
E G WIND	195
Consorcio Loma Negra	26.591
Consorcio La Yesera	8.781
UTE Pampa del Castillo	6.016
Cuentas por pagar comerciales
A vencer
De 0 a 3 meses
Hychico	17
SEB	16.081

5. No existen cuentas por cobrar comerciales o deudas financieras con Directores, miembros de la Comisión Fiscalizadora y sus respectivos parientes hasta el segundo grado inclusive.

6. Los inventarios físicos de petróleo, propano, butano y gasolina se realizan diariamente y los de almacenes en forma rotativa.

• Los repuestos y materiales con inmovilización significativa fueron provisionados.

7. No existen participaciones en otras sociedades en exceso de lo admitido por el Art. 31 de la Ley Nº 19.550.

8. Para determinar el valor recuperable de los inventarios se considera el valor neto de realización tomando los precios del mercado en el cual serán comercializados.

Para concluir sobre el valor recuperable de los bienes de propiedad, planta y equipo en su conjunto, se consideraron las NIIF (nota 3.6 a los estados financieros separados al 30 de abril de 2020).

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 COMISION FISCALIZADORA

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9. Los seguros contratados por la Sociedad cubren los siguientes riesgos:

Neuquén Responsabilidad Civil Incendio y derrame Edificio oficinas ADC – incendio y contenido Automotores Responsabilidad Civil toda la república Río Negro Todo riesgo operativo Area Río Negro Norte Responsabilidad Civil Area Río Negro Norte Responsabilidad Civil Area La Yesera Chubut Responsabilidad Civil Todo Riesgo Operativo CT ADC Responsabilidad Civil Todo riesgo operativo y rotura(1) BVO Responsabilidad Civil Buenos Aires Integral de comercio	Monto asegurado al 30/04/2020 Valor contable al 30/04/2020
	$ $
	1.558.385 1.625.712 195.526 213.248 Valor de reposición 333.200 958.611 548.221 124.950 124.950 4.228.851 - - 8.436.350 471.295 15.163.174 333.200 60.028

(1) El sublímite indemnizable por todo riesgo operativo y rotura asciende a US$ 50 millones y US$ 10 millones, respectivamente.

10. Contingencias positivas y negativas:

• a) No existen provisiones que individualmente superen el 2% del patrimonio.

• b) No existen situaciones contingentes no remotas cuyos efectos patrimoniales no hayan sido contabilizados.

11. No existen aportes irrevocables a cuenta de futuras suscripciones en el patrimonio de Capex S.A.

12. No existen dividendos acumulativos impagos de acciones preferidas por no existir las mismas.

13. 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 23 a) y Nota 21 b)), la Sociedad y sus subsidiarias SEB y E G WIND podrán declarar o pagar:

• a. Dividendos o distribuciones en acciones con derecho a voto;

• b. Dividendos o distribuciones cobrados por la Sociedad y/o sus Subsidiarias Restringidas (SEB y E G WIND);

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

(Socio)

C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 COMISION FISCALIZADORA Dr. Norberto Luis Feoli

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• c. 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 Neta Consolidada sobre EBITDA consolidado 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” y la “Reserva por Inversiones a Valor Razonable” no podrán ser distribuidos, capitalizados ni destinados a absorber pérdidas acumuladas, pero deberán ser computados 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.

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 $ 4.156.160. Al 30 de abril de 2019, siguiendo los lineamientos establecidos en la Res. 777/18, se encontraban 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 $ 4.029.684, ad referéndum de la Asamblea de Accionistas que considerara los estados financieros al 30 de abril de 2019.

La Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria del 21 de agosto de 2019 decidió afectar el saldo de $ 4.029.684 a la Reserva por Revaluación de Activos.

Ciudad Autónoma de Buenos Aires, 29 de julio de 2020.

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020

PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 29 de julio de 2020 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) C.P.C.E.C.A.B.A. Presidente T° 50 F° 212

112

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INFORME DE LOS AUDITORES INDEPENDIENTES SEPARADO

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 separados adjuntos de Capex S.A. (la “Sociedad”) que comprenden el estado separado de situación financiera al 30 de abril de 2020, los estados separados de resultados integrales, de cambios en el patrimonio y de flujos de efectivo 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 2019, 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 separados 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 separados 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 separados 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 se encuentran libres de incorrecciones significativas.

Price Waterhouse & Co. S.R.L., Bouchard 557, piso 8°, C1106ABG - Ciudad de Buenos Aires T: +(54.11) 4850.6000, F: +(54.11) 4850.6100, 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.

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Una auditoría conlleva la aplicación de procedimientos para obtener elementos de juicio sobre las cifras y otra información presentada en los estados financieros separados. Los procedimientos seleccionados dependen del juicio del auditor, incluyendo la valoración del riesgo de incorrecciones significativas en los estados financieros separados 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 separados, 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 separados 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 separados mencionados en el primer párrafo del presente informe presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación financiera separada de la Sociedad al 30 de abril de 2020, su resultado integral separado y los flujos de efectivo separados 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) tal como se menciona en nota 3.1, excepto por su falta de transcripción al libro Inventarios y Balances, los estados financieros separados de Capex S.A. 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 separados de la Sociedad surgen de registros contables llevados en sus aspectos formales de conformidad con normas legales, excepto por su falta de transcripción al Libro Inventario y Balances;

• c) hemos leído la información adicional a las notas a los estados financieros separados requerida por el artículo 12°, Capítulo III, Título IV de la normativa de la Comisión Nacional de Valores, sobre las cuales, en lo que es materia de nuestra competencia, no tenemos observaciones que formular;

• d) al 30 de abril de 2020 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 $ 21.082.653, no siendo exigible a dicha fecha;

2

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• 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 2020 representan:

• e.1) el 74 % sobre el total de honorarios por servicios facturados a la Sociedad por todo concepto en dicho ejercicio;

• e.2) el 47 % 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 37 % 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, 29 de julio de 2020.

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

3

INFORME DE LA COMISIÒN FISCALIZADORA SOBRE ESTADOS FINANCIEROS SEPARADOS

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 separados detallados en el párrafo siguiente.

Documentos examinados

a) Estado de situación financiera separado al 30 de abril de 2020.

b) Estado de resultados integrales separado por el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2020.

c) Estado de cambios en el patrimonio separado por el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2020.

d) Estado de flujos de efectivo separado por el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2020.

e) Notas 1 a 40 y Anexos A y C a H.

f) Inventario por el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2020. .

Los saldos y otra información correspondientes al ejercicio económico terminado el 30 de abril de 2019 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 separados 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 separados, 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 de la FACPCE 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 separados. Los procedimientos seleccionados dependen del juicio del auditor, incluyendo la valoración del riesgo de incorrecciones significativas en los estados financieros separados 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 separados, 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 separados 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.

Opinión

Basados en el trabajo realizado, con el alcance descripto en los puntos anteriores, informamos que:

• a) En nuestra opinión, los estados financieros separados examinados presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación financiera separada de Capex S.A. al 30 de abril de 2020, su resultado integral separado y los flujos de efectivo separados por el ejercicio finalizado en esa fecha, de conformidad con las Normas Internacionales de Información Financiera.

• b) 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, excepto por su falta de transcripción al Libro Inventario y Balances, 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 separados adjuntos surgen de registros contables llevados, en sus aspectos formales, de conformidad con las disposiciones legales vigentes, excepto por su falta de transcripción al libro Inventario y Balances.

• b) Hemos leído la información adicional a las notas a los estados financieros separados requerida por el artículo 12, Capítulo III de la normativa de Comisión Nacional de Valores, sobre la cual, en lo que es materia de nuestra competencia, no tenemos ninguna observación que formular

• c) Se ha dado cumplimiento a lo dispuesto por el artículo 294 de la Ley de Sociedades Comerciales y al artículo 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, 29 de julio de 2020

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