Capex S.A. — Annual Report 2021

Jul 13, 2021

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CAPEX S.A.

ESTADOS FINANCIEROS SEPARADOS Al 30 de abril de 2021 presentados en forma comparativa

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INDICE

	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
1.1	- Información general de la Sociedad
1.2	-Impacto del Coronavirus en las operaciones de la Sociedad y sus subsidiarias
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 e impuesto diferido
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	- CALIDAD 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
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 - COSTO DE INGRESOS

• 30 - GASTOS DE COMERCIALIZACION

• 31 - GASTOS DE ADMINISTRACION

• 32 - OTROS EGRESOS OPERATIVOS NETOS

• 33 - RESULTADOS FINANCIEROS

• 34 - RESULTADO POR ACCIÓN

• 35 - COMPROMISOS

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

• 37 - GARANTIAS Y BIENES DE DISPONIBILIDAD RESTRINGIDA

• 38 - ACTIVOS Y PASIVOS EN MONEDAS DISTINTAS DEL PESO

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

• 40 - PARQUE EOLICO DIADEMA II

• 41 - ADQUISICION DENEGOCIOS Y CONCESIONES

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

INFORME DE AUDITORIA EMITIDO POR 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. Marilina Manteiga

Sr. Pablo Menéndez

Directores Suplentes

Sr. Ernesto Grandolini Sr. Miguel Fernando Götz

Sr. Sebastián 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 2021 presentados en forma comparativa

Ejercicio económico Nº 33 iniciado el 1º de mayo de 2020

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: 74,8 %

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 12 de julio de 2021

PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 12 de julio de 2021

COMISION FISCALIZADORA

(Socio)

Dr. Norberto Luis Feoli

C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17

1

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Estados de Situación Financiera Separados

Al 30 de abril de 2021 y 2020 Expresado en miles de pesos

ACTIVO ACTIVO NO CORRIENTE Propiedad, planta y equipo Participación en sociedades Activos por derechos de uso Repuestos y materiales Otras cuentas por cobrar Inversiones financieras a valor razonable con cambios en otros resultados integrales Inversiones financieras a costo amortizado Total del activo no corriente ACTIVO CORRIENTE Repuestos y materiales Inventarios Otras cuentas por cobrar Cuentas por cobrar comerciales Inversiones financieras a costo amortizado Efectivo y equivalentes de efectivo Total del activo corriente Total del activo	Nota	30.04.2021 30.04.2020
	7 8 12 13 15 17 17 13 14 15 16 17 18	36.314.717 40.844.287 2.892.517 2.378.240 243.744 367.666 1.622.175 1.579.151 1.762.102 665.012 - 13.316.548 6.026.149 -
		48.861.404 59.150.904
		411.548 391.880 1.038.251 476.913 1.808.827 3.303.287 2.701.744 2.217.903 3.392.842 - 1.953.884 4.546.604
		11.307.096 10.936.587
		60.168.500 70.087.491

Las notas 1 a 42 que se acompañan forman parte integrante de los presentes estados financieros separados.

Véase nuestro informe de fecha 12 de julio de 2021

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

Véase nuestro informe de fecha 12 de julio de 2021 COMISION FISCALIZADORA 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

2

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Estados de Situación Financiera Separados

Al 30 de abril de 2021 y 2020 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	30.04.2021 30.04.2020
	19 19 19 19 20 20 20 20 21 22 23 9 25 27 22 23 24 25 26	179.802 179.802 5.948.665 5.948.665 79.686 79.686 2.636.377 2.636.377 601.428 511.597 - 123.493 13.095.931 11.389.133 3.055.033 4.175.751 (422.937) 1.796.629
		25.173.985 26.841.133
		1.606.210 1.742.539 23.787.482 30.001.397 1.026.005 1.688.102 1.539.928 1.919.691 15.586 3.628
		27.975.211 35.355.357
		4.517.344 4.904.831 1.274.941 2.201.254 499.575 502.670 509.122 282.246 218.322 -
		7.019.304 7.891.001
		34.994.515 43.246.358
		60.168.500 70.087.491

Las notas 1 a 42 que se acompañan forman parte integrante de los presentes estados financieros separados.

Véase nuestro informe de fecha 12 de julio de 2021

PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 12 de julio de 2021 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

3

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Estados de Resultados Integrales Separados

Correspondientes a los ejercicios iniciados el 1 de mayo de 2020 y 2019 y finalizados el 30 de abril de 2021 y 2020 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 financieros, neto Resultados de participación en sociedades Resultado antes de impuesto a las ganancias Impuesto a las ganancias Resultado neto del ejercicio Otros resultados integrales Conceptos que se reclasificarán posteriormente a resultados Otros resultados integrales por inversiones a valor razonable Conceptos que no se reclasificarán posteriormente a resultados Otros resultados integrales por revaluación de activos 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	30.04.2021 30.04.2020
	28 29 30 31 32 33 33 8 9 20 20 34 34	17.152.643 25.112.366 (10.049.148) (13.478.154)
		7.103.495 11.634.212 (2.840.615) (3.757.785) (1.049.595) (1.286.271) (2.916.842) (3.290.856)
		296.443 3.299.300
		5.618.024 8.443.285 (11.836.616) (15.396.287) 5.124.501 3.663.962
		(1.094.091) (3.289.040)
		480.937 (177.161)
		(316.711) (166.901) (317.405) 1.533.136
		(634.116) 1.366.235 (123.493) 123.493 (909.539) (4.116.073)
		(1.667.148) (2.626.345)
		(3,5267) 7,5986 (9,2721) (14,6069)

Las notas 1 a 42 que se acompañan forman parte integrante de los presentes estados financieros separados.

Véase nuestro informe de fecha 12 de julio de 2021

PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 12 de julio de 2021 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

4

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Estado de Cambios en el Patrimonio Separado

Correspondiente a los ejercicios iniciados el 1 de mayo de 2020 y 2019 y finalizados el 30 de abril de 2021 y 2020 Expresado en miles de pesos

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 Asamblea General Ordinaria del 28 de agosto de 2020(3) Resultado integral del ejercicio Desafectación de Reserva por revaluación de activos(2) Saldos al 30 de abril de 2021	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 5.948.665 79.686 2.636.377 141.387 4.355.142 - - - - 370.210 7.033.991 - - - - - - - - - - - -	2.827.590 - 13.298.829 29.467.478 5.894.628 - (13.298.829) - (4.116.073) 123.493 1.366.235 (2.626.345) (430.394) - 430.394 -
	179.802 5.948.665 79.686 2.636.377 511.597 11.389.133 - - - - 89.831 1.706.798 - - - - - - - - - - - -	4.175.751 123.493 1.796.629 26.841.133 - - (1.796.629) - (909.539) (123.493) (634.116) (1.667.148) (211.179) - 211.179 -
	179.802 5.948.665 79.686 2.636.377 601.428 13.095.931	3.055.033 - (422.937) 25.173.985

(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 42 que se acompañan forman parte integrante de los presentes estados financieros separados.

Véase nuestro informe de fecha 12 de julio de 2021

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(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

Véase nuestro informe de fecha 12 de julio de 2021 COMISION FISCALIZADORA 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

5

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Estados de Flujo de Efectivo Separados

Correspondiente a los ejercicios iniciados el 1 de mayo de 2020 y 2019 y finalizados el 30 de abril de 2021 y 2020 Expresado en miles de pesos

Nota / Anexo Flujo de efectivo de las actividades operativas: Resultado neto 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 9 Intereses sobre deudas financieras devengados y otros 23 Resultado recompra obligaciones negociables 23 y 32 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 33 Depreciación de propiedad, planta y equipo 7 Depreciación derechos de uso 12 Desvalorización de propiedad, planta y equipo 7 Resultado de participación en sociedades 8 Provisión para juicios y multas 27 Desvalorización de inventarios Cambios netos en activos y pasivos operativos: (Aumento) / Disminución de cuentas por cobrar comerciales Disminución / (Aumento) de otras cuentas por cobrar Aumento de inventarios Aumento de repuestos y materiales Disminución de cuentas por pagar comerciales (Disminución) / Aumento de remuneraciones y cargas sociales Disminución de cargas fiscales Aumento / (Disminución) 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 Aporte de capital en Subsidiarias 8 Flujo neto de efectivo utilizado en las actividades de inversión Flujo de efectivo de las actividades de financiación Intereses pagados 23 Recompra obligaciones negociables 23 Pagos de capital de leasing 12 Deudas financieras canceladas 23 Deudas financieras obtenidas 23 Flujo neto de efectivo utilizado en las actividades de financiación Disminución neta 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	30.04.2021 30.04.2020
	(634.116) 1.366.235 (1.934.434) (5.488.462) 317.405 (1.533.136) 3.291.707 2.300.281 (478.176) - 8.906.981 12.085.159 (2.726.750) (1.763.119) (5.939.296) (5.601.632) 139.358 27.507 4.536.009 5.271.517 123.922 89.027 2.466.786 2.652.498 (480.937) 177.161 13.105 - - 708.498 (483.841) 1.532.132 1.260.251 (1.789.509) (561.338) (1.164.083) (62.692) (121.256) (1.118.429) (2.124.433) (3.095) 68.643 (818.096) (430.519) 218.322 (370.253) - (538.271)
	6.032.646 5.353.985
	(3.122.365) (6.223.602) - (979.868) 3.001.540 (11.429.935) (862.879) 47.799 - (281)
	(983.704) (18.585.887)
	(2.397.238) (1.994.293) (4.478.083) - (152.777) (116.065) (1.109.540) (1.844.549) - 3.847.175
	(8.137.638) (107.732)
	(3.088.696) (13.339.634) 1.934.434 5.488.462 (1.438.458) (5.648.821) 4.546.604 18.046.597
	1.953.884 4.546.604

Véase nuestro informe de fecha 12 de julio de 2021

PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 12 de julio de 2021 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 Información complementaria Provisión por abandono de pozos Adquisiciones en Propiedad, planta y equipo no abonadas Consideración contingente Bella Vista Oeste	30.04.2021 30.04.2020
	14.880 (603.258) (622.912) (1.104.859) - (226.730)

Las notas 1 a 42 que se acompañan forman parte integrante de los presentes estados financieros separados.

Véase nuestro informe de fecha 12 de julio de 2021

PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 12 de julio de 2021 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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Correspondientes al ejercicio finalizado el 30 de abril de 2021 y 2020 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 que incluyó la expansión de su negocio de exploración y producción de hidrocarburos mediante la compra de participaciones y adquisición de concesiones en diferentes áreas hidrocarburíferas como Loma Negra, La Yesera y Puesto Zúñiga, ubicadas en la Provincia de Río Negro; Parva Negra Oeste ubicada en la Provincia del Neuquén; y Pampa del Castillo y Bella Vista Oeste, ambas ubicadas en la Provincia del Chubut.

El resumen de los negocios en los cuales participa la Sociedad es el siguiente:

Área / Negocio	Provincia	% Participación directa e indirecta	Operador	Año de vencimiento de concesión	Tipo de concesión / actividad	Marco Normativo
Agua del Cajón	Neuquén	100%	Capex	2052	Exploración y explotación O&G	Decreto 556/17 (última extensión del área)
Pampa del Castillo	Chubut	95%	Capex	2026(1)	Explotación O&G	Decreto 31//18 y 512/18
Loma Negra	Rio Negro	37,50%	Capex	2034(2)	Explotación O&G	Decreto 346/21 y Decreto 1484/17
La Yesera	Rio Negro	18,75%	Capex	2037(2)	Explotación O&G	Decreto 345/21 y Decreto 1485/17
Bella Vista Oeste	Chubut	100%	Capex	2045	Explotación O&G	Decreto 14/20
Parva Negra Oeste	Neuquén	90%	Capex	2027	Exploración O&G	Decreto 2499/19 (aprobación contrato exploración)
Puesto Zúñiga	Río Negro	90%	Capex	2030(2)	Exploración O&G	Concurso Público Nacional e Internacional N° 01/19
CT ADC	Neuquén	100%	Capex	-	Generación Energía	-
GLP	Neuquén	95%	SEB	-	Procesamiento y Separación de gases líquidos derivados del gas	-

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NOTA 1 - INFORMACIÓN GENERAL (Cont.)

Área / Negocio	Provincia	% Participación directa e indirecta	Operador	Año de vencimiento de concesión	Tipo de concesión / actividad	Marco Normativo
PED 1	Chubut	85,2046%	Hychico	-	Energía Eólica	-
PED 2	Chubut	99,25%	EG WIND	-	Energía Eólica	-
H&O	Chubut	85,2046%	Hychico	-	Energía renovable	-

(1) Con opción a extenderla por 20 años si se cumplen inversiones adicionales.

(2) Ver Nota 41

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, con una inversión aproximada de US$ 19,0 millones a realizarse dentro del primer período de exploración. 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.

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 febrero de 2034 y el de La Yesera el 4 de agosto de 2037 (ver Nota 41). 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 a Chevron Argentina S.R.L.

Con fecha 8 de febrero de 2021, la Sociedad acordó con San Jorge Energy S.A. los términos y condiciones para la adquisición de la participación del 18,75% que dicha sociedad posee en la Concesión de Explotación “La Yesera”, ubicada en la provincia de Río Negro. La efectiva adquisición del porcentaje de participación en la Concesión y de todos los derechos y obligaciones derivados de la misma, se encontraba sujeta al cumplimiento de determinadas condiciones, entre ellas, que en el plazo de 90 días contados (o el mayor acordado por las partes) desde la firma del acuerdo de cesión, la provincia de Río Negro aprobara la cesión del porcentaje de participación indicado. El plazo para el cumplimiento de la condición suspensiva fue extendido por las partes por un período de adicional de 90 días contados desde el 10 de mayo de 2021. Con fecha 14 de junio de 2021 la provincia de Río Negro aprobó la cesión. El decreto de aprobación estipulaba un plazo de 30 días para efectivizar la operación. Habiéndose cumplido todas las condiciones precedentes el 30 de junio de 2021, Capex y San Jorge Energy S.A. firmaron la escritura de cesión. El monto abonado fue de US$ 1,5 millones más impuestos. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros Capex posee el 37,5% de participación en la Concesión de Explotación La Yesera.

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NOTA 1 - INFORMACIÓN GENERAL (Cont.)

Puesto Zúñiga : en 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. Con fecha 16 de octubre de 2020 la Sociedad resultó adjudicataria de un permiso de exploración sobre el área (ver Nota 41).

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.

Capex y PMC 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).

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.

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 del Chubut. Como parte del proceso de producción de energía, el 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.

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NOTA 1 - INFORMACIÓN GENERAL (Cont.)

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 CT ADC.

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.

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

Ante la pandemia COVID-19, el Gobierno Nacional estableció mediante el DNU N° 297/20 y modificatorias, el ASPO y DISPO a nivel nacional, con vigencia desde el 20 de marzo y 21 de diciembre de 2020, respectivamente. El DNU estableció 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. Todos los negocios que forman parte del Grupo fueron declarados esenciales.

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, Capex 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 y de la rotura de uno de los transformadores de la Central Térmica ocurrida durante el mes de enero de 2020, cuya reparación fue concluida en el mes de julio de ese año.

La Gerencia continua constantemente monitoreando 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 incluyó la implementación de las siguientes medidas: i) un esquema de trabajo remoto para las posiciones que así lo permiten, 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.

El alcance final del brote del COVID-19 y su impacto en la economía del país es aún desconocido e imposible de predecir razonablemente. Sin embargo, y si bien ha producido efectos significativos en este ejercicio, 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 misma podrá seguir haciendo frente a sus compromisos financieros de los próximos doce meses.

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NOTA 1 - INFORMACIÓN GENERAL (Cont.)

Si bien los resultados operativos del segmento de petróleo y gas se vieron afectados en los primeros trimestres del ejercicio, como consecuencia principalmente de la baja de los precios de petróleo producto de la baja en la demanda en el mercado local e internacional y los precios de gas subastados por CAMMESA, a partir de ciertas medidas de recorte en la oferta implementadas por la OPEP y el mayor nivel de apertura en las medidas de aislamiento de distintos países, se evidenció un sendero de recuperación en las cotizaciones del crudo y sus derivados. Respecto del precio del gas, el Gobierno Nacional emitió con fecha 13 de noviembre de 2020 el Dec 892/2020 mediante el cual convocó a un Concurso Público Nacional para la implementación de un nuevo plan gas con precios sostén para la industria. La Sociedad participó de dicho concurso y ha sido adjudicada por el volumen ofrecido (ver Nota 2.c). Con las nuevas evidencias del precio de gas en el mercado local y siendo ésta una de las principales premisas utilizadas para la estimación del valor recuperable de los activos, la Sociedad actualizó al 30 de abril de 2021 la valuación del valor recuperable del segmento de petróleo y gas del rubro Propiedad, Planta y Equipo, el cual arrojó como resultado el reconocimiento de una desvalorización del yacimiento Agua del Cajón por $ 2.466.786 (ver Notas 3.6, 7 y 32).

En el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2021 se incluyeron en el rubro Otros egresos operativos netos los costos generados como consecuencia del COVID-19 y que no han formado parte de la operación productiva, manteniendo, por ejemplo, los servicios acordados entre la Sociedad y aquellos proveedores que no han podido realizar los trabajos (ver Nota 32).

Medidas del BCRA

Durante el año 2020, el BCRA emitió una serie de medidas cambiarias, con el objetivo de regular el Mercado único y libre de cambios (MULC), con el objetivo de proteger las reservas internacionales.

Las principales medidas fueron:

• Se dispuso la obligación de presentación de una DDJJ para poder acceder al MULC, dejando constancia que la totalidad de las tenencias en moneda extranjera en el país se encuentra depositadas en cuentas en entidades financieras locales, y que no se poseen activos externo líquidos disponibles por un monto superior a US$ 100.000.- Se define como activos externos líquidos, a los depósitos a la vista en entidades financieras del exterior, y otras inversiones que permitan obtener disponibilidad inmediata de fondos, (entre otros títulos públicos y privados del exterior, fondos comunes de inversión).

• En cuanto a las importaciones, las entidades financieras podrán dar acceso al MULC para el pago de las obligaciones que cuenten con registro de ingreso aduanero que consten en el SEPAIMPO (Seguimiento de Pagos de Importaciones) siempre que se cumplan con ciertos requisitos formales de la operación, como ser factura, registro aduanero, etc. En caso de pago anticipado de importaciones, se deberá cumplimentar con la demostración del registro aduanero en un plazo determinado según el tipo de bien que se importe.

• En lo que requiere a la cancelación de deuda financiera, el BCRA estableció nuevas regulaciones respecto de deudas financieras contraídas en el exterior. La normativa establece que aquellos que tengan programados pagos por vencimientos de capital, durante el período del 15 de octubre de 2020 al 31 de marzo de 2021, por las siguientes operaciones:

• a) Endeudamientos financieros con el exterior del sector privado no financiero con un acreedor que no sea una contraparte vinculada del deudor, o

• b) Endeudamientos financieros con el exterior por operaciones propias de las entidades, o

• c) Emisiones de títulos de deuda con registro público en el país denominados en moneda extranjera de clientes del sector privado o de las propias entidades, denominadas en moneda extranjera,

deberán presentar ante el BCRA un plan de refinanciación en base a los siguientes criterios:

i) el monto neto por el cual se accederá al Mercado de Cambios en el plazo original no superará el 40% del monto de capital que vencía en ese período; y

ii) el resto del capital haya sido, como mínimo, refinanciado con un nuevo endeudamiento financiero cuya vida promedio sea de 2 años. Adicionalmente, a esta refinanciación otorgada, se computarán nuevos endeudamientos o nuevas emisiones que las entidades pudieran recibir.

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NOTA 1 - INFORMACIÓN GENERAL (Cont.)

Con fecha 25 de febrero de 2021, a través de la Comunicación “A” 7230 el BCRA estableció el mismo esquema explicado anteriormente para los vencimientos de capital programados entre el 1 de abril de 2021 y el 31 de diciembre de 2021, quedando exceptuados los endeudamientos originados a partir del 1 de enero de 2020 (nuevos y refinanciados según Com. 7106.

Lo indicado precedentemente no será de aplicación cuando:

i) se trate de endeudamientos con organismos internacionales o sus agencias asociadas o garantizados por los mismos;

ii) se trate de endeudamientos otorgados al deudor por agencias oficiales de créditos o garantizados por los mismos;

iii) el monto por el cual se accedería al mercado de cambios para la cancelación del capital de estos tipos de endeudamiento no superará el equivalente a US$ 2.000.000 por mes calendario.

Asimismo, con la Comunicación BCRA “A” 7196, entre otras modificaciones, se admitió que fondos originados en el cobro de exportaciones de bienes y servicios sean acumulados en cuentas del exterior y/o el país destinadas a garantizar la cancelación de los vencimientos de la deuda concertada a partir de enero de 2021.

Esta normativa no tiene efecto para la Sociedad ya que la misma no posee vencimientos de capital de su deuda financiera con el exterior durante el período antes mencionado.

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 a 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.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 12 de julio de 2021 12 de julio de 2021 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISION FISCALIZADORA (Socio) Dr. Norberto Luis Feoli C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17

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

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.

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.

En función del contexto económico que atraviesa el país mencionado en Nota 1.2, 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. El artículo 1º de esta norma (que se contradice con lo que expresamente determina la Ley 17.319 respecto de que el precio base de cálculo para el pago de regalías debe ser el efectivamente percibido) quedó sin efecto cuando la cotización del Brent superó dicho valor durante diez días consecutivos, hecho que ocurrió a fines de agosto de 2020. 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 fijó 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.

Véase nuestro informe de	fecha	Véase nuestro informe de fecha
12de julio de2021		12 de julio de 2021
PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.		COMISION FISCALIZADORA
	(Socio)
C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº	17	Dr. Norberto Luis Feoli

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

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 pasó a ser 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, 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 se definen las siguientes variables:

• 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”.

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 $ 5.419 millones y $ 7.686 millones al 30 de abril de 2021 y 2020, respectivamente.

b) Sector eléctrico

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

b.1.1) Resoluciones 31/2020 y 440/2021 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 actualizarían en forma mensual en función de un factor que surgirá de la suma del 60% de la variación del Índice de Precios al consumidor (IPC) y el 40% de la variación del Índice de Precios Internos al por Mayor (IPIM) del mes anterior. Ésta hubiese comenzado a aplicar a partir de la transacción correspondiente al segundo mes de vigencia de la resolución. Mediante la Nota Administrativa NO-2020-24910606APN-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.

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Con fecha 19 de mayo de 2021, la Secretaría de Energía mediante la Res 440/2021 eliminó la actualización de los valores remunerativos con el IPC y el IPIM y estableció un incremento de los valores remunerados por la potencia y energía de un 29% aproximadamente. Dicho incremento es retroactivo para las entregas de energía desde febrero 2021. El monto correspondiente al período febrero 2021 a abril 2021 asciende a $ 232.670, y en cumplimiento de las normas contables aplicables dicho efecto fue registrado en el ejercicio iniciado el 1 de mayo de 2021.

Adicionalmente, con fecha 21 de mayo de 2021 y mediante la Nota B – 156035-1, CAMMESA solicitó a los Agentes Generadores el desistimiento por nota a cualquier reclamo administrativo o proceso judicial en curso planteados contra el Estado Nacional, la Secretaría de Energía y/o CAMMESA relacionados al Artículo 2° de la Res 31/2020, así como la renuncia de presentar cualquier reclamo administrativo y/o judicial ante el Estado Nacional, la Secretaría de Energía y CAMMESA a futuro en relación con el tema en cuestión. En virtud de ello, con fecha 10 de junio de 2021 la Sociedad presentó la Nota correspondiente.

Los valores fijados mediante la Res 31/2020 y los ajustados a partir de la Res 440/2021 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	Res 31/2020	Res 440/2021
	[$/MW-mes]	[$/MW-mes]
CCgrande P > 150 MW	100.650	129.839

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

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

Período	Res 31/2020	Res 440/2021
	[$/MW-mes]	[$/MW-mes]
Dic – Ene – Feb – Jun – Jul - Ago	360.000	464.400
Mar – Abr – May – Sep – Oct - Nov	270.000	348.300

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:

generadora, es	el siguiente:
	Tecnología/Escala	Res 31/2020	Res 440/2021
		Gas Natural [$/MWh]	Gas Natural [$/MWh]
	CCgrande P > 150 MW	240	310

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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 (valor actualizado a 108 $/MWh en la Res 440/2021) 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:

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	Segundas 25 horas de mayor requerimiento térmico de cada mes en cada período

Los GHT recibirán 37.500 $/MW (valor actualizado a 48.375 $/MWh en la Res 440/2021) 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).

Resolución 31/2020: 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 Resolución 440/2021: o Verano / Invierno: ▪ Primeras 25 hs del mes: 48.375 $/MW x 1,2 ▪ Segundas 25 hs del mes: 48.375 $/MW x 0,6 o Otoño / Primavera: ▪ Primeras 25 hs del mes: 48.375 $/MW x 0,2 ▪ Segundas 25 hs del mes: 48.375 $/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.

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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 y SE Nº 148/20, 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 31 de diciembre 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.

• 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.

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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)

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.

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.

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iii) 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) 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.

El Decreto Nacional 1020/20 determinó el inicio de la renegociación de la revisión tarifaria integral vigente correspondiente a las prestadoras de los servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica y gas natural bajo jurisdicción federal, en el marco de la Ley 27.541.

El plazo de suspensión de la actualización de las tarifas establecidos por la Ley 27.541 fue extendido por un nuevo período de 90 días corridos o hasta tanto entren en vigencia los nuevos cuadros tarifarios transitorios resultantes del Régimen Tarifario de Transición (aquel establecido en un Acuerdo Transitorio de Renegociación hasta tanto se concrete un Acuerdo Definitivo de Renegociación) para los servicios públicos de transporte y distribución de gas natural y energía eléctrica que estén bajo jurisdicción federal, lo que ocurra primero, con los alcances que en cada caso corresponda.

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:

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• 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.

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.

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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.

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 40).

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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.

La resolución fue modificada por la Res 551/2021 de la Secretaría de Energía que actualizó las condiciones para el mantenimiento de la prioridad de despacho otorgada, las formas para demostrar el avance de la construcción del proyecto y los valores establecidos para establecer la prioridad de despacho fijados en US$ 500 por MW de potencia de manera trimestral hasta obtener la habilitación comercial. Se podrá prorrogar la prioridad de despacho por un plazo de 180 días demostrando el avance de un 60% del proyecto, abonando la suma de US$ 500 por MW de potencia de manera trimestral. En caso de no demostrar el avance se abonaría US$ 500 por MW por cada treinta días de prórroga solicitados o por prórrogas de 360 días, abonando la suma de US$ 1.500 por MW por cada treinta días.

Véase nuestro informe de fecha 12 de julio de 2021

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c) Sector gas natural

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

Ver punto a) Sector petrolero

• Programa Gas Plus

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 Secretaría 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.

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

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

Definiciones:

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.

5. Precio Mínimo:

6. 2018: 7,50 US$/MMbtu.

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

8. 2020: 6,50 US$/MMbtu.

9. 2021: 6,00 US$/MMbtu.

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

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

12. 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: o Se abonará el 88% a la empresa y el 12% a la Provincia correspondiente. o Orden de pago en pesos, con tipo de cambio del último día hábil del mes al que corresponden los volúmenes.

• Pago provisorio Inicial:

  • La Secretaría de Recursos Hidrocarburíferos emitirá una orden de pago antes del último día hábil del mes siguiente al de la inclusión de la empresa.

  • Dentro de los 20 días del mes posterior al que se emita la orden de pago se deberá presentar una declaración jurada, certificada por auditores independientes de la Producción Incluida.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 12 de julio de 2021 12 de julio de 2021 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISION FISCALIZADORA

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• Control de los volúmenes de Producción:

• Volúmenes correspondientes a los puntos de ingreso al Sistema de Transporte de Gas Natural: la Secretaría de Recursos Hidrocarburíferos enviará al ENARGAS los volúmenes de producción incluida presentados por las empresas y éste verificará los volúmenes de inyección.

• Puntos previos a los puntos de ingreso al Sistema de Transporte de Gas Natural: la Secretaría de Recursos Hidrocarburíferos verificará los resultados de las mediciones de los volúmenes pertenecientes a cada Punto de Medición de Gas instalado conforme Resolución 318/2010.

Con fecha 31 de enero de 2018, la Sociedad presentó ante la SubsecretarÍa de Exploración y Producción dependiente del Ministerio de Energía y Minería una solicitud de adhesión para la Concesión Agua del Cajón al Programa antes mencionado. Dicha presentación incluye la aprobación, de parte de la Autoridad de Aplicación Provincial (Ministerio Energía y de Recursos Naturales del Neuquén – Resolución 12 del 29 de enero de 2018), de un plan de inversión por millones de US$ 101,5 hasta el año 2021, el cual posibilitaría el desarrollo de la producción de gas natural proveniente de reservorios no convencionales. Con fecha 6 de junio de 2018 la SE notificó a Capex que la Concesión Agua del Cajón se incluyó en el Programa. El plan de inversión se encuentra cumplido con una inversión total de millones de US$ 127,5.

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 2021 y las pólizas de caución, a fin de solicitar el pago del programa de estímulo. El Ministerio de Energía autorizó el total de las compensaciones económicas definitivas solicitadas por el período enero 2018 – marzo 2021 por un monto aproximado de $ 2.954,9 millones (expresado en moneda histórica). 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 $ 1.396,2 millones correspondiente a la producción de los meses abril 2020 – marzo 2021 (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:

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• CAMMESA deberá realizar adquisiciones de gas natural bajo cantidades firmes e interrumpibles a través del Mercado Electrónico de Gas (MEG) en función de las necesidades del sistema y considerando las Cantidades Máximas Diarias de los contratos firmes vigentes para el período.

• Las adquisiciones deberán ser abiertas a productores y comercializadores de gas natural, para cada una de las cuencas productivas y hasta las cantidades requeridas.

• El plazo de los acuerdos a suscribir es el correspondiente a entregas entre el 01/09/2018 y el 31/12/2018.

• El valor máximo a aceptar deberá ser de hasta el precio establecido en la Res MEN 46/2018.

• Los volúmenes a adquirir en cada cuenca serán los requeridos para cubrir las necesidades de abastecimiento.

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

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$/MMbtu para los meses de enero, febrero, marzo, abril, mayo, septiembre, octubre, noviembre y diciembre y de 4,95 US$/MMbtu para los meses de junio, julio y agosto.

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.

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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.

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.

Decreto 892/2020 – Plan de Promoción de la producción de Gas Natural Argentino – Esquema de Oferta y Demanda 2020-2024 – Resolución N° 317/2020 de la Secretaría de Energía Concurso Público Nacional. Convocatoria – Resolución N° 391/2020 de la Secretaría de Energía - Adjudicación del Concurso Público.

Con fecha 13 de noviembre de 2020 se publicó el Decreto 892/2020 que aprobó el Plan de Promoción de la producción del gas natural argentino – Esquema de oferta y demanda 2020-2024 (el “Plan Gas 2020-2024”), basado en un sistema competitivo en el punto de ingreso al sistema de transporte, e instruyó a la Secretaría de Energía la instrumentación de dicho plan.

El Plan Gas 2020-2024 se asienta en la participación voluntaria por parte de las empresas productoras de gas, así como también de CAMMESA y de empresas prestadoras de servicio público de distribución y subdistribución de gas que hagan adquisiciones en forma directa de las empresas productoras.

El Plan establece las siguientes pautas, criterios y condiciones principales:

• a. Volumen: base total de 70 MM m[3] /día para los 365 días de cada año calendario de duración del esquema. La apertura del volumen por cuenca es la siguiente: Cuenca Austral 20 MM m[3] /día, Cuenca Neuquina 47,2 MM m[3] /día y Cuenca Noroeste 2,8 MM m[3] /día.

• b. Plazo: 4 años iniciando en enero de 2021. Para los proyectos costa afuera el plazo será de hasta 8 años.

• c. Exportaciones: las empresas productoras adjudicadas pueden contar con condiciones preferenciales de exportación por hasta un volumen total de 11 MM m[3] /día, a ser comprometidos exclusivamente durante el período no invernal.

• d. Procedimiento de oferta y demanda: los contratos particulares son negociados mediante un mecanismo de subasta, licitación y/o procedimiento similar que garantice los más altos estándares de concurrencia, igualdad, competencia y transparencia.

• e. Los productores deben comprometerse a lograr una curva de producción por cuenca que garantice el sostenimiento y/o aumento de los niveles actuales.

• f. Valor agregado nacional y planes de inversión: las empresas productoras intervinientes cumplirán con el principio de utilización plena y sucesiva, local, regional y nacional tanto en materia de empleo, provisión de bienes y servicios.

• g. En caso de incumplimiento por parte de los productores, en función del tipo de incumplimiento, estos percibirán un precio menor, serán pasibles de penalidades y hasta podrán ser excluidos del Plan Gas 2020-2024.

• h. Los productores oferentes podrán renunciar –total o parcialmente- o no a los volúmenes comprometidos bajo las Resoluciones Nros. 46 /17, 419 /17 y 447/17.

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Por su parte, la Secretaría de Energía instrumentó el Plan Gas 2020-2024 mediante Resolución N° 317/2020 publicada en el Boletín Oficial de la Nación el 24 de noviembre de 2020.

El día 15 de diciembre de 2020 se dictó la Resolución de la Secretaría de Energía N° 391/2020 que adjudicó los volúmenes de gas natural en función del Concurso Público Nacional, aprobándose los precios del gas natural en el punto de Ingreso al Sistema de Transporte ofrecidos y correspondientes a los volúmenes adjudicados.

La Sociedad se presentó al Concurso Público Nacional mencionado y obtuvo la aprobación de un volumen para el período base de 0,81 MM m[3] /día, con un precio por el volumen total ofertado de US$ 2,40/MMBTU. La Sociedad celebró el contrato correspondiente con CAMMESA conforme lo previsto en la Resolución SEN N° 317/2020. Cabe destacar que la Sociedad no renunció a los beneficios que tenía otorgados por la Resolución Nro. 46/2017.

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.

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• 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.

• 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 establecidos por la Resolución 249/2021, de la SEN, vigentes al 30 de abril de 2021 quedaron establecidos en $/tn 12.626,60 para el butano y $/tn 12.626,60 para el propano.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 12 de julio de 2021 12 de julio de 2021 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISION FISCALIZADORA

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• 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.

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

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

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.

En el mes de agosto de 2020 se firmó el Décimo Séptimo 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 2020). A través de este acuerdo las Empresas Productoras se comprometen a abastecer a las Distribuidoras y Subdistribuidoras de Gas Propano Indiluido por Redes, a unos precios salida de planta (el "Precio Acordado") iguales a: i) para el primer semestre de 2020, los precios que resulten de aplicar el esquema establecido bajo el Artículo 2° del Décimo Sexto Acuerdo de Prórroga para el último período allí establecido; y ii) para el segundo semestre de 2020, dentro de la zona abarcada por el beneficio establecido por el Artículo 75 de la Ley Nº 25.565 (Provincias de TIERRA DEL FUEGO, ANTÁRTIDA E ISLAS DEL ATLÁNTICO SUR, SANTA CRUZ, CHUBUT, NEUQUÉN, RÍO NEGRO, LA PAMPA, en el Partido de Patagones de la Provincia de BUENOS AIRES y en el Departamento Malargüe de la Provincia de MENDOZA), a un precio salida de planta para usuarios R de $/TM 4.984 y para usuarios SGP de $/TM 9.968, y para usuarios R y SGP del “Resto País” a un precio establecido en $/TM 8.937.

Las Empresas Productoras recibirán una compensación económica por los menores ingresos derivados del cumplimiento de las condiciones de abastecimiento. Para el cálculo de dichos menores ingresos se considerará la diferencia entre: i) los ingresos netos obtenidos por la venta de gas propano a las Distribuidoras y/o Subdistribuidoras de Gas Propano Indiluido por Redes a los Precios Acordados; y ii) los ingresos netos que se hubieran obtenido por dichas ventas de haberse realizado al precio “GLP-Paridad de Exportación.

A la fecha de los presentes estados financieros, se encuentra en negociación el Décimo Octavo Acuerdo de Prórroga del Acuerdo de Abastecimiento de Gas Propano para Redes de Distribución de Gas Propano Indiluido.

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• 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. Mediante el Dec 37/19 del Poder Ejecutivo publicado en el BO el 14 de diciembre de 2019 se eliminó el tope de $4/US$ del valor imponible o precio FOB, la alícuota de derechos de exportación aplicable a hidrocarburos pasó a ser del 12% sin tope. 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, la Aduana se encontraba liquidando los derechos de exportación de hidrocarburos a una alícuota del 12% hasta el mes de mayo de 2020. La Sociedad ha interpuesto las impugnaciones correspondientes y solicitado la repetición del derecho de exportación abonado en exceso.

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.

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.

Los presentes estados financieros han sido aprobados para su emisión por el Directorio de la Sociedad con fecha 12 de julio de 2021. Dicho Directorio se celebró a distancia durante la emergencia sanitaria en concordancia con la Res Gen N° 830/2020 emitida por la CNV.

En función del 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.

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

Reexpresión de estados financieros

Los estados financieros han sido expresados en términos de la unidad de medida corriente al 30 de abril de 2021 de acuerdo con NIC 29 “Información financiera en economías hiperinflacionarias”.

Información comparativa

Los saldos al 30 de abril de 2020 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 2021 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.

Depósito de documentación contable y societaria

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 de 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.

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 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. Su aplicación no tuvo impacto significativo para la Sociedad.

- 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. Su aplicación no tuvo impacto significativo para la Sociedad.

- 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. Su aplicación no tuvo impacto significativo para la Sociedad.

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

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 2020 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 2020:

- 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.

- NIC 1 - Presentación de estados financieros

Modificada en enero y julio de 2020. Incorpora modificaciones relativas a la clasificación de pasivos como corrientes o no corrientes. Las modificaciones son aplicables a los ejercicios anuales que se inicien a partir del 1 de enero de 2023, permitiendo la adopción anticipada, 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 mayo de 2020. Incorpora referencias a las definiciones de activos y pasivos del nuevo Marco Conceptual y aclaraciones relacionadas con activos y pasivos contingentes en los que se incurra por separado de los asumidos en una combinación de negocios. Aplica a las combinaciones de negocios a partir del 1 de enero de 2022 y admite adopción anticipada. La aplicación de la misma no impactará significativamente en los resultados de las operaciones o en la situación financiera de la Sociedad.

- NIC 16 - Propiedades, planta y equipos

Modificada en mayo de 2020. Incorpora modificaciones respecto del reconocimiento de inventarios, ventas y costos de elementos producidos mientras se lleva un elemento de propiedades, planta y equipo al lugar y condiciones necesarias para que pueda operar en la forma prevista. Las modificaciones son aplicables a los ejercicios anuales que se inicien a partir del 1 de enero de 2022, permitiendo la adopción anticipada. La Sociedad se encuentra analizando el impacto de la aplicación de la modificación; 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.

- NIC 37 - Provisiones, pasivos contingentes y activos contingentes

Modificada en mayo de 2020. Clarifica el alcance del concepto de costo de cumplimiento de un contrato oneroso. Las modificaciones son aplicables a los ejercicios anuales que se inicien a partir del 1 de enero de 2022, permitiendo la adopción anticipada. La Sociedad estima que la aplicación de las mismas no impactará significativamente en los resultados de las operaciones o en la situación financiera de la Sociedad.

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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).

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

• a. 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.

• b. 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.

• c. 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).

• d. 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”.

• e. Las cifras comparativas se han ajustado por inflación siguiendo el mismo procedimiento explicado en los puntos precedentes.

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En la aplicación inicial del ajuste por inflación, las cuentas del patrimonio fueron reexpresadas de la siguiente manera:

• a. 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 las cuentas “Ajuste de capital” y “Ajuste Prima de emisión”, respectivamente.

• b. Los otros resultados integrales fueron reexpresados desde cada fecha de imputación contable.

• c. Las reservas por revaluación se encuentran expresadas en términos reales.

• d. 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 2021, el índice de precios ascendió a 453,6503, con una inflación anual del 46,3%.

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) y posteriormente el PED II (propiedad de E G WIND) 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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Las subsidiarias de la Sociedad al 30 de abril de 2021 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

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 2021 y 2020. 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

Es una subsidiaria directa en la cual la Sociedad posee una participación del 48,6770 del capital y de los votos al 30 de abril de 2021 y 2020 y adicionalmente posee el 38,4501 de manera indirecta al 30 de abril de 2021 y 2020. 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

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 2021 y 2020 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 40)

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 2021 y 2020, 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 41).

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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 controlante 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 controlante 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 42 se expone la situación financiera resumida de las operaciones conjuntas.

Recuperabilidad de las participaciones

En 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 2021 y 2020, 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.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 12 de julio de 2021 12 de julio de 2021 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISION FISCALIZADORA (Socio) Dr. Norberto Luis Feoli C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17

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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.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 12 de julio de 2021 12 de julio de 2021 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISION FISCALIZADORA (Socio) Dr. Norberto Luis Feoli C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17

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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 por 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), el PED I (propiedad de Hychico) y el PED II (propiedad de EG WIND), 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.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 12 de julio de 2021 12 de julio de 2021 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISION FISCALIZADORA (Socio) Dr. Norberto Luis Feoli C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17

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

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

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

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 (Nota 4.5).

Para la determinación del valor razonable de la CT ADC, la Planta de GLP, el PED I y PED II 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 2021 la Sociedad y expertos independientes efectuaron una actualización de los valores razonables de los Edificios y Terrenos, la CT ADC, la Planta de GLP, el PED I y PED II. Las diferencias que han surgido respecto de la revaluación practicada al 30 de abril de 2020 fueron registradas en los presentes estados financieros.

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 0,3671 y 0,3385 al 30 de abril de 2021 y 2020, 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.

En el caso del PED II, al valor determinado en base al método de costo de reposición depreciado, también fue necesario aplicar un coeficiente de depreciación por obsolescencia económica del 0,0937 al 30 de abril de 2021, basado en que han existido factores externos 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 (Nota 4.5).

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 2021.

Al 30 de abril de 2021 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).

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 12 de julio de 2021 12 de julio de 2021 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISION FISCALIZADORA (Socio) Dr. Norberto Luis Feoli C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17

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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.

Al 30 de abril de 2021, 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 2020.

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 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.

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.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 12 de julio de 2021 12 de julio de 2021 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISION FISCALIZADORA (Socio) Dr. Norberto Luis Feoli

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

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

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

- Administración central y administración planta

Edificios: 50 años. 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 2020. CT ADC ciclo combinado: GWh remanentes a producir a partir del 1 de mayo de 2020. Gasoducto: 20 años.

General: GWh remanentes a producir a partir del 1 de mayo de 2020.

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 2021 y 2020, 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 2021 y 2020, 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 2021 y 30 de abril de 2020 la Sociedad ha registrado desvalorizaciones por de $ 2.466.786 y $ 2.652.498, respectivamente en la UGE Agua del Cajón con un valor acumulado al 30 de abril de 2021 de $ 5.119.284 (Ver Notas 7 y 32). En Nota 5 v) 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.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 12 de julio de 2021 12 de julio de 2021 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISION FISCALIZADORA (Socio) Dr. Norberto Luis Feoli C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17

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

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.

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 de indicadores de riesgo crediticio comunes y les asigna una tasa de incobrabilidad esperada en función de un coeficiente de incobrabilidad histórico ajustado a las condiciones económicas futuras esperadas.

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

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.

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 que son aquellos que tienen una rotación mayor a un año (los corrientes y los no corrientes 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 $ 708.498 en los inventarios de crudo, como consecuencia de la caída en el precio del petróleo a esa fecha (ver Nota 32).

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.

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

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.

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.

Ganancias reservadas

- 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.

Resultados acumulados

- Reserva por inversiones a valor razonable

La Reserva por inversiones a valor razonable surge de la aplicación de la NIIF 9 (ver Nota 20).

- 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.

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.

3.14 - Impuestos a las ganancias e impuesto 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).

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 12 de julio de 2021 12 de julio de 2021 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISION FISCALIZADORA

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

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 o el consumo total de las reservas esperado, el que ocurra primero 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 arrendataria (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.

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.

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

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 para 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 sufrieron 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.

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 provenientes de prestación de servicios se reconocen una vez que la prestación se haya efectuado.

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

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 y el Plan de Promoción de Gas Natural Argentino mediante el Decreto 892/2020 (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 “Ingresos” del Estado de Resultados Integrales (Nota 28).

El mencionado incentivo es reconocido en el resultado del ejercicio 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.

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.

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 36).

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.

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NOTA 4 - ADMINISTRACION DE RIESGOS FINANCIEROS (Cont.)

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 89,8% de sus pasivos financieros y el 75,0% 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 88,5% del capital de la deuda en dólares se producirá 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 2021 y 2020, 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 77% y 79% de los ingresos de la Sociedad durante los ejercicios económicos finalizados 30 de abril de 2021 y 2020, 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. A partir de febrero 2020 y con la sanción de la Res 31/2020 y la Res 440/2021 los precios de la energía se fijan en pesos. Los ingresos por energía eléctrica representaron aproximadamente un 21% y 20% de los ingresos de la Sociedad durante los ejercicios económicos finalizados 30 de abril de 2021 y 2020. 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 2021 y 2020. 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.

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 30/04/2021	al 30/04/2020
Posición neta Activo / (Pasivo) en US$	(152.690)	(168.888)
Dólar estadounidense – tipo de cambio	93,36 (comprador) y 93,56 (vendedor)	66,64 (comprador) y 66,84 (vendedor)
Posición neta Activo / (Pasivo) en $	(14.312.600)	(16.565.721)

La sensibilidad del resultado integral y del patrimonio al 30 de abril de 2021 y 2020, 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 $ 1.001.882 y $ 1.159.600, respectivamente.

Véase nuestro informe de fecha 12 de julio de 2021 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 12 de julio de 2021 COMISION FISCALIZADORA

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NOTA 4 - ADMINISTRACION DE RIESGOS FINANCIEROS (Cont.)

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 79,5% de sus pasivos financieros a una tasa fija nominal anual del 6,875% con vencimiento en mayo de 2024.

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 Argentina 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.

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, incluso generando diversos planes de estímulo a la producción (ver Nota 2).

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.

Respecto de la generación de energía eléctrica, la remuneración que reciben los generadores no está relacionada con la demanda de la misma. La remuneración es fijada por la Autoridad de Aplicación que depende del Gobierno Nacional, la cual se encuentra fijada en pesos desde febrero de 2020, y con actualizaciones periódicas que intentan recuperar la pérdida de valor por la inflación. Para más información sobre precios, ver Nota 2.

Al 30 de abril de 2021 y 2020, la Sociedad no posee productos derivados o coberturas sobre los precios de hidrocarburos.

Al 30 de abril de 2021 y 2020, 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 $ 1.004.489 y $ 1.593.209, 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.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 12 de julio de 2021 12 de julio de 2021 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISION FISCALIZADORA

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NOTA 4 - ADMINISTRACION DE RIESGOS FINANCIEROS (Cont.)

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 y GLP; de todos modos, la Sociedad no ha tenido que registrar provisiones por incobrabilidad en los últimos años.

Particularmente, y respecto de los créditos relacionados con la venta de energía y el gas utilizado para la generación, si bien el plazo previsto de pago de las liquidaciones de CAMMESA es de 45 días, existen ciertas demoras extendiendo el mismo aproximadamente a 80 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 existen ciertos retrasos para su cobro, el Gobierno Nacional en el último año ha procurado agilizar los mismos.

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

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 79,7 % 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).

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 y/o extensión de las nuevas áreas hidrocarburíferas (Loma Negra, La Yesera, Pampa del Castillo, Bella Vista Oeste Bloque I, Parva Negra Oeste y Puesto Zúñiga), 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 adecuándose a la coyuntura 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 2021 y 2020.

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NOTA 4 - ADMINISTRACION DE RIESGOS FINANCIEROS (Cont.)

Al 30 de abril de 2021	Sin plazo	Menos 3 meses	Entre 3 meses y unaño	Entre 1 y 2 años	Entre 2 y 5 años	Más de 5 años
Deudasfinancieras	-	1.144.537	1.111.160	1.640.391	26.320.819	-
Cuentas por pagar comerciales	418.373	4.051.143	139.775	137.885	147.945	211.134
Al 30 de abril de 2020	Sin plazo	Menos 3 meses	Entre 3 meses y unaño	Entre 1 y 2 años	Entre 2 y 5 años	Más de 5 años
Deudasfinancieras	-	1.894.502	1.570.376	2.832.330	34.373.551	-
Cuentas por pagar comerciales	437.215	4.422.431	30.090	40.120	160.480	107.915

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 2021: 1,545 y

b) Al 30 de abril de 2020: 0,972.

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).

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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 2021 y 2020.

2020.
		30.04.2021				30.04.2020
	Nivel 1	Nivel 2	Nivel 3	Total	Nivel 1	Nivel 2	Nivel 3	Total
Activos
Activos financieros a valor razonable con cambios en resultados
Fondos comunes de inversión	1.704.246		-	1.704.246	1.788.027		-	1.788.027
Activos financieros a valor razonable con cambios en otros resultados integrales
Títulos públicos	-		-	-	13.316.548		-	13.316.548
Propiedad Planta y equipo en sociedades controladas	-		530.797	530.797	-		541.066	541.066
Propiedad Planta y equipo	-	1.696.222	10.064.208	11.760.431	-	1.412.256	12.400.824	13.813.080

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 (Nota 18).

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 del 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 (Nota 7).

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 (Nota 7).

No existieron transferencias entre el nivel 1, 2 y 3 en los ejercicios finalizados el 30 de abril de 2021 y 2020.

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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) provisión por abandono de pozo,

• (iii) provisiones por litigios y otras contingencias,

• (iv) impuesto a las ganancias e impuesto diferido,

• (v) el test de desvalorización del valor de Propiedad, planta y equipo,

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

• (vii) 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.

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 2020, 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 39.

(ii) Provisión por abandono de pozo

Las obligaciones relacionadas con el abandono de pozos en las áreas de hidrocarburos una vez finalizadas las operaciones implican que la Gerencia realice estimaciones respecto de la cantidad de pozos, de los costos de abandono a largo plazo y del tiempo restante hasta el abandono.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 12 de julio de 2021 12 de julio de 2021 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISION FISCALIZADORA (Socio) Dr. Norberto Luis Feoli C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17

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NOTA 5 - ESTIMACIONES Y JUICIOS CONTABLES (Cont.)

La tecnología, los costos y las consideraciones de política, ambiente y seguridad cambian continuamente, lo que puede resultar en diferencias entre los costos futuros reales y las estimaciones.

Las estimaciones de las obligaciones relacionadas con el abandono de pozos son ajustadas al menos una vez al año o en la medida que cambios en los aspectos considerados para la evaluación de las mismas así lo justifiquen.

(iii) 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).

(iv) Impuesto a las ganancias e impuesto diferido

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 al cierre del ejercicio 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.

(v) 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. 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 de hidrocarburos:

• Agua el Cajón

• Loma Negra y La Yesera

• Pampa del Castillo

• Bella Vista Oeste

• Parva Negra Oeste (activos de exploración)

• Puesto Zúniga (activos de exploración)

• Otros activos tangibles:

• CT ADC

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NOTA 5 - ESTIMACIONES Y JUICIOS CONTABLES (Cont.)

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.

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 y egresos para hacer usos de las reservas de las UGEs empleando previsiones sectoriales, resultados pasados y expectativas 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 e hidrocarburos, la regulación vigente, producciones, estimación de costos 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 también se tienen en cuenta las estimaciones de inversiones futuras necesarias relacionadas con las reservas de petróleo y gas no desarrolladas. La Sociedad estima que cualquier análisis de sensibilidad de considere modificaciones relevantes en los factores mencionados podría conducir a cambios significativos.

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 las concesiones. 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.

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NOTA 5 - ESTIMACIONES Y JUICIOS CONTABLES (Cont.)

Para la estimación de los ingresos futuros al 30 de abril de 2021 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

En el primer escenario se tomó en los primeros cuatro años la cantidad y precio de gas ofertado por Capex y adjudicado en el marco del Plan Gas 2020-2024; para las cantidades adicionales a las ofertadas por la Sociedad se consideró el precio de referencia promedio del Plan, teniendo en cuenta la totalidad de los precios adjudicados. Para el largo plazo, a partir del 4to año, se utilizaron proyecciones internacionales del precio del gas, respetando la relación histórica del precio local con el precio internacional y que permitan obtener un abastecimiento interno suficiente.

Para el segundo escenario se utilizaron las mismas premisas que en el primer escenario respecto de la cantidad y precio de gas ofertado por Capex y adjudicado en el marco del Plan Gas 2020-2024, sensibilizando el precio en un 12% para las cantidades adicionales a las ofertadas en el Plan. Respecto del largo plazo, a partir del 4to año se sensibilizaron los precios de gas en un 15% promedio para los primeros 14 años .

Para el petróleo en ambos escenarios se partió de los precios actuales, consensos de mercado y curvas de futuros. En el primer escenario se alcanza el precio tope de USD 70/ bbl para Brent en el tercer año, mientras que en el segundo escenario ese valor se alcanza en el quinto año.

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 14,57% al 13,36% 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 2021, la Sociedad reconoció una pérdida adicional por desvalorización, a la registrada al 30 de abril de 2020, de $ 2.466.786 con relación a los activos de explotación para la UGE Agua del Cajón. El cargo por desvalorización se registró en el rubro Otros egresos operativos netos, del Estado de Resultados Integrales (Nota 32).

(vi) 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), PED II (propiedad de EG WIND) y los Edificios y Terrenos, 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 2021, 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 una menor consideración en el ajuste tarifario.

En base a la ponderación del 70% para el primer escenario y del 30% para el segundo escenario al 30 de abril de 2021, 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 a una tasa nominal anual de descuento en dólares que varía para cada año de la proyección; las tasas utilizadas van desde el 13,03% al 11,15% durante el período de evaluación. Ver Nota 3.6.III.

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NOTA 5 - ESTIMACIONES Y JUICIOS CONTABLES (Cont.)

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 2021, 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 en la zona de referencia 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 12,76% al 9,86% durante el período de evaluación. Para el caso del PED I los flujos de fondos futuros exceden el valor razonable calculado en base al método de costo de reposición depreciado. En el caso del PED II 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.

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 2021, 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 11,92% al 9,91% durante el período de evaluación. Los flujos de fondos futuros exceden el valor razonable calculado en base al método de costo de reposición depreciado.

(vii) 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 (v) Test de desvalorización del valor de Propiedad, planta y equipo.

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 2021, los cuales ascienden a $ 6.343,5 millones, se distribuyen en:

• 1) Ingresos de gas por $ 2.726,8 millones: corresponde a los pagos recibidos de CAMMESA en concepto de Reconocimiento Combustibles Propios, cuya remuneración está fijada en dólares, asociada a la evolución del precio de gas para centrales de generación y a partir de enero de 2021 al precio fijado por el “Plan Gas 20202024” por el volumen adjudicado, y

• 2) Ingresos de energía térmica por $ 3.616,7: corresponde a la remuneración específica por generación.

Cabe destacar que, al 30 de abril de 2021, 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 $ 2.466.786 (ver Nota 5 (iv)). Adicionalmente, el resultado operativo del segmento de Energía ADC se vio afectado por la menor generación (ver Nota 1) y por la disminución en la remuneración de energía y potencia.

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NOTA 6 – INFORMACION POR SEGMENTOS (Cont.)

A continuación, se expone la información por segmentos al 30 de abril de 2021 y 2020:

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 Conceptos que se reclasificarán posteriormente a resultados Otros resultados integrales por inversiones a valor razonable Conceptos que no se reclasificarán posteriormente a resultados Otros resultados integrales por revaluación de activos Resultado integral del período Depreciaciones En Costo de ingresos En Gastos de administración Total Desvalorizaciones En Propiedad, planta y equipo Total	30.04.2021	30.04.2021	30.04.2021
	Petróleo y gas Energía ADC 10.169.795 6.343.567 2.605.527 (2.726.809)	Energía ADC	GLP	**Total **
			639.281 121.282	17.152.643 -
	12.775.322 3.616.758 74,48% 21,09% (8.066.926) (1.661.145)		760.563 4,43% (321.077)	17.152.643 100,00% (10.049.148)
	4.708.396 1.955.613 66,28% 27,53% (2.461.992) (265.582) (673.988) (314.879) (2.918.604) 1.600		439.486 6,19% (113.041) (60.728) 162	7.103.495 100,00% (2.840.615) (1.049.595) (2.916.842)
	(1.346.188) 1.376.752 (3.622.368) (922.578) (68.175) (42.524)		265.879 - (4.286)	296.443 5.618.024 (11.836.616) 5.124.501
				(797.648) 480.937
				(316.711) (317.405)
				(634.116) (123.493) (909.539)
				(1.667.148)
				(4.544.946) (114.985)
	(3.690.543) (965.102)		(4.286)	(4.659.931)
	(2.466.786) -		-	(2.466.786)
	(2.466.786) -		-	(2.466.786)

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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 Conceptos que se reclasificarán posteriormente a resultados Otros resultados integrales por inversiones a valor razonable Conceptos que no se reclasificarán posteriormente a resultados Otros resultados integrales por revaluación de activos Resultado integral del ejercicio Depreciaciones En Costo de ingresos En Gastos de administración Total Desvalorizaciones En Propiedad, planta y equipo En Inventarios Total	30.04.2020	30.04.2020	30.04.2020
	Petróleo y gas Energía ADC 13.244.404 11.068.830 5.893.105 (6.004.973)	Energía ADC	GLP	**Total **
			799.132 111.868	25.112.366 -
	19.137.509 5.063.857 76,21% 20,16% (11.038.258) (2.117.709)		911.000 3,63% (322.187)	25.112.366 100,00% (13.478.154)
	8.099.251 2.946.148 69,62% 25,32% (3.191.643) (556.900) (865.360) (385.881) (3.297.502) 6.189		588.813 5,06% (9.242) (35.030) 457	11.634.212 100,00% (3.757.785) (1.286.271) (3.290.856)
	744.746 2.009.556 (4.003.674) (1.258.030) (52.039) (43.650)		544.998 - (3.151)	3.299.300 8.443.285 (15.396.287) 3.663.962
				10.260 (177.161)
				(166.901) 1.533.136
				1.366.235 123.493 (4.116.073)
				(2.626.345)
				(5.261.704) (98.840)
	(4.055.713) (1.301.680)		(3.151)	(5.360.544)
	(2.652.498) - (708.498) -		- -	(2.652.498) (708.498)
	(3.360.996) -		-	(3.360.996)

La Sociedad realizó ventas a clientes del exterior en los ejercicios finalizados el 30 de abril de 2021 y 2020 (Nota 28).La Sociedad no es titular de activos que no sean instrumentos financieros fuera del país.

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NOTA 7 - PROPIEDAD, PLANTA Y EQUIPO

Concepto			Valores de origen	Valores de origen
	Al inicio del ejercicio	Altas / bajas	Obras en curso finalizadas	Transferencias	Revalúo técnico	Al cierre del ejercicio
Activos de exploración O&G(1) Activos de explotación O&G Agua del Cajón Desvalorizaciones ADC Bella Vista Oeste Loma Negra y La Yesera Pampa del Castillo Obras en Curso O&G Agua del Cajón Bella Vista Oeste Loma Negra y La Yesera Pampa del Castillo CT ADC Energía Eólica Terrenos, edificios y otros	554.409 40.390.400 - 930.396 2.802.371 7.589.597 512.615 155.665 175.915 735.126 35.739.027 17.307 1.779.047	391.627 (19.180) - 828 357.072 (116.081) 486.627 458.612 329.874 1.674.689 130.835 3.215 32.279	- 671.465 - 595.801 324.366 1.484.251 (671.465) (595.801) (324.366) (1.484.251) - - -	- - - (15.622) - - - - - - - - 15.622	- - - - - - - - - - (1.544.874) - 287.702	946.036 41.042.685 - 1.511.403 3.483.809 8.957.767 327.777 18.476 181.423 925.564 34.324.988 20.522 2.114.650
Total al 30 de abril de 2021	91.381.875	3.730.397	-	-	(1.257.172)	93.855.100
Total al 30 de abril de 2020	87.719.180	9.138.317	-	-	(5.475.622)	91.381.875

Concepto		Depreciaciones	Depreciaciones		Neto resultante al 30.04.2021	Neto resultante al 30.04.2020
	Al inicio del ejercicio	Del ejercicio	Desvaloriza- ciones	Acumula-das al cierre del ejercicio
Activos de exploración O&G(1) Activos de explotación O&G Agua del Cajón Desvalorización ADC Bella Vista Oeste Loma Negra y La Yesera Pampa del Castillo Obras en Curso O&G Agua del Cajón Bella Vista Oeste Loma Negra y La Yesera Pampa del Castillo CT ADC Energía Eólica Terrenos, edificios y otros	- 21.785.554 2.652.498 35.659 904.382 1.518.967 - - - - 23.338.203 - 302.325	- 1.970.633 - 113.267 300.751 1.203.850 - - - - 922.577 - 24.931	- - 2.466.786 - - - - - - - - - -	- 23.756.187 5.119.284 148.926 1.205.133 2.722.817 - - - - 24.260.780 - 327.256	946.036 17.286.498 (5.119.284) 1.362.477 2.278.676 6.234.950 327.777 18.476 181.423 925.564 10.064.208 20.522 1.787.394	554.409 18.604.846 (2.652.498) 894.737 1.897.989 6.070.630 512.615 155.665 175.915 735.126 12.400.824 17.307 1.476.722
Total al 30 de abril de 2021	50.537.588	4.536.009	2.466.786	57.540.383	36.314.717
Total al 30 de abril de 2020	42.613.573	5.271.517	2.652.498	50.537.588		40.844.287

(1) Corresponde a inversiones en exploración en las áreas de Parva Negra Oeste y Puesto Zúñiga. Incluye $ 286.448 relacionado a la adquisición de permiso de exploración de ésta última, la cual aún no posee reservas ni genera flujos de efectivo, motivo por el cual se consideró a la operación como una adquisición de activo.

Del cargo por depreciaciones al 30 de abril de 2021 y 2020 $ 4.511.078 y $ 5.240.217, respectivamente, se imputaron a Costo de ingresos y $ 24.931 y $ 31.300, respectivamente, a Gastos de administración.

El incremento de la “Desvalorización ADC” por $ 2.466.786 se imputó a Otros egresos operativos netos (ver Nota 32).

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

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

CT ADC(1) Edificio y terreno Neuquén(1) Resto de los bienes Total CT ADC(1) Edificio y terreno Neuquén(1) Resto de los bienes Total	Neto resultante al 30.04.2020	Altas / Bajas del ejercicio - neto	Desvaloriza- ción	Depreciación del ejercicio a valor de costo	Valor residual a valor de costo al 30.04.2021
	7.607.090 130.835 - (672.883) 568.756 - - (3.259) 27.031.207 3.599.562 (2.466.786) (3.609.696)				7.065.042 565.497 24.554.287
	35.207.053 3.730.397 (2.466.786) (4.285.838)				32.184.826
	Revalúo al 30.04.2020	Disminución del ejercicio - revalúo	Depreciación del ejercicio - revalúo	Valor residual de revalúo al 30.04.2021	Neto resultante al 30.04.2021
	4.793.734 (1.544.874) (249.694) 2.999.166 843.500 287.702 (477) 1.130.725 - - - -				10.064.208 1.696.222 24.554.287
	5.637.234 (1.257.172) (250.171) 4.129.891				36.314.717

(1) ver Nota 4.5

Al 30 de abril de 2021 la Sociedad ha efectuado la comparación entre los valores recuperables de sus activos fijos con sus valores contables, concluyendo que estos últimos no superan su valor recuperable (ver Nota 3.6).

NOTA 8 - PARTICIPACION EN SOCIEDADES

A 8 - PARTICIPACION EN SOCIEDADES
Saldo al inicio SEB Revalúo de la Planta de GLP (neto del efecto del impuesto diferido) Hychico Aumento de capital Revalúo del PED (neto del efecto del impuesto diferido) 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	30.04.2021 30.04.2020
	2.378.240 2.564.482 35.055 (29.294) - 281 (1.715) 19.932 480.937 (177.161)
	2.892.517 2.378.240
	30.04.2021 30.04.2020
	516.996 (139.583) (36.059) (37.578)
	480.937 (177.161)

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 I PED II Total Planta de GLP PED I PED II Total	Neto resultante al 30.04.2020	Altas del ejercicio	Depreciación del ejercicio a valor de costo	Valor residual a valor de costo al 30.04.2021
	466.185 5.842 (55.589) 416.438 499.775 15.020 (44.169) 470.626 3.093.021 635 (159.679) 2.933.977
	4.058.981 21.497 (259.437) 3.821.041
	Revalúo al 30.04.2020	Altas / Bajas del ejercicio - revalúo	Depreciación del ejercicio – revalúo	Valor residual de revalúo al 30.04.2021	Neto resultante al 30.04.2021
	255.876 49.200 (31.984) 273.092 285.190 (2.684) (24.799) 257.707 - - - -				689.530 728.333 2.933.977
	541.066 46.516 (56.783) 530.799				4.351.840

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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 $ 196.094 y $ 182.309 para la Planta de GLP y de $ 165.280 y $ 181.784 para el PED I al 30 de abril de 2021 y 2020, respectivamente.

La apertura de la participación en sociedades y los activos y pasivos y resultados, antes del porcentaje de participación, al 30 de abril de 2021 y 2020 de las sociedades en las que participa la Sociedad se detallan a continuación:

SEB Hychico E G WIND Total	% de participación sobre el capital social	**Valor registrado al(1): **	**Valor registrado al(1): **	Información sobre el emisor al 30.04.2021	Información sobre el emisor al 30.04.2021	Información sobre el emisor al 30.04.2021
	95% 48,677% 95%	30.04.2021	30.04.2020	Activo	Pasivo	Resultado
		1.258.856 1.161.451 614.757 564.586 1.018.904 652.203		1.065.503 103.160 110.692 1.097.319 141.705 136.286 3.461.711 2.355.297 384.199
		2.892.517 2.378.240

(1) La diferencia entre el valor patrimonial proporcional y el valor registrado al 30 de abril de 2021 y 2020 se debe a los ajustes efectuados 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), del PED I (Hychico) y PED II (E G WIND).

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)	30.04.2021 30.04.2020
	1.214.443 982.793 20.606 166.735 (2.123.160) (1.457.116) (137.894) (1.380.514)
	(1.026.005) (1.688.102)

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 2020 Cargo a resultados Cargo a resultados por cambio de alícuota de impuesto a las ganancias Saldo al 30 de abril de 2021	Quebrantos Cuentas por pagar comerciales Provisiones y otros Total
	1.060.074 86.593 2.861 1.149.528 289.913 10.006 10.600 310.519 (224.998) - - (224.998)
	1.124.989 96.599 13.461 1.235.049

• Pasivos diferidos:

Saldo al 30 de abril de 2020 Cargo a resultados Cargo a Otros Resultados Integrales Saldo al 30 de abril de 2021	Propiedad, Planta y Equipo Otras cuentas por cobrar Inventario y Repuestos y materiales Inversiones financieras a costo amortizado Deudas financieras Total
	(2.354.869) (441.376) 10.140 (8.585) (42.939) (2.837.629) 241.575 326.128 (315.073) 3.956 5.696 262.282 314.293 - - - 314.293
	(1.799.001) (115.248) (304.933) (4.629) (37.243) (2.261.054)

Véase nuestro informe de fecha 12 de julio de 2021 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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NOTA 9 – PASIVO POR IMPUESTO DIFERIDO (Cont.)

Los quebrantos impositivos vigentes al 30 de abril de 2021 son los siguientes:

Año generación	Monto	Tasa *() **	Monto computable	Año de Prescripción
Quebranto impositivo específico generado al 30 de abril de 2020 Quebranto impositivogenerado al 30 de abril de 2021	2.468.769 2.031.185	25% 25%	617.192 507.797	2025 2026
Total quebranto impositivo al 30 de abril de 2021	4.499.954		1.124.989

(*) ver punto “Nuevas alícuotas aplicables”

A los fines de determinar el resultado neto imponible al cierre del presente ejercicio, se incorporó al resultado impositivo, el ajuste por inflación determinado de acuerdo con los artículos N° 95 a N° 98 de la ley del impuesto a las ganancias. La variación del IPC es superior al 15% en el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2021. Asimismo, la ley de impuesto a las ganancias establece el diferimiento del cargo generado por el ajuste por inflación impositivo en tres períodos fiscales relacionado con el ejercicio al 30 de abril de 2019 y seis períodos fiscales relacionado con los ejercicios al 30 de abril de 2021 y 2020. Dicho ajuste generó una pérdida en el resultado del ejercicio por $ 1.135,9 millones, exponiendo el pasivo en la línea de cargas fiscales (ver Nota 25).

El quebranto impositivo podrá ser utilizado para el pago del pasivo generado por el ajuste por inflación impositivo Art 95 mencionado, expuesto en el rubro Cargas Fiscales no corrientes (ver Nota 25).

La apertura del impuesto a las ganancias imputado a resultados es la siguiente:

Ajuste por inflación impositivo Art 95 e impuesto a las ganancias Cargo por impuesto diferido(1) Total impuesto cargado a resultados	30.04.2021 30.04.2020
	- (665.208) (889.915) 347.803 2.423.051
	(317.405) 1.533.136

(1) Neto del cargo de la Reserva por inversiones financieras por $ 45.675 (pérdida) al 30 de abril de 2020 y de la Reserva Revalúo Técnico por $ 314.291 y $ 1.368.909 al 30 de abril de 2021 y 2020, respectivamente.

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 - Resultado de participación en sociedades - Diferencia de cambio títulos del exterior - Ajuste por inflación impositivo - Diversos Total impuesto cargado a resultados	30.04.2021 30.04.2020
	(316.711) (166.901) 30% 30%
	95.013 50.070 (61.014) (8.252) 1.537.350 1.083.854 144.281 (53.148) 519.759 1.362.234 (2.541.522) (889.915) (11.272) (11.707)
	(317.405) 1.533.136

(1) Ver Nota 3.14

Véase nuestro informe de fecha 12 de julio de 2021 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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NOTA 9 – PASIVO POR IMPUESTO DIFERIDO (Cont.)

Por medio de la Ley 27430 y la Ley 27541, se introdujeron 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 2021 y 2020 fue del 46,3% y 45,6%, respectivamente, por lo cual la Sociedad para determinar la ganancia imponible correspondiente a dichos ejercicios, incluyó dichos ajustes.

Impuesto a los dividendos: 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 12 de julio de 2021

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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.

Nuevas alícuotas aplicables

El 16 de junio de 2021 se publicó en el Boletín Oficial la Ley 27630 que modifica la alícuota del impuesto a las ganancias y es aplicable para los ejercicios que se inicien a partir del 1 de enero de 2021, para la Sociedad aplica a partir del 1 de mayo de 2021. Para el cálculo del impuesto se aplicarán alícuotas escalonadas siguiendo el siguiente esquema:

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 12 de julio de 2021 12 de julio de 2021 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISION FISCALIZADORA

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NOTA 9 – PASIVO POR IMPUESTO DIFERIDO (Cont.)

Ganancianetaimponible acumulada	Ganancianetaimponible acumulada	Pagarán	Más el	Sobre el excedente de
Más de	A
$ 0	$ 5.000.000	$ 0	25%	$ 0
$ 5.000.000	$ 50.000.000	$ 1.250.000	30%	$ 5.000.000
$ 50.000.000	Enadelante	$14.750.000	35%	$ 50.000.000

Estos montos se ajustarán anualmente, a partir del 1 de enero de 2022, considerando la variación anual del IPC correspondiente al mes de octubre del año anterior al del ajuste, respecto del mismo mes del año anterior. Los montos determinados resultarán de aplicación para los ejercicios fiscales que se inicien con posterioridad a cada actualización.

Asimismo, se deja sin efecto la aplicación de la retención sobre la distribución de dividendos del 13%, quedando únicamente vigente la alícuota del 7% para todos los casos.

NOTA 10 – ACTIVOS Y PASIVOS FINANCIEROS POR CATEGORÍA

TA 10 – ACTIVOS Y PASIVOS FINANCIEROS POR CATEGORÍA
	30.04.2021 30.04.2020
ACTIVOS
Activos financieros a costo amortizado
Cuentas por cobrar comerciales y otras cuentas por cobrar	4.921.577 4.598.818
Inversiones financieras a costo amortizado	9.418.991 8.647
Caja y bancos	249.638 2.749.930
Total	14.590.206 7.357.395
Activos financieros a valor razonable con cambios en resultados
Inversiones financieras	1.704.246 1.788.027
Total	1.704.246 1.788.027
Activos financieros a valor razonable con cambios en otros resultados integrales
Inversiones financieras	- 13.316.548
Total	- 13.316.548
PASIVOS
Pasivos financieros a costo amortizado	29.944.481 37.633.703
Total	29.944.481 37.633.703

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 del Efectivo y equivalente de efectivo e Inversiones financieras es la siguiente:

	30.04.2021 30.04.2020
Calidad crediticia “Mínima Aa-bf.ar (Moody’s o sus equivalentes)
Efectivo y equivalentes de efectivo	1.535.620 4.067.150
Calidad crediticia “Mínima Investment Grade”
Efectivo y equivalentes de efectivo	418.264 -
Inversiones a costo amortizado	9.418.991 479.454
Inversiones a valor razonable con cambios en otros resultados integrales	- 13.316.548
Total	11.372.875 17.863.152

Véase nuestro informe de fecha 12 de julio de 2021

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Véase nuestro informe de fecha 12 de julio de 2021 COMISION FISCALIZADORA

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NOTA 11 - CALIDAD CREDITICIA DE LOS ACTIVOS FINANCIEROS (Cont.)

La calidad crediticia de las Cuentas por cobrar comerciales es la siguiente:

	30.04.2021 30.04.2020
Sin plazo
De plazo vencido
De 0 a 3 meses	922.004 899.334
De plazo a vencer
De 0 a 3 meses	1.779.740 1.318.569
Total	2.701.744 2.217.903

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

La calidad crediticia de las Otras cuentas por cobrar es la siguiente:

calidad crediticia de las Otras cuentas por cobrar es la siguiente:
	30.04.2021 30.04.2020
Sin plazo	636.403 1.603.585
De plazo a vencer
De 0 a 3 meses	56.551 28.078
De 3 a 6 meses	25.725 28.080
De 6 a 9 meses	25.725 28.080
De 9 a 12 meses	26.505 28.080
Más de 1 año	1.448.924 665.012
Total	2.219.833 2.380.915

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

La Sociedad adoptó la NIIF 16 para la valuación de los arrendamientos. Por tal motivo de generaron Activos por derecho de uso y Deudas por arrendamiento cuya evolución se detalla a continuación:

(i) Medición del activo por arrendamiento

La evolución de los activos por derecho de uso de la Sociedad en el ejercicio finalizado al 30 de abril de 2021 es la siguiente:

Valor de origen Depreciación acumulada Saldo al 30 de abril de 2021	Edificios	Maquinarias y equipos	Total
	321.193 46.473 367.666 (90.054) (33.868) (123.922)
	231.139 12.605 243.744

La depreciación de los ejercicios al 30 de abril de 2021 y 2020 de Edificios por $ 90.054 y $ 67.540, respectivamente, está incluida en Gastos de Administración y la de Maquinarias y equipos por $ 33.868 y $ 21.487 dentro de Costo de producción, al 30 de abril de 2021 y 2020, respectivamente.

(ii) Medición de los pasivos por arrendamiento

Al 30 de abril de 2021 el valor de la deuda por arrendamiento asciende a $ 290.491 y se encuentra expuesta en el rubro “Cuentas por Pagar Comerciales (Nota 22), expuesto en el pasivo corriente y no corriente por $ 133.062 y $ 157.429, 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, netas Saldo al cierre	30.04.2021 30.04.2020
	348.750 456.694 (152.777) (116.065) 102.056 (54.427) (7.538) 62.548
	290.491 348.750

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 12 de julio de 2021 12 de julio de 2021 COMISION FISCALIZADORA

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

Según el plazo estimado de pago y el flujo de efectivo contractual sin descontar, los pasivos por arrendamiento de la Sociedad se agrupan de la siguiente manera:

6 meses o menos 6-12 meses Más de 1 años Total NOTA 13 - REPUESTOS Y MATERIALES No corriente Repuestos y materiales de consumo Anticipos varios Total Corriente Repuestos y materiales de consumo Anticipos varios Total NOTA 14 - INVENTARIOS Petróleo(1) Propano y butano Total		30.04.2021 30.04.2020 66.531 73.522 66.531 73.522 157.429 201.706 290.491 348.750	30.04.2021 30.04.2020 66.531 73.522 66.531 73.522 157.429 201.706 290.491 348.750	30.04.2021 30.04.2020 66.531 73.522 66.531 73.522 157.429 201.706 290.491 348.750
	6 meses o menos
	6-12 meses
	Más de 1 años
	Total
			30.04.2021	30.04.2020
	No corriente
	Repuestos y materiales de consumo		1.606.848 15.327	1.520.503
	Anticipos varios			58.648
	Total		1.622.175	1.579.151
	Corriente		407.716 3.832
	Repuestos y materiales de consumo			377.218
	Anticipos varios			14.662
	Total		411.548	391.880
			30.04.2021	30.04.2020
	Petróleo(1)		1.028.819 9.432	472.567
	Propano y butano			4.346
	Total		1.038.251	476.913

(1) Al 30 de abril de 2020 incluye una desvalorización de 708.498 (ver Nota 32)

NOTA 15 - OTRAS CUENTAS POR COBRAR

TA 15 - OTRAS CUENTAS POR COBRAR
	30.04.2021	30.04.2020
No corriente
En moneda extranjera (Nota 38)
Crédito con partes relacionadas (Nota 36.b)	1.448.924	665.012
Créditos a recuperar UT	313.178	-
Total	1.762.102	665.012
Corriente
En moneda nacional
Anticipos varios	29.910 37.531 463.360 180.233 67.125 127.431 28.153 2.797 30.661 29.857 605.742 38.111 23.967 134.506	28.712
Impuesto a los ingresos brutos		47.193
Impuesto a las ganancias (Retenciones)		484.315
Impuesto al valor agregado		387.350
Otros créditos impositivos		159.839
Seguros a devengar		114.823
Gastos a devengar		5.605
Créditos con partes relacionadas (Nota 36.b)		3.499
Acuerdo de abastecimiento de gas propano para redes a cobrar		54.181
Fondo fiduciario de gas a recuperar		30.679
Programa estímulo gas no convencional		1.549.404
Diversos		5.613
En moneda extranjera (Nota 38)
Anticipos varios		47.354
Créditos con partes relacionadas (Nota 36.b)		112.320
Créditos a recuperar UT	-	257.997
Diversos	9.443	14.403
Total	1.808.827	3.303.287

El valor razonable de otras cuentas por cobrar no difiere significativamente del valor en libros.

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NOTA 15 - OTRAS CUENTAS POR COBRAR (Cont.)

Según el plazo estimado de cobro, los mismos se agrupan como sigue:

ún el plazo estimado de cobro, los mismos se agrupan como sigue:
	30.04.2021 30.04.2020
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	690.280 1.647.215 904.105 1.490.052 71.221 56.154 71.221 61.852 72.000 48.014 1.762.102 665.012
	3.570.929 3.968.299

NOTA 16 – CUENTAS POR COBRAR COMERCIALES

TA 16 – CUENTAS POR COBRAR COMERCIALES
	30.04.2021	30.04.2020
No corriente
En moneda nacional
Deudores incobrables	2.627	3.843
Menos: Provisión por pérdidas esperadas	(2.627)	(3.843)
Total	-	-
Corriente
En moneda nacional
Por venta de petróleo y otros	149.781	182.929
Por venta de energía y otros	1.736.794 49.761 754.139 11.269	1.552.054 55.170 416.590 11.160
Créditos con partes relacionadas (Nota 36.b)
En moneda extranjera (Nota 38)
Por venta de petróleo y otros
Créditos con partes relacionadas (Nota 36.b)
Total	2.701.744	2.217.903

Al 30 de abril de 2021 y 2020, el monto de cuentas por cobrar comerciales por $ 2.701.744 y $ 2.217.903, 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 las Cuentas por cobrar es el siguiente:

nálisis de antigüedad de saldos de las Cuentas por cobrar es el siguiente:
	30.04.2021 30.04.2020
Sin plazo (expuesto en el activo corriente)
De plazo vencido
De 0 a 3 meses	920.112 899.334
De 6 a 9 meses	1.892 -
De plazo a vencer
De 0 a 3 meses	1.779.740 1.318.569
Total	2.701.744 2.217.903

Al 30 de abril de 2021 y 2020 el monto de la provisión para cuentas por cobrar comerciales asciende a $ 2.627 y $ 3.843, respectivamente.

Los movimientos de la provisión por pérdidas esperadas son los siguientes:

movimientos de la provisión por pérdidas esperadas son los siguientes:
	30.04.2021 30.04.2020
Saldo al inicio del ejercicio	(3.843) (5.594)
Efecto RECPAM	1.216 1.751
Saldo al cierre del ejercicio	(2.627) (3.843)

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 12 de julio de 2021 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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NOTA 17 – INVERSIONES FINANCIERAS

a) Inversiones financieras a costo amortizado

a) Inversiones financieras a costo amortizado	a) Inversiones financieras a costo amortizado	a) Inversiones financieras a costo amortizado
30.04.2021 30.04.2020 No corriente En moneda extranjera (Nota 38) Plazos fijos 6.026.149 - Total 6.026.149 - Corriente En moneda extranjera (Nota 38) Plazos fijos 3.392.842 - Total 3.392.842 - b) Inversiones financieras a valor razonable con cambios en Otros Resultados Integrales 30.04.2021 30.04.2020 No Corriente En moneda extranjera (Nota 38) Títulos públicos - 13.316.548 Total - 13.316.548 Según el plazo estimado de cobro, los mismos se agrupan como sigue: 30.04.2021 30.04.2020 De plazo a vencer De 0 a 3 meses 2.428.646 - De 6 a 9 meses 964.196 - Más de 1 año 6.026.149 13.316.548 Total 9.418.991 13.316.548 NOTA 18 - EFECTIVO Y EQUIVALENTES DE EFECTIVO 30.04.2021 30.04.2020 Corriente En moneda nacional Caja 67 104 Bancos 217.179 442.812 Fondos comunes de inversión 1.285.982 1.317.220 En moneda extranjera (Nota 38) Caja 407 398 Bancos 31.985 2.306.616 Cuenta remunerada - 8.647 Fondos comunes de inversión 418.264 470.807 Total 1.953.884 4.546.604 A efectos del estado de flujos de efectivo se incluyen como fondo, el efectivo y equivalentes de efectivo: 30.04.2021 30.04.2020 Caja y bancos 249.638 2.749.930 Inversiones financieras a valor razonable (Nota 4.5) 1.704.246 1.788.027 Inversiones financieras a costo amortizado - 8.647 Total 1.953.884 4.546.604
		30.04.2021 30.04.2020
	Caja y bancos	249.638 2.749.930
	Inversiones financieras a valor razonable (Nota 4.5)	1.704.246 1.788.027
	Inversiones financieras a costo amortizado	- 8.647
	Total	1.953.884 4.546.604

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

Véase nuestro informe de fecha

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NOTA 19 - CAPITAL SOCIAL Y PRIMA DE EMISION

Cantidad de acciones Saldos al 30 de abril de 2020 179.802.282 Saldos al 30 de abril de 2021 179.802.282	Valor nominal por acción Capital suscripto Ajuste de capital Prima de emisión Ajuste de prima **de emisión **
	$ $ $ $ $
	1 179.802 5.948.665 79.686 2.636.377 1 179.802 5.948.665 79.686 2.636.377

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 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.

NOTA 20 - RESERVAS

a) Evolución de reservas

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 Saldos al 30 de abril de 2020 Asamblea General Ordinaria del 28 de agosto de 2020 Resultado integral del ejercicio Desafectación de Reserva por revaluación de activos Saldos al 30 de abril de 2021	Reserva legal Reserva facultativa(1) Reserva por revaluación de activos (ver punto b) Reserva por inversiones a valor razonable
	141.387 4.355.142 2.827.590 - 370.210 7.033.991 5.894.628 - - - (4.116.073) 123.493 - - (430.394) -
	511.597 11.389.133 4.175.751 123.493 89.831 1.706.798 - - - - (909.539) (123.493) - - (211.179) -
	601.428 13.095.931 3.055.033 -

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

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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 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 Reserva por revaluación de activos(1) Saldo al 30 de abril de 2020 (Disminución) / incremento por revaluación Impuesto diferido Total Otros resultados integrales Desafectación por depreciación del ejercicio(1) Desafectación por impuesto diferido(1) Subtotal desafectación de reserva por revaluación de activos(1) Saldo al 30 de abril de 2021	CT ADC	Planta GLP	PED	Edificio y Terreno Neuquén	Total
	2.059.862 234.168 174.947 358.613 2.827.590
	5.329.442 1.918 - 563.268 5.894.628
	(5.311.435) (36.727) 27.828 (164.185) (5.484.519) 1.327.860 7.433 (7.896) 41.049 1.368.446
	(3.983.575) (29.294) 19.932 (123.136) (4.116.073)
	(561.165) (34.976) (18.708) - (614.849) 168.349 10.493 5.613 - 184.455
	(392.816) (24.483) (13.095) - (430.394)
	3.012.913 182.309 181.784 798.745 4.175.751
	(1.544.874) 46.739 (2.287) 287.702 (1.212.720) 386.218 (11.684) 572 (71.925) 303.181
	(1.158.656) 35.055 (1.715) 215.777 (909.539)
	(249.694) (30.384) (21.129) (477) (301.684) 74.907 9.114 6.340 144 90.505
	(174.787) (21.270) (14.789) (333) (211.179)
	1.679.470 196.094 165.280 1.014.189 3.055.033

(1) Se imputa a resultados acumulados

NOTA 21 - RESULTADOS NO ASIGNADOS

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 Asamblea General Ordinaria del 28 de agosto de 2020 Resultado integral del ejercicio Desafectación de Reserva por revaluación de activos (Nota 20) Saldo al 30 de abril de 2021	30.04.2021	30.04.2020
		13.298.829 (13.298.829) 1.366.235 430.394
	1.796.629 (1.796.629) (634.116) 211.179	1.796.629
	(422.937)

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.

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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 de cada ejercicio el saldo positivo de la “Reserva por 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.

NOTA 22 - CUENTAS POR PAGAR COMERCIALES

	30.04.2021	30.04.2020
No corriente
En moneda nacional
Provisiones varias	1.241.496 157.429 207.285	1.216.318
En moneda extranjera (Nota 38)
Deudas por arrendamiento (Nota 12)		201.706
Provisiones varias		324.515
Total	1.606.210	1.742.539
	2.139.322 49 484.070 1.452.844 207 22.357 133.062 285.433
Corriente
En moneda nacional
Proveedores		2.098.011
Proveedores con partes relacionadas (Nota 36.b)		25
Provisiones varias		284.032
En moneda extranjera (Nota 38)
Proveedores		2.255.122
Proveedores con partes relacionadas (Nota 36.b)		-
Provisiones con partes relacionadas (Nota 36.b)		23.523
Deudas por arrendamiento (Nota 12)		147.044
Provisiones varias		97.074
Total	4.517.344	4.904.831

El importe en libros de las cuentas por pagar comerciales se aproxima a su valor razonable.

Véase nuestro informe de fecha 12 de julio de 2021

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Véase nuestro informe de fecha 12 de julio de 2021 COMISION FISCALIZADORA

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NOTA 22 - CUENTAS POR PAGAR COMERCIALES (Cont.)

Según el plazo estimado de pago, los mismos se agrupan como sigue:

ún el plazo estimado de pago, los mismos se agrupan como sigue:
	30.04.2021 30.04.2020
Sin plazo (expuesto en el pasivo corriente)	418.373 437.215
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	111.509 51.200 - 4.115 233 873 90 2.550 - 176 3.779.416 4.367.386 83.241 13.772 62.241 13.772 62.241 13.772 143.294 55.088 1.462.916 1.687.451
	6.123.554 6.647.370

NOTA 23 - DEUDAS FINANCIERAS

No corriente En moneda nacional Comisiones y gastos a devengar - obligaciones negociables Préstamos bancarios En moneda extranjera (Nota 38) Obligaciones Negociables Total Corriente En moneda nacional Comisiones y gastos a devengar - obligaciones negociables Préstamos bancarios En moneda extranjera (Nota 38) Préstamos bancarios Obligaciones Negociables Total La evolución de los préstamos es la siguiente: Saldo al inicio RECPAM Préstamos obtenidos Devengamientos: Interés devengado Comisiones y gastos devengados Diferencia de cambio generada por deudas en moneda extranjera Pagos: Intereses Capital Recompra de Obligaciones Negociables Saldo al cierre		30.04.2021	30.04.2020
	No corriente
	En moneda nacional
	Comisiones y gastos a devengar - obligaciones negociables	(72.751) - 23.860.233	(110.902)
	Préstamos bancarios		780.203
	En moneda extranjera (Nota 38)
	Obligaciones Negociables		29.332.096
	Total	23.787.482	30.001.397
	Corriente	(35.595) 551.713 - 758.823
	En moneda nacional
	Comisiones y gastos a devengar - obligaciones negociables		(33.043)
	Préstamos bancarios		421.804
	En moneda extranjera (Nota 38)
	Préstamos bancarios		882.625
	Obligaciones Negociables		929.868
	Total	1.274.941	2.201.254
		30.04.2021	30.04.20209
		32.202.651 (10.875.879) - 2.764.301 49.230 8.906.981 (2.397.238) (1.109.540) (4.478.083) 25.062.423	29.057.678 (11.248.800) 3.847.175 2.274.357 25.924 12.085.159 (1.994.293) (1.844.549) -
			32.202.651

Véase nuestro informe de fecha 12 de julio de 2021 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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NOTA 23 - DEUDAS FINANCIERAS (Cont.)

Según el plazo estimado de pago los mismos se agrupan de la siguiente manera:

	30.04.2021 30.04.2020
6 meses o menos	1.292.739 2.217.800
6-12 meses	(17.798) (16.546)
Más de 2 años	23.787.482 30.001.397
Total	25.062.423 32.202.651

Los importes en libros de los recursos ajenos de la Sociedad están denominados en las siguientes monedas:

	30.04.2021 30.04.2020
Dólar Estadounidense	24.619.056 31.144.589
Pesos	443.367 1.058.062
Total	25.062.423 32.202.651

Las deudas en dólares devengan un interés promedio anual del 6,875% y 6,815%, al 30 de abril de 2021 y 2020, respectivamente. Las deudas en pesos devengan un interés promedio anual de tasa BADLAR corregida más 9,25% nominal anual, al 30 de abril de 2021 y 2020, respectivamente.

Desde el mes de agosto de 2020 y hasta la fecha de emisión de los presentes estados financieros separados, la Sociedad procedió a la recompra de sus Obligaciones Negociables Clase II por un monto total de valor nominal de US$ 44.974.000 a un precio promedio, sin considerar intereses corridos, de US$ 88,72 por cada US$ 100 de valor nominal. Esto generó un resultado positivo de $ 478.176 (ver Nota 33)

El valor razonable de las obligaciones negociables al 30 de abril de 2021 y 2020 asciende a $ 21.561 y $ 19.537 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.

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+/RR4” y “CCC+“por parte de Fitch y Standard & Poor´s, respectivamente y una calificación local de “A+” 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.

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NOTA 23 - DEUDAS FINANCIERAS (Cont.)

Las principales características son:

Monto de la Emisión: US$ 300.000.000. Fecha de Emisión: 15 de mayo de 2017. Fecha de Vencimiento: 15 de mayo de 2024. Precio de Emisión: 100% Tasa de interés: 6,875% nominal anual.

Rendimiento Aplicable: 6,875% nominal anual.

Fechas de Pago de Intereses: devenga intereses compensatorios pagaderos por períodos de seis meses, a partir de la fecha de la firma y hasta el repago total. Las fechas de pago serán el 15 de mayo y 15 de noviembre de cada año hasta la fecha de vencimiento, comenzando el 15 de noviembre de 2017.

Amortización: el capital se amortizará en una única cuota el 15 de mayo de 2024.

Monto de capital adjudicado a los Colocadores Internacionales:

Deutsche Bank Securities Inc…... US$ 138.889.000 J.P. Morgan Securities LLC..…... US$ 138.889.000 BBVA Securities Inc……….…... US$ 11.111.000 Itaú BBA USA Securities, Inc…. US$ 11.111.000

Rescate Opcional sin Prima: en cualquier momento a partir del 15 de mayo de 2021, la Sociedad podrá rescatar las Obligaciones Negociables, de acuerdo con el siguiente esquema y de conformidad con lo establecido en el Suplemento de Precio:

Precio de Rescate

2021 103,438% 2022 101,719% 2023 100,000%

Precio de Rescate en caso de recompra de acciones: 106,875% respecto del monto de capital de las Obligaciones Negociables, de conformidad con y en los términos de lo dispuesto en el Suplemento de Precio respecto de “ Rescate Opcional con el Producido de las Ofertas de Acciones ”.

Destino de los fondos: cancelación de pasivos de largo plazo y de corto plazo, realizar inversiones en activos fijos en el país, integración de aportes de capital en sociedades controladas o vinculadas y capital de trabajo. Garantías: sin garantías

Principales compromisos de la Sociedad y sus subsidiarias restringidas:

A la fecha de emisión de los estados financieros al 30 de abril de 2021 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 (*).

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 12 de julio de 2021 12 de julio de 2021 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISION FISCALIZADORA

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NOTA 23 - DEUDAS FINANCIERAS (Cont.)

• Limitación a las ventas de activos: La Sociedad y sus subsidiarias deberán aplicar el producido de las ventas de sus activos (distinto del giro normal de los negocios) a: (1) el repago de Deuda Financiera, (2) la compra de activos en similar línea de negocios (en el caso de la compra de Acciones de una Sociedad, la misma deberá a partir de ese momento pasar a ser una subsidiaria restringida), (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 2021 asciende a $ 24.619.056, de las cuales $ 758.823 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 2021 asciende a $ 108.346, de las cuales $ 35.595 son corrientes.

A la fecha de emisión de los estados financieros al 30 de abril de 2021, la Sociedad y sus Sociedades Restringidas cumplen con todos los compromisos asumidos.

b) 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, habiendo vencido la primera cuota el 3 de julio de 2020.

El saldo al 30 de abril de 2021 asciende a $ 551.713 siendo en su totalidad corriente. Con fecha 2 de julio de 2021 se canceló el saldo adeudado.

Véase nuestro informe de fecha 12 de julio de 2021

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NOTA 23 - DEUDAS FINANCIERAS (Cont.)

c) 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 préstamo se canceló a su vencimiento.

d) Resumen al 30 de abril de 2021

Resumen al 30 de abril de 2021
Préstamo	Corriente		No corriente	Total
Obligaciones Negociables Senior Notes (punto a)	758.823		23.860.233	24.619.056
Comisiones y gastos a devengar Oblig.Negoc. (punto a)	(35.595)		(72.751)	(108.346)
Préstamo Banco Macro S.A. (punto b)	551.713		-	551.713
Total	1.274.941		23.787.482	25.062.423
TA 24 – REMUNERACIONES Y CARGAS SOCIALES
			30.04.2021	30.04.2020
Corriente
En moneda nacional
Remuneraciones y deudas sociales			139.050 127.640 360.525 375.030
Provisiones varias
Total			499.575 502.670

NOTA 24 – REMUNERACIONES Y CARGAS SOCIALES

NOTA 25 - CARGAS FISCALES

	30.04.2021	30.04.2020
No Corriente
En moneda nacional
Impuesto a las ganancias a pagar ajuste por inflación impositivo	1.539.928	1.919.691
Total	1.539.928	1.919.691
Corriente
En moneda nacional
Retenciones y percepciones impositivas	47.246 24.314 437.562 -	103.789
Provisión por impuesto a los ingresos brutos		12.704
Impuesto a las ganancias a pagar ajuste por inflación impositivo		-
Otros		165.753
Total	509.122	282.246
TA 26 - OTRAS DEUDAS
	30.04.2021	30.04.2020
Corriente
En moneda nacional
Regalías de petróleo y gas	218.322	-
Total	218.322	-

NOTA 26 - OTRAS DEUDAS

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NOTA 27 - PROVISIONES Y OTROS CARGOS

1. Provisiones

rovisiones
	30.04.2021 30.04.2020
No corriente
En moneda nacional
Para juicios y multas	15.586 3.628
Total	15.586 3.628

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 2019 Efecto RECPAM Saldo al 30 de abril de 2020 Efecto RECPAM Incremento Saldo al 30 de abril de 2021	5.281 (1.653)
	3.628 (1.147) 13.105
	15.586

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.

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 administrativo 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 2021 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.

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NOTA 27 - PROVISIONES Y OTROS CARGOS (Cont.)

a.2) Resoluciones ENARGAS por cargo por Gas Importado

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.

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.

Véase nuestro informe de fecha 12 de julio de 2021

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NOTA 27 - PROVISIONES Y OTROS CARGOS (Cont.)

A su vez, los asesores legales de la Sociedad completaron su análisis de la Ley 26.784, concluyendo que dicha norma no sanea la inconstitucionalidad del Decreto 2067/08 y las resoluciones del ENARGAS dictadas en su consecuencia, principalmente porque la Corte Suprema de Justicia de la Nación (CSJN) en el precedente “Franco”, estableció que la Constitución Nacional impide al Poder Ejecutivo ejercer funciones legislativas sin base legal previa y suficiente y que “….sólo en el excepcionalísimo supuesto de los decretos de necesidad y urgencia la ratificación ulterior podría tener la virtualidad convalidatoria que, impropiamente se pretende extender al caso….”. Es decir que, según la jurisprudencia citada, nunca el Congreso Nacional podría sanear una norma inconstitucional emitida por el PEN excediendo claramente sus facultades reglamentarias. Por ello, al no existir dudas de que el Decreto 2067/08 no es un Decreto de Necesidad y Urgencia, la ratificación del mismo por Ley del Congreso no es suficiente para sanear su inconstitucionalidad.

Por lo dicho con respecto a la Ley 26.784 y habiéndose pronunciado la Cámara de Apelaciones a favor de la habilitación de instancia y el mantenimiento de la medida cautelar, con fecha 29 de octubre de 2013 la Sociedad presentó una ampliación de su demanda original en el Juzgado Federal de Neuquén solicitando que, adicionalmente a su requerimiento original, se declarara también la inconstitucionalidad del artículo 54 de dicha ley. El Juez interviniente tuvo por ampliada la demanda y dispuso el traslado de la acción interpuesta al Estado Nacional y al Enargas.

El 22 de mayo de 2014, la Sociedad realizó una presentación espontánea solicitando que se rechazara una solicitud del ENARGAS fundada en la Ley 26.854 de Medidas Cautelares contra el Estado Nacional y en la Ley 26.784, contra la cual la Sociedad argumentó, entre otras cosas, que: (a) la medida cautelar obtenida por la Sociedad fue obtenida y dictada con anterioridad a la LMC y ésta no tiene efecto retroactivo, (b) las disposiciones de la Ley de Medidas Cautelares contra el Estado Nacional resultan inconstitucionales según ha sido declarado en numerosos fallos jurisprudenciales y (c) la Ley de Presupuesto 2013 no ratifica el Decreto 2067/08 ni las normas del ENARGAS derivadas del mismo, y tampoco sanea la inconstitucionalidad de estas normas ya que no cumple con los requisitos exigidos por el principio de legalidad tributaria de raigambre constitucional.

El 5 de noviembre de 2014 la Sociedad se notificó de la decisión del Juzgado Federal de Neuquén que hizo lugar al pedido de levantamiento de la medida cautelar efectuado por ENARGAS, por considerar que la verosimilitud del derecho originalmente considerada al dictar la medida cautelar habría desaparecido con el dictado de la Ley 26.784. En la misma fecha, la Sociedad interpuso recurso de apelación contra dicha decisión, el cual fue concedido con efecto suspensivo el día 6 de noviembre de 2014.

Con fecha 16 de septiembre de 2015 la Cámara Federal de Apelaciones de General Roca admitió el recurso interpuesto por la Sociedad y revocó el pedido de levantamiento de la medida cautelar formulado por ENARGAS. Dicho ente interpuso un recurso extraordinario que fue rechazado con fecha 10 de febrero de 2016.

Por otra parte, además del mantenimiento de la medida cautelar, el 27 de octubre de 2015 la Corte Suprema de Justicia de la Nación dictó el fallo “Compañía Mega S.A c/EN” en virtud del cual, en un caso similar al de la Sociedad en el que el gas consumido por la actora no ingresa al sistema de transporte y no puede ser confundido con el gas importado, se estableció que el cargo creado por el Decreto N° 2067/08 resulta inconstitucional. Los asesores legales de la Sociedad consideran que este fallo es un precedente de importancia para avalar la posición de la Sociedad.

Por otra parte, la Resolución 28/16 del 28/3/16 del Ministerio dejó sin efecto los actos del ex Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios vinculados a la determinación de los cargos tarifarios en el marco del Decreto 2067/08.

La Gerencia de la Sociedad, basada en la opinión de sus asesores legales internos y externos, continúa considerando que tiene sólidos fundamentos para obtener la declaración de inconstitucionalidad del cargo creado por el Decreto 2067/08, las Resoluciones de Enargas dictadas en consecuencia y el artículo 54 de la Ley 26.784 y para rechazar su exigibilidad, como así también para mantener la medida cautelar, por lo cual no resulta necesario provisionar suma alguna por este concepto.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 12 de julio de 2021 12 de julio de 2021 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISION FISCALIZADORA

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NOTA 27 - PROVISIONES Y OTROS CARGOS (Cont.)

a.3) Resolución SEN 77/12

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 2021 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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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 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 las 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.

Véase nuestro informe de fecha 12 de julio de 2021 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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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 2021 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 en moneda homogénea del 30 de abril de 2021 millones de $ 248,7). 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
	30.04.2021 30.04.2020
Mercado local
Petróleo	3.208.409 2.964.407 1.396.245 2.028.436 10.382 424.736 6.343.567 11.068.830 395.526 633.331 135.579 140.394 1.490 -
Programa estímulo de gas (Nota 2.c)
Gas
Energía eléctrica ADC(1)
GLP
Servicios
Otros(2)
	11.491.198 17.260.134
Mercado externo	5.419.180 7.686.431 242.265 165.801
Petróleo
GLP
	5.661.445 7.852.232
Total	17.152.643 25.112.366

(1) Incluye los ingresos generados por el gas producido por el yacimiento ADC, consumido en la CT ADC y pagado por CAMMESA bajo el concepto Reconocimiento Combustibles Propios por $ 2.726.809 y $ 6.004.973 al 30 de abril de 2021 y 2020, respectivamente (ver Nota 6). A partir de enero de 2021 los pagos recibidos de CAMMESA en concepto de Reconocimiento Combustibles Propios incluyen las remuneraciones por el “Plan Gas 2020-2024”

(2) Corresponde a ingresos provenientes de los programas Propano Sur al 30 de abril de 2021 (ver Nota 2.d).

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NOTA 29 – COSTO DE INGRESOS

TA 29 – COSTO DE INGRESOS
	30.04.2021 30.04.2020
Honorarios y otras retribuciones	56.503 78.940
Sueldos y cargas sociales	1.703.184 1.818.926
Materiales, repuestos y otros	734.864 859.947
Operación, mantenimiento y reparaciones	1.999.327 2.501.756
Combustibles, lubricantes y fluidos	861.517 998.413
Transporte, fletes y estudios	160.517 206.371
Depreciación propiedad, planta y equipo	4.511.078 5.240.217
Depreciación derechos de uso	33.868 21.487
Gastos de oficina, movilidad y representación	77.993 65.160
Impuestos, tasas, contribuciones, alquileres y seguros	282.087 302.503
Adquisición de gas de terceros	- 2.217.127
Gastos de transporte de gas	83.480 109.463
Adquisición de crudo	248.924 338.082
Costo de producción de existencias	(704.194) (1.280.238)
Total	10.049.148 13.478.154

NOTA 30 – GASTOS DE COMERCIALIZACIÓN

TA 30 – GASTOS DE COMERCIALIZACIÓN
	30.04.2021 30.04.2020
Regalías	2.032.588 2.252.899
Gastos de almacén, transporte y despacho de petróleo y energía	292.247 265.104
Derechos de exportaciones	150.995 616.960
Impuesto sobre los ingresos brutos	358.227 614.045
Comisiones y otros	6.558 8.777
Total	2.840.615 3.757.785

NOTA 31 – GASTOS DE ADMINISTRACIÓN

	30.04.2021 30.04.2020
Honorarios y otras retribuciones	94.579 106.836
Sueldos y cargas sociales	496.841 533.106
Operación, mantenimiento y reparaciones	97.732 103.989
Transporte, fletes y estudios	3.713 7.332
Depreciación propiedad, planta y equipo	24.931 31.300
Depreciación derechos de uso	90.054 67.540
Gastos de oficina, movilidad y representación	3.673 32.217
Impuestos, tasas, contribuciones, alquileres y seguros	19.130 71.652
Gastos bancarios	218.942 332.299
Total	1.049.595 1.286.271

NOTA 32 - OTROS EGRESOS OPERATIVOS NETOS

TA 32 - OTROS EGRESOS OPERATIVOS NETOS
	30.04.2021 30.04.2020
Desvalorización de Propiedad, planta y equipo (Nota 5)	(2.466.786) (2.652.498)
Desvalorización de Inventarios (petróleo) (Nota 3.8)	- (708.498)
Resultado pasivos a riesgo	110.426 -
Cobro de reclamos judiciales	48.819 -
Costos directos asociados al COVID-19 (Nota 1)	(660.867) -
Ingresos por servicios administrativos indirectos Consorcios / UT (neto)	47.239 55.531 4.327 14.609
Diversos
Total	(2.916.842) (3.290.856)

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NOTA 33 - RESULTADOS FINANCIEROS

TA	33 - RESULTADOS FINANCIEROS
		30.04.2021	30.04.2020
	Ingresos financieros
	Intereses	443.978 264.929 (64.024) 4.973.141	661.493
	Otros resultados financieros		397.579
	Devengamiento de intereses de créditos		-
	Diferencia de cambio		7.384.213
		5.618.024	8.443.285
	Costos financieros	(2.538.062) (56.945) 478.176 (139.358) (9.580.427)
	Intereses		(2.395.824)
	Otros resultados financieros		(38.988)
	Resultado neto por recompra Obligaciones Negociables (ver Nota 23)		-
	Devengamiento de intereses de deudas		(27.507)
	Diferencia de cambio		(12.933.968)
		(11.836.616)	(15.396.287)

NOTA 34 - 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.

narias potenciales dilusivas.
	30.04.2021	30.04.2020
Resultado neto atribuible a los accionistas de la Sociedad	(634.116)	1.366.235
Nºmedio ponderado de acciones ordinarias en circulación	179.802	179.802
Resultado neto por acción básico y diluido	(3,5267)	7,5986
	30.04.2021	30.04.2020
Resultado integral atribuible a los accionistas de la Sociedad	(1.667.148)	(2.626.345)
Nºmedio ponderado de acciones ordinarias en circulación	179.802	179.802
Resultado integral por acción básico y diluido	(9,2721)	(14,6069)

NOTA 35 – COMPROMISOS

• En Nota 1 se detalla el compromiso de inversión de Capex con la provincia del Neuquén en relación con el contrato para la exploración, desarrollo y producción del área Parva Negra Oeste.

• En Nota 1 se detalla el compromiso de inversión de Capex con la provincia del Chubut en relación con la Concesión de explotación hidrocarburífera Pampa del Castillo – La Guitarra.

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

• En Nota 2.c se mencionan los compromisos asumidos con el Programa de Estímulo a las Inversiones en Desarrollos de Producción de Gas Natural proveniente de Reservorios No Convencionales y el Plan de Promoción de producción de Gas Natural Argentino

• La Sociedad ha firmado un acuerdo con 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 2021/2022. En relación al butano comercial por aproximadamente la totalidad de la producción en el mercado local. En lo que respecta al gas propano comercial sus compromisos locales alcanzan aproximadamente el 19% de su producción. Al igual que lo viene haciendo, se prevé exportar de propano durante todo el ejercicio en función del otorgamiento de los correspondientes permisos de exportación.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 12 de julio de 2021 12 de julio de 2021 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISION FISCALIZADORA

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NOTA 35 – COMPROMISOS (Cont.)

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

• En Nota 41 a) se detalla el compromiso de inversión de Capex con la provincia de Río Negro en relación con el permiso de exploración sobre el área Puesto Zúñiga.

• En Nota 41 b) se detalla el compromiso de inversión de Capex con la provincia de Río Negro en relación con la Concesiones de explotación hidrocarburífera de Loma Negra y de La Yesera.

• No existen erogaciones de capital comprometidas pero no incurridas a la fecha de cierre de los estados financieros al 30 de abril de 2021.

NOTA 36 - 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:

Las operaciones con la sociedad controlante C.A.P.S.A. fueron:
	30.04.2021	30.04.2020
Gastos correspondientes a C.A.P.S.A. Gastos correspondientes a Capex S.A.	18.472 (501)	26.212 (1.112)

a.ii) Con las sociedades controladas

Las operaciones con SEB fueron:

Las operaciones con SEB fueron:
	30.04.2021	30.04.2020
Gastos correspondientes a SEB Costos de procesamiento de gas en la planta de GLP	70 (288.820)	- (283.479)
Las operaciones con Hychico fueron:
	30.04.2021	30.04.2020
Honorario de garantía Aumentos de capital Gastos correspondientes a Capex S.A. Gastos correspondientes a Hychico	(263) - (72) 189	(414) 281 (162) 241
Las operaciones con EG WIND fueron:
	30.04.2021	30.04.2020
Crédito otorgado Crédito cobrado Intereses cobrados Intereses devengados Gastos correspondientes a E G WIND	(1.013.808) 150.929 83.976 (104.132) 947	(52.406) - 65.506 (67.884) 949

Las operaciones con Hychico fueron:

Las operaciones con EG WIND fueron:

Véase nuestro informe de fecha 12 de julio de 2021

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Véase nuestro informe de fecha 12 de julio de 2021 COMISION FISCALIZADORA

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NOTA 36 - PARTES RELACIONADAS Y PERSONAL CLAVE DE LA DIRECCIÓN DE LA SOCIEDAD (Cont.)

Con fecha 18 de noviembre de 2020, la Sociedad acordó un nuevo contrato de mutuo oneroso con E G WIND con las siguientes características:

• Capital: US$ 10.300.000

• Amortización: en 28 cuotas trimestrales y consecutivas desde el 24 de mayo de 2022 finalizando el 24 de febrero de 2029.

• Tasa de interés: devenga una tasa de interés fija del 11,00%;

• Pago de Intereses: trimestralmente;

• Destino de los fondos: exclusivamente para el pago anticipado de la deuda de E G WIND con Enercon GmbH;

A la fecha de los presentes estados financieros separados, la Sociedad desembolsó el mutuo a su subsidiaria EG WIND y esta última completó el pago anticipado del monto adeudado a Enercon GmbH.

La cancelación anticipada del saldo adeudado por parte de E G WIND, cuyo vencimiento original era en mayo de 2021, generó una ganancia aproximada de US$ 3,5 millones en dicha sociedad.

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:
	30.04.2021	30.04.2020
Alquileres de oficinas y cocheras Servicios prestados Gastos correspondientes a Interenergy	(9.859) - 2.941	(10.140) 4.867 777

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:
	30.04.2021	30.04.2020
Gastos correspondientes aPlenium	-	4
Las operaciones con Wild S.A. fueron:
	30.04.2021	30.04.2020
Gastos correspondientes a Wild	-	4

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:
	30.04.2021	30.04.2020
Gastos correspondientes a Interflow	1.808	1.788

a.vi) Con las sociedades vinculadas

Las operaciones con Alparamis S.A. fueron:

Las operaciones con Alparamis S.A. fueron:
	30.04.2021	30.04.2020
Alquileres de oficinas y cocheras	(114.893)	(99.784)

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 12 de julio de 2021 12 de julio de 2021 COMISION FISCALIZADORA

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NOTA 36 - PARTES RELACIONADAS Y PERSONAL CLAVE DE LA DIRECCIÓN DE LA SOCIEDAD (Cont.)

a.vii) Con los consorcios

Las operaciones con Loma Negra fueron:

Las operaciones con Loma Negra fueron:
	30.04.2021	30.04.2020
Servicios dirección, operación Gastos prorrateables Cargos por servicios administrativos indirectos Reintegro de gastos Aportes realizados Distribuciones a los socios	233.352 42.668 40.208 53.070 626.728 (139.254)	238.508 42.177 41.176 31.455 1.291.320 (202.257)
Las operaciones con Lote IV La Yesera fueron:
	30.04.2021	30.04.2020
Servicios dirección, operación Gastos prorrateables Cargos por servicios administrativos indirectos Reintegro de gastos Aportes realizados Distribuciones a los socios	60.505 10.667 13.648 73 99.979 (28.934)	70.801 10.851 29.709 355 216.338 (56.586)

a.viii) Con la UT

Las operaciones con Pampa del Castillo fueron:

peraciones con Pampa del Castillo fueron:
	30.04.2021	30.04.2020
Servicios dirección, operación Cargos por servicios administrativos indirectos Reintegro de gastos Aportes realizados Distribuciones a los socios	463.810 173.030 5.803 5.977.376 (1.110.343)	565.325 237.487 8.224 9.072.683 (1.645.283)

Véase nuestro informe de fecha 12 de julio de 2021

Véase nuestro informe de fecha 12 de julio de 2021

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NOTA 36 - PARTES RELACIONADAS Y PERSONAL CLAVE DE LA DIRECCIÓN DE LA SOCIEDAD (Cont.)

b) Saldos al cierre con partes relacionadas

	30.04.2021	30.04.2021	30.04.2021			30.04.2020	30.04.2020
	Otras cuentas por cobrar corrientes	Cuentas por cobrar comerciales corrientes	Cuentas por pagar comerciales corrientes	Otras cuentas por cobrar no corrientes	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 (Nota 38) 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	1.458 - - 120 1.154 - - 65	4.724 - - - 31.594 10.209 3.234 -	- 20 4 25 - - - -	- - - - - - - -	1.711 - - - - - - 1.788	4.852 - - 649 32.435 11.506 5.728 -	- 25 - - - - - -	- - - - - - - -
	2.797	49.761	49	-	3.499	55.170	25	-
	- 130.673 - 3.833 - -	- 365 - 6.251 3.182 1.471	207 - 22.357 - - -	1.448.924 - - - -	- 112.320 - - - -	- 285 - 6.465 1.338 3.072	- - 23.523 - - -	- 665.012 - - - -
	134.506	11.269	22.564	1.448.924	112.320	11.160	23.523	665.012

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NOTA 36 - PARTES RELACIONADAS Y PERSONAL CLAVE DE LA DIRECCIÓN DE LA SOCIEDAD (Cont.)

c) Remuneración del personal clave de la dirección

Las retribuciones devengadas a los miembros de la alta dirección en concepto de servicios laborales prestados (salarios y otras prestaciones) devengadas en los ejercicios finalizados el 30 de abril de 2021 y 2020, ascienden a $ 264.363 y $ 282.155, respectivamente.

Adicionalmente, al 30 de abril de 2021 y 2020 se devengaron $ 21.000 y $ 21.210 en concepto de honorarios a los directores titulares.

NOTA 37 - 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 40).

Con fecha 18 de noviembre de 2020 EG WIND canceló anticipadamente la deuda con Enercon GmbH por US$ 13.771.741, con un descuento de US$ 3.471.741, quedando liberada la garantía otorgada por Capex, y el 29 de junio de 2021 canceló la deuda con Enercon Argentina S.A. por US$ 4.4848.953 liberando también la garantía otorgada por Capex.

Véase nuestro informe de fecha 12 de julio de 2021

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NOTA 38 – ACTIVOS Y PASIVOS EN MONEDAS DISTINTAS DEL PESO

La presente información es presentada a los efectos de dar cumplimiento con las disposiciones establecidas por la CNV

Los tipos de cambio utilizados corresponden a los vigentes al 30 de abril de 2021 según el BNA.

Rubros		30.04.2021	30.04.2021		30.04.2020
	Clase	Monto en miles de US$	Cambio vigente $	Monto en $	Monto en $ reexpresado
ACTIVO ACTIVO NO CORRIENTE Otras cuentas por cobrar Créditos con partes relacionadas Créditos a recuperar UT Inversiones financieras a costo amortizado Plazos fijos Inversiones financieras a valor razonable con cambios en otros resultados integrales Títulos públicos Total del activo no corriente ACTIVO CORRIENTE Otras cuentas por cobrar Anticipos varios Créditos con partes relacionadas Créditos a recuperar Diversos ME Cuentas por cobrar comerciales Créditos con partes relacionadas Por venta de petróleo y otros Inversiones financieras Plazos fijos Efectivo y equivalentes de efectivo Caja Caja Bancos Cuenta remunerada Fondos comunes de inversión Total del activo corriente	US$ US$ US$ US$	15.520 3.355 64.547 -	93,36 93,36 93,36	1.448.924 313.178 6.026.149 -	665.012 - - 13.316.548
	US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$ € US$ US$ US$	257 1.441 - 101 121 8.078 36.341 1 3 343 - 4.480	93,36 93,36 93,36 93,36 93,36 93,36 93,36 112,14 93,36 93,36	**7.788.251 **	13.981.560
				23.967 134.506 - 9.443 11.269 754.139 3.392.842 118 289 31.985 - 418.264	47.354 112.320 257.997 14.403 11.160 416.590 - 123 275 2.306.616 8.647 470.807
				4.776.822	**3.646.292 **
Total del activo				12.565.073	**17.627.852 **

Véase nuestro informe de fecha 12 de julio de 2021

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NOTA 38 – ACTIVOS Y PASIVOS EN MONEDAS DISTINTAS DEL PESO (Cont.)

Rubros		30.04.2021	30.04.2021		30.04.2020
	Clase	Monto en miles de US$	Cambio vigente $	Monto en $	Monto en $ reexpresado
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 Proveedores con partes relacionadas Provisiones varias Provisiones varias con partes relacionadas Deudas por arrendamiento Deudas financieras Préstamos bancarios Obligaciones Negociables Total del pasivo corriente	US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$	2.216 1.683 255.026	93,56 93,56 93,56	207.285 157.429 23.860.233	324.515 201.706 29.332.096
		15.528 2 3.051 239 1.422 - 8.111	93,56 93,56 93,56 93,56 93,56 93,56	24.224.947	29.858.317
				1.452.844 207 285.433 22.357 133.062 - 758.823	2.255.122 - 97.074 23.523 147.044 882.625 929.868
				2.652.726	4.335.256
Total del pasivo				26.877.673	34.193.573

NOTA 39 - RESERVAS DE GAS Y PETROLEO (NO CUBIERTO POR EL INFORME DE AUDITORIA EMITIDO POR LOS AUDITORES INDEPENDIENTES)

- Agua del Cajón

La estimación de reservas y recursos de hidrocarburos del área Agua del Cajón al 31 de diciembre de 2020 fue certificada por el auditor independiente, Ingeniero José C. Estrada, 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	Reservas			Recursos
		Comprobadas			Probables	Posibles
		Desarrolladas	No desarrolladas	Total
Gas	MMm3 (1)	3.197	1.586	4.783	728	867	16.355
Petróleo	Mbbl	1.359	1.434	2.793	4.183	6.466	28.895
	Mm3	216	228	444	665	1.028	4.594

(1) expresado en 9.300 Kcal por m3.

Véase nuestro informe de fecha 12 de julio de 2021

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NOTA 39 - RESERVAS DE GAS Y PETROLEO (NO CUBIERTO POR EL INFORME DE AUDITORIA EMITIDO POR 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 2020 fue certificada por el auditor independiente, Licenciado Héctor A. López, 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	Reservas			Recursos
		Comprobadas			Probables	Posibles
		Desarrolladas	No desarrolladas	Total
Petróleo	Mbbl	2.711	4.504	7.215	264	-	-
	Mm3	431	716	1.147	42	-	-

- Loma Negra

La estimación de reservas y recursos de hidrocarburos del área Loma Negra, al 31 de diciembre de 2020 fue certificada por el auditor 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 febrero de 2034 (ver Nota 41), con los siguientes valores:

Productos	Productos	Reservas	Reservas	Reservas			Recursos
		Comprobadas			Probables	Posibles
		Desarrolladas	No desarrolladas	Total
Gas	MMm3 (1)	1.329	836	2.165	6	-	3
Petróleo	Mbbl	2.352	1.214	3.566	170	-	359
	Mm3	374	193	567	27	-	57

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 2020 fue certificada por el auditor 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 agosto de 2037 (ver Nota 41), con los siguientes valores:

Productos	Productos	Reservas	Reservas	Reservas			Recursos
		Comprobadas			Probables	Posibles
		Desarrolladas	No desarrolladas	Total
Gas	MMm3 (1)	167	46	213	-	-	364
Petróleo	Mbbl	1.522	579	2.101	-	-	4.692
	Mm3	242	92	334	-	-	746

• 1) expresado en 9.300 Kcal por m3.

La Sociedad posee el 18,75 % de dichas reservas (ver Nota 1 y 41.c))

Véase nuestro informe de	fecha	Véase nuestro informe de fecha
12de julio de2021		12 de julio de 2021
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º º		Dr. Norberto Luis Feoli

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NOTA 39 - RESERVAS DE GAS Y PETROLEO (NO CUBIERTO POR EL INFORME DE AUDITORIA EMITIDO POR 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 2020 fue certificada por la auditora 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 el mes de octubre de 2026, con los siguientes valores:

Productos	Productos	Reservas	Reservas	Reservas			Recursos
		Comprobadas			Probables	Posibles
		Desarrolladas	No desarrolladas	Total
Gas	MMm3 (1)	31	14	45	5	1	-
Petróleo	Mbbl	7.485	3.742	11.227	1.302	245	-
	Mm3	1.190	595	1.785	207	39	-

(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 2021, calculadas en función de las reservas auditadas al 31 de diciembre de 2020 hasta el final de cada concesión, corregidas por la producción del período enero a abril de 2021 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)	3.088		471	30		3.589
Petróleo	Mbbl	1.308	2.606	834	274	6.612	11.634
	Mm3	208	414	133	44	1.051	1.850

1) expresado en 9.300 Kcal por m3

NOTA 40 – 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 Véase nuestro informe de fecha 12 de julio de 2021 12 de julio de 2021 COMISION FISCALIZADORA

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NOTA 40 – 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 entró en vigencia el 19 de junio de 2020 al cumplirse los 30 meses de la adjudicación del contrato.

NOTA 41 –ADQUISICION DE NEGOCIOS Y CONCESIONES

a) Concurso Público Nacional e Internacional N° 1/19 – 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 preadjudicó el área. Con fecha 16 de octubre de 2020 la Sociedad resultó adjudicataria de un permiso de exploración sobre el área Puesto Zúñiga en la Provincia de Río Negro.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 12 de julio de 2021 12 de julio de 2021 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISION FISCALIZADORA

(Socio)

C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17

Dr. Norberto Luis Feoli

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NOTA 41 –ADQUISICION DE NEGOCIOS Y CONCESIONES (Cont.)

b) Acuerdo de extensión del plazo de las concesiones de las áreas Loma Negra y La Yesera

El 30 de marzo de 2021 los consorcistas de Loma Negra y La Yesera acordaron con la Provincia de Río Negro la extensión por 10 años adicionales de las concesiones de las áreas. El Poder Ejecutivo Provincial con fecha 20 de abril de 2021 emitió los Decretos 346/21 y 345/21 aprobando la extensión de las concesiones.

Las principales características de los acuerdos de extensión son las siguientes:

• Prorrogar ambas Concesiones de Explotación por un plazo de 10 años, es decir hasta el 24 de febrero de 2034 para Loma Negra y hasta el 4 de agosto de 2037 para La Yesera;

• Establecer para el Área Loma Negra: un Plan de Desarrollo e Inversión de hasta US$ 35,6 millones (sujeto a determinadas condiciones); el pago de un Bono de Prórroga de US$ 4,38 millones y de un Aporte al Desarrollo Social y Fortalecimiento Institucional de US$ 1,31 millones;

• Establecer para el Área La Yesera; un Plan de Desarrollo e Inversión de hasta US$ 25,4 millones (sujeto a determinadas condiciones), un Bono de Prórroga de US$ 0,9 millones y un Aporte al Desarrollo Social y Fortalecimiento Institucional de US$ 0,3 millones.

• En ambas áreas se abonará un aporte complementario del 3% mensual sobre la producción incremental de petróleo y gas. La producción incremental será la producida por los pozos nuevos perforados y terminados con posterioridad al acuerdo de prórroga y comprometidos en el Plan de inversiones. A partir del vencimiento del plazo original de la concesión de explotación, este 3% aplicará al total de la producción.

Con fecha 6 de mayo de 2021 se abonaron el bono de prórroga y el aporte al desarrollo social y fortalecimiento institucional de ambas áreas.

c) Adquisición de la participación del 18.75 % en el área La Yesera

Al 30 de junio de 2021 la Sociedad adquirió a San Jorge Energy S.A. la participación del 18,75% en el Consorcio La Yesera (ver Nota 1.1)

NOTA 42 – PARTICIPACION EN OPERACIONES CONJUNTAS – RESUMEN DE LA SITUACION FINANCIERA

Los activos y pasivos y el costo de producción, antes del porcentaje de participación, al 30 de abril de 2021 y 2020 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 Costos de producción (1)	30.04.2021 30.04.2020	30.04.2021 30.04.2020	30.04.2021 30.04.2020
	18.885.679 17.758.632 576.254 627.821	1.572.412 1.351.603 128.317 291.549	7.890.792 6.336.568 589.339 823.322
	19.461.933 18.386.453	1.700.729 1.643.152	8.480.131 7.159.890
	1.282.854 465.908	272.228 296.596	1.687.085 2.161.384
	1.282.854 465.908	272.228 296.596	1.687.085 2.161.384
	(1.018.925) (921.121)	(265.618) (338.337)	(3.600.058) (4.198.649)

(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 UT y los Consorcios.

Véase nuestro informe de fecha

12 de julio de 2021

PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 12 de julio de 2021 COMISION FISCALIZADORA

(Socio)

Dr. Norberto Luis Feoli

C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17

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Informe de auditoría emitido por los auditores independientes

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 la auditoría de los estados financieros separados

Opinión

Hemos auditado los estados financieros separados de Capex S.A. (en adelante “la Sociedad”) que comprenden el estado de situación financiera separado al 30 de abril de 2021, los estados separados del resultado integral, de cambios en el patrimonio y de flujos de efectivo correspondientes al ejercicio finalizado en esa fecha, y las notas a los estados financieros separados, las cuales incluyen un resumen de las políticas contables significativas y otra información explicativa.

En nuestra opinión, los estados financieros separados adjuntos presentan razonablemente, en todos los aspectos significativos, la situación financiera separada de la Sociedad al 30 de abril de 2021, así como su resultado integral separado y los flujos de efectivo separados correspondientes al ejercicio finalizado en esa fecha, de conformidad con las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF).

Fundamento de la opinión

Hemos llevado a cabo nuestro examen de conformidad con Normas Internacionales de Auditoría (NIAs). Dichas normas fueron adoptadas como normas de auditoría en Argentina mediante la Resolución Técnica N° 32 de la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas (FACPCE), tal y como fueron aprobadas por el Consejo de Normas Internacionales de Auditoría y Aseguramiento (IAASB por su sigla en inglés). Nuestras responsabilidades de acuerdo con dichas normas se describen más adelante en la sección “Responsabilidades de los auditores en relación con la auditoría de los estados financieros separados” del presente informe.

Consideramos que los elementos de juicio que hemos obtenido proporcionan una base suficiente y adecuada para fundamentar nuestra opinión de auditoría.

Independencia

Somos independientes de la Sociedad de conformidad con el Código Internacional de Ética para Profesionales de la Contabilidad (incluidas las Normas Internacionales de Independencia) emitido por el Consejo de Normas Internacionales de Ética para Contadores (Código del IESBA) junto con los requerimientos que son aplicables a nuestra auditoría de los estados financieros separados en Argentina, y hemos cumplido las demás responsabilidades de ética de conformidad con esos requerimientos y con el Código del IESBA.

Price Waterhouse & Co. S.R.L., Bouchard 557, piso 8°, C1106ABG - Ciudad de Buenos Aires T: +(54.11) 4850.0000, F: +(54.11) 4850.1800, www.pwc.com/ar

Price Waterhouse & Co. S.R.L. es una firma miembro de la red global de PricewaterhouseCoopers International Limited (PwCIL). Cada una de las firmas es una entidad legal separada que no actúa como mandataria de PwCIL ni de cualquier otra firma miembro de la red.

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Cuestiones clave de la auditoría

Las cuestiones clave de la auditoría son aquellas cuestiones que, según nuestro juicio profesional, han sido de la mayor significatividad en nuestra auditoría de los estados financieros separados correspondientes al presente ejercicio. Estas cuestiones han sido tratadas en el contexto de nuestra auditoría de los estados financieros separados en su conjunto y en la formación de nuestra opinión sobre los mismos, y no expresamos una opinión por separado sobre estas cuestiones.

Cuestiones clave de la auditoría

Respuesta de auditoría

Recuperabilidad del valor en libros de Propiedad, Planta y Equipo del segmento petróleo y gas

Los estados financieros separados presentan al 30 de abril de 2021 las siguientes cuentas vinculadas al segmento de petróleo y gas:

• Propiedad, planta y equipos del segmento (Nota 7): $ 24.442.593 miles;

• Gastos por depreciación del segmento (Nota 7): $ 3.588.501 miles;

• Desvalorización de Propiedad, Planta y Equipo del segmento (Nota 7): $ 2.466.786.

Tal como se menciona en la Nota 5.v) de los estados financieros separados, la Sociedad evalúa la recuperabilidad de Planta, Propiedad y Equipo del segmento de petróleo y gas, a partir de la identificación de potenciales indicadores de desvalorización.

El valor recuperable de cada Unidad Generadora de Efectivo (UGE), considerando como UGE a cada área en la que la Sociedad participa, es estimado como el mayor entre el valor razonable de los activos menos los gastos directos de venta y el valor de uso de los activos. La Gerencia utiliza el valor de uso para determinar el valor recuperable y es calculado sobre la base de los flujos de fondos descontados de cada una de las UGEs. Al evaluar si existe algún indicio de un evento o circunstancia por el que una UGE podría verse afectada, la Sociedad analiza fuentes externas e internas de información. La determinación del valor de uso considera hechos y circunstancias tales como la tasa de descuento utilizada en las proyecciones de flujos de fondos de las UGEs, la condición del negocio en términos de factores de mercado y económicos, tales como niveles de producción, precios de “commodities”, costo de producción, las inversiones futuras en capital proyectadas, la evolución de la demanda y oferta del mercado, condiciones contractuales y otros factores.

Los procedimientos de auditoría realizados en relación a esta cuestión clave incluyeron entre otros:

• Evaluar el proceso utilizado por la gerencia para el cálculo del valor recuperable y la supervisión realizada sobre dicho proceso.

• Evaluar la razonabilidad de la evaluación de la Gerencia sobre la existencia de indicios de deterioro.

• Evaluar la razonabilidad de las estimaciones de reservas de petróleo y gas a través de la utilización del trabajo de los expertos de la Sociedad. Como base para utilizar este trabajo, se evaluó la competencia, capacidad y objetividad del experto, así como sus métodos y supuestos.

• Probar los datos utilizados por los expertos de la Sociedad y efectuar una evaluación de sus hallazgos.

• Evaluar los métodos y supuestos importantes utilizados por la Gerencia para desarrollar las estimaciones, incluidos los perfiles de producción futuros, los costos de operación y desarrollo y los precios futuros de los hidrocarburos.

• Probar la adecuada definición de las UGEs identificadas, así como la razonable asignación de los valores de libros a cada una de ellas.

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Cuestiones clave de la auditoría

La Sociedad estima que cualquier análisis de sensibilidad que considere modificaciones relevantes en los factores mencionados podría conducir a cambios significativos. Una de las hipótesis clave en la determinación del valor recuperable es la referida a la estimación y medición de reservas de petróleo y gas.

Existen numerosos factores que generan incertidumbre con respecto a la estimación de reservas, tales como la estimación de perfiles de producción futura, costos de desarrollo y precios, incluyendo varios 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 realiza en función a la calidad de la información de geología e ingeniería disponible a la fecha de cálculo y de su interpretación.

Las estimaciones de reservas de petróleo y gas y los flujos futuros de efectivo netos relacionados pueden ser revisados y ajustados periódicamente como resultado de cambios en una serie de factores, entre los cuales se incluyen el rendimiento del área, nuevas perforaciones, precios del petróleo y el gas, costos, avances tecnológicos, nuevos datos geológicos o geofísicos y otros factores económicos. Las estimaciones de las reservas de petróleo y gas han sido desarrolladas por personal técnico de la Sociedad, específicamente ingenieros de reservorio, y certificadas por auditores independientes contratados por la Sociedad.

Como consecuencia de los análisis antes mencionados, la Sociedad ha concluido que el valor recuperable de los activos de las UGEs analizadas es superior al valor neto contable registrado en los estados financieros separados, excepto en el caso de la UGE Agua del Cajón sobre la cual se ha registrado en el ejercicio 2021 un deterioro de $2.466.786 miles.

Esta cuestión resulta clave debido a que el desarrollo de hipótesis y premisas significativas utilizadas para el cálculo del valor recuperable de Propiedad, planta y equipos involucra un juicio crítico con alto grado de incertidumbre por parte de la Gerencia, incluyendo el uso de especialistas, lo que a su vez llevó a un alto grado de juicio por parte del auditor y esfuerzo en la realización de procedimientos para evaluar los supuestos importantes utilizados en el desarrollo de esas estimaciones.

Respuesta de auditoría

• Probar que las estimaciones de reservas de petróleo y gas se incluyeron adecuadamente en la evaluación de deterioro de Propiedad, Planta y Equipo relacionados con el segmento de petróleo y gas.

• Probar la integridad, precisión y relevancia de los datos y supuestos subyacentes utilizados por la Gerencia en la determinación del valor en uso, calculado sobre la base de flujos de fondos descontados. Esta valoración implicó evaluar si los supuestos utilizados eran razonables considerando:

• ✓ el desempeño actual y pasado de las UGEs;

• ✓ la consistencia con los datos externos del mercado y la industria, y

• ✓ si estos supuestos eran consistentes con la evidencia obtenida en otras áreas de la auditoría.

• Evaluar la razonabilidad de los escenarios estimados por la Gerencia y la ponderación dada a cada uno.

• Evaluar el adecuado uso del modelo de flujo de efectivo descontado, así como la precisión matemática de los cálculos y comparar los resultados con los registros contables.

• Evaluar la integridad de las revelaciones en los estados financieros separados respecto al impacto de las estimaciones de reservas de petróleo y gas y otros factores en Propiedad, Planta y Equipo del segmento petróleo y gas.

Adicionalmente, el esfuerzo de auditoría involucró el uso de profesionales con habilidades y conocimientos especializados para asistirnos en la evaluación del modelo de flujo de efectivo descontado y ciertos supuestos importantes, incluida la tasa de descuento.

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Cuestiones clave de la auditoría

Respuesta de auditoría

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Valor razonable de ciertos activos revaluados en Propiedad, Planta y Equipo y Participación en Sociedades

Como se describe en las Notas 7 y 8 de los estados financieros separados al 30 de abril de 2021, el valor residual de la Propiedad, Planta y Equipo relacionado a los activos valuados a valor razonable asciende a $ 11.851.602 miles, mientras que el valor de Participación en sociedades que incluyen activos valuados a valor razonable asciende a $ 2.892.517.

Tal como se menciona en la Nota 3.6.III, la Sociedad ha optado por valuar la Central Térmica Agua del Cajón, Edificios y Terrenos, la Planta GLP (propiedad de Servicios Buproneu S.A.) y los Parques Eólicos Diadema I y II (propiedad de Hychico S.A. y EG Wind S.A., respectivamente) a su valor razonable menos la depreciación y el importe acumulado de las pérdidas por deterioro del valor, si existieran.

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, la Sociedad ha utilizado el valor tasado de venta en dicho mercado.

Para la determinación del valor razonable de la Central Térmica Agua del Cajón, la Planta de GLP, los Parques Eólicos Diadema I y II, la Sociedad 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.

La Sociedad utilizó los servicios de expertos independientes en la valuación de los activos mencionados. La participación de valuadores externos es decidida por el Directorio de la Sociedad.

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. La Sociedad estima que cualquier análisis de sensibilidad que considere modificaciones relevantes

Los procedimientos de auditoría realizados en relación con esta cuestión clave incluyeron entre otros:

• Verificar la aprobación del Directorio de la Sociedad sobre el uso de valuadores expertos independientes.

• Obtener un entendimiento y evaluar las políticas, procesos, técnicas, métodos y premisas utilizadas por la Gerencia para la determinación del valor razonable de los activos revaluados.

• Evaluar el proceso de preparación y supervisión llevado adelante por la Gerencia para los cálculos del valor razonable y la identificación de los activos sujetos a revaluación del rubro Propiedad, Planta y Equipo.

• Evaluar la competencia, capacidad y objetividad de los valuadores externos contratados por la Sociedad, así como sus métodos y supuestos.

• Examinar los datos y premisas claves utilizados para determinar el valor razonable de los activos revaluados del rubro Propiedades, Planta y Equipo, en particular:

• ✓ validar con fuentes externas las premisas sobre tendencias datos macroeconómicos (inflación y tipos de cambio);

• ✓ para los supuestos operativos y regulatorios utilizados para preparar los flujos de ingresos futuros, evaluar la consistencia de las condiciones operativas de cada activo sujeto a revaluación y su desempeño en función de datos históricos, así como las regulaciones aplicables hasta la fecha;

• ✓ examinar el método de determinación de la tasa de descuento y la coherencia con los supuestos del mercado subyacente, comprobando que el valor se encuentra dentro de un rango razonable en base a los comparables del sector y el riesgo particular de la Sociedad.

• Probar la precisión matemática de los cálculos para determinar los ajustes de revaluación y verificar la

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Cuestiones clave de la auditoría		Respuesta de auditoría
en los factores mencionados podría conducir a cambios		correcta registración comparando con el valor
significativos.		residual de los activos revaluados.
En el caso de la Central Térmica Agua del Cajón, a los valores determinados en base al método de costo de	●	Evaluar la razonabilidad de los escenarios estimados por la Gerencia y la ponderación dada a
reposición depreciado fue necesario aplicar una		cada uno.
depreciación por obsolescencia económica basado en
que han existido factores externos, como ser el	●	Evaluar la suficiencia de la información revelada en
incremento de costos directos e indirectos y una		los estados financieros separados respecto a la
disminución de los precios de venta, que causaron una		determinación de valor razonable de los activos
pérdida de valor de los activos (ver Nota 5.vi).		revaluados.

En el caso de la Central Térmica Agua del Cajón, a los valores determinados en base al método de costo de reposición depreciado fue necesario aplicar una depreciación por obsolescencia económica 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 (ver Nota 5.vi).

En cuanto al Parque Eólico Diadema II, a los valores determinados en base al método de costo de reposición depreciado fue necesario aplicar una depreciación por obsolescencia económica basado en que han existido factores externos, que causaron una pérdida de valor de los activos (ver Nota 5.vi).

Adicionalmente, el esfuerzo de auditoría involucró el uso de profesionales con habilidades y conocimientos especializados para asistirnos en la evaluación del modelo de flujo de efectivo descontado y ciertos supuestos importantes, incluida la tasa de descuento

Esta cuestión resulta clave debido a que la medición del valor razonable de los activos revaluados resulta material en los estados financieros separados de la Sociedad y requiere la aplicación de juicios críticos y estimaciones significativas por parte de la Gerencia sobre variables claves utilizadas en la evaluación de los valores razonables, así como por la impredecibilidad de la evolución futura de estas estimaciones y el hecho de que cambios significativos futuros en las premisas claves pueden tener un impacto significativo en los estados financieros separados.

Información que acompaña a los estados financieros separados (“otra información”)

La otra información comprende la Memoria. El Directorio es responsable de la otra información.

Nuestra opinión sobre los estados financieros separados no cubre la otra información y, por lo tanto, no expresamos ninguna conclusión de auditoría.

En relación con nuestra auditoría de los estados financieros separados, nuestra responsabilidad es leer la otra información y, al hacerlo, considerar si la misma es materialmente inconsistente con los estados financieros separados o nuestros conocimientos obtenidos en la auditoría, o si por algún otro motivo parece que existe una incorrección significativa. Si, basándonos en el trabajo que hemos realizado, consideramos que, en lo que es materia de nuestra competencia, existe una incorrección significativa en la otra información, estamos obligados a informarlo. No tenemos nada que informar al respecto.

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Responsabilidades del Directorio y del Comité de Auditoría en relación con los estados financieros separados

El Directorio de Capex S.A. es responsable de la preparación y presentación razonable de los estados financieros separados de acuerdo con las NIIF, y del control interno que el Directorio considere necesario para permitir la preparación de estados financieros separados libres de incorrección significativa, debida a fraude o error.

En la preparación de los estados financieros separados, el Directorio es responsable de evaluar la capacidad de la Sociedad de continuar como empresa en funcionamiento, revelar, en caso de corresponder, las cuestiones relacionadas con este tema y utilizar el principio contable de empresa en funcionamiento, excepto si el Directorio tiene intención de liquidar la Sociedad o de cesar sus operaciones, o bien no exista otra alternativa realista de continuidad.

El Comité de Auditoría es responsable de la supervisión del proceso de preparación de la información financiera de la Sociedad.

Responsabilidades de los auditores en relación con la auditoría de los estados financieros separados

Nuestros objetivos son obtener una seguridad razonable de que los estados financieros separados en su conjunto están libres de incorrección significativa, debida a fraude o error, y emitir un informe de auditoría que contenga nuestra opinión. Seguridad razonable es un alto grado de seguridad, pero no garantiza que una auditoría realizada de conformidad con las NIA siempre detecte una incorrección significativa cuando exista. Las incorrecciones pueden deberse a fraude o error y se consideran significativas si, individualmente o de forma agregada, puede preverse razonablemente que influyan en las decisiones económicas que los usuarios toman basándose en los estados financieros separados.

Como parte de una auditoría de conformidad con las NIA, aplicamos nuestro juicio profesional y mantenemos una actitud de escepticismo profesional durante toda la auditoría. También:

• Identificamos y evaluamos los riesgos de incorrección significativa en los estados financieros separados, debida a fraude o error, diseñamos y aplicamos procedimientos de auditoría para responder a dichos riesgos y obtenemos elementos de juicio suficientes y apropiados para proporcionar una base para nuestra opinión. El riesgo de no detectar una incorrección significativa debida a fraude es más elevado que en el caso de una incorrección significativa debida a error, ya que el fraude puede implicar colusión, falsificación, omisiones deliberadas, manifestaciones intencionalmente erróneas, o la elusión del control interno.

• Obtenemos conocimiento del control interno relevante para la auditoría con el fin de diseñar procedimientos de auditoría que sean apropiados en función de las circunstancias y no con la finalidad de expresar una opinión sobre la efectividad del control interno de la Sociedad.

• Evaluamos si las políticas contables aplicadas son apropiadas, así como la razonabilidad de las estimaciones contables y la correspondiente información revelada por el Directorio de la Sociedad.

• Concluimos sobre lo apropiado de la utilización por el Directorio de la Sociedad, del principio contable de empresa en funcionamiento y, basándonos en los elementos de juicio obtenidos, concluimos sobre si existe o no una incertidumbre importante relacionada con hechos o con condiciones que pueden generar dudas significativas sobre la capacidad de la Sociedad para continuar como empresa en funcionamiento. Si concluimos que existe una incertidumbre importante, debemos enfatizar en nuestro informe de auditoría sobre la correspondiente información revelada en los estados financieros separados, o si dichas revelaciones no son apropiadas, se requiere que expresemos una opinión modificada. Nuestras conclusiones se basan en los elementos de juicio obtenidos hasta la fecha de emisión de nuestro informe de auditoría. Sin embargo, hechos o condiciones futuros pueden ser causa de que la Sociedad deje de ser una empresa en funcionamiento.

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• Evaluamos la presentación general, la estructura y el contenido de los estados financieros separados, incluida la información revelada, y si los estados financieros separados representan las transacciones y hechos subyacentes de un modo que logre una presentación razonable.

Nos comunicamos con el Comité de Auditoría de la Sociedad en relación con, entre otras cuestiones, el alcance y el momento de realización de la auditoría planificados y los hallazgos significativos de la auditoría, incluyendo cualquier deficiencia significativa en el control interno que identifiquemos en el transcurso de la auditoría.

También proporcionamos al Comité de Auditoría de la Sociedad una declaración de que hemos cumplido los requerimientos de ética aplicables relacionados con la independencia, y comunicamos todas las relaciones y demás cuestiones de las que se puede esperar razonablemente que pueden afectar a nuestra independencia y, en su caso, las acciones tomadas para eliminar amenazas o las salvaguardas aplicadas.

Entre las cuestiones que han sido objeto de comunicación con el Comité de Auditoría de la Sociedad, determinamos las que han sido de la mayor significatividad en la auditoría de los estados financieros separados del presente ejercicio y que son, en consecuencia, las cuestiones clave de la auditoría. Describimos esas cuestiones en nuestro informe de auditoría salvo que las disposiciones legales o reglamentarias prohíban revelar públicamente la cuestión o, en circunstancias extremadamente poco frecuentes, determinemos que una cuestión no se debería comunicar en nuestro informe porque puede preverse razonablemente que las consecuencias adversas de hacerlo superarían los beneficios de interés público de la misma.

Informe sobre otros requerimientos legales y reglamentarios

En cumplimiento de disposiciones vigentes informamos, que:

• a) los estados financieros separados de Capex S.A. se encuentran asentados en el libro "Inventarios y Balances" y cumplen, en lo que es materia de nuestra competencia, con lo dispuesto en la Ley General de Sociedades y en las resoluciones pertinentes de la Comisión Nacional de Valores;

• b) los estados financieros separados de Capex S.A. surgen de registros contables llevados en sus aspectos formales de conformidad con normas legales, que mantienen las condiciones de seguridad e integridad en base las cuales fueron autorizados por la Comisión Nacional de Valores;

• c) al 30 de abril de 2021 la deuda devengada a favor del Sistema Integrado Previsional Argentino de Capex S.A. que surge de sus registros contables ascendía a $ 31.316.233, no siendo exigible a dicha fecha;

• d) 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 Capex S.A. en el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2021 representan:

• d.1) el 68 % sobre el total de honorarios por servicios facturados a Capex S.A. por todo concepto en dicho ejercicio;

• d.2) el 46 % sobre el total de honorarios por servicios de auditoría y relacionados facturados a Capex S.A., su sociedad controlante, controladas y vinculadas en dicho ejercicio;

• d.3) el 35 % sobre el total de honorarios por servicios facturados a Capex S.A., su sociedad controlante, controladas y vinculadas por todo concepto en dicho ejercicio;

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• e) hemos aplicado los procedimientos sobre prevención de lavado de activos y financiación del terrorismo para Capex S.A. 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, 12 de julio de 2021.

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

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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 2021.

b) Estado de resultados integrales separado por el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2021.

c) Estado de cambios en el patrimonio separado por el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2021.

d) Estado de flujos de efectivo separado por el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2021.

e) Notas 1 a 42.

f) Inventario por el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2021. .

Los saldos y otra información correspondientes al ejercicio económico terminado el 30 de abril de 2020 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 2021, 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) 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.

• c) Hemos verificado que los auditores externos, en su informe de auditoría, indican bajo el inciso e) del acápite “Informe sobre otros requerimientos

legales y reglamentarios” 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, 12 de julio de 2021

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